Африка надеется, что FLNG ускорит свое стремление к газу

Проект BP Tortue получил зеленый свет в конце прошлого года и будет запущен в эксплуатацию в 2022 году. (Изображение: BP)

С тех пор, как идея о плавающем сжиженном природном газе (FLNG) была впервые обсуждена, ландшафт нефтегазового сектора резко изменился. Когда Shell в середине 2011 года наконец-то нажала кнопку запуска своего проекта Prelude FLNG на шельфе Австралии, цена на нефть поднялась на 115 долларов за баррель. К тому времени, когда он поставил первый газ ранее в этом году, он был вдвое меньше, чем это было при окончательном инвестиционном решении (FID) восемь лет назад, и колебался около 55 долларов. Это снижение цен заставило многих потенциальных операторов задуматься о технологиях.

По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), Африка может обогнать Россию как мирового поставщика газа к 2040 году, демонстрируя масштаб возможностей, если эти препятствия будут преодолены. Для региона FLNG рекламировался как потенциально прибыльный способ избежать береговых сооружений со всеми связанными с этим проблемами планирования, безопасности и местного контента.

Первый африканский проект FLNG, Golar Cameroon GoFLNG, отправил свою первую партию в 2018 году, Eni Coral South FLNG строится в Южной Корее и Сингапуре и, как ожидается, начнет производство в 2022 году, в то время как проект BP Tortue наконец-то получил зеленый свет в конце прошлого года. и также появится в сети в 2022 году.

Тем не менее, не было таких хороших новостей для Ophir Energy, которая наконец-то отключила свой проект Fortuna FLNG на шельфе Экваториальной Гвинеи. «Финансирование FLNG - это всегда сложная задача, учитывая, что это все еще новая технология, но главная проблема с Fortuna заключалась в том, что банки не желали поддерживать проект под руководством Ophir, в отличие от существующих нефтяных компаний, таких как Eni или BP, - говорит Эд Кокс. Редактор Global LNG в ICIS Energy говорит об отмене Fortuna.

Проблемы роста FLNG
FLNG является частью решения по коммерциализации запасов газа в Африке, но, учитывая объем добычи по всем существующим и санкционированным проектам (Tortue BP, Eni's Coral & Kribi в Камеруне), она будет лишь незначительной частью газового сектора в Африка, говорит Кокс. «На данный момент обычные заводы СПГ и производство газа и электроэнергии, такие как в Нигерии и Гане, будут продолжать играть главную роль в монетизации африканских газовых запасов».

Хотя в настоящее время доля газа, добываемого посредством СПГ на рынке, незначительна, он вызывает значительный интерес. У него есть несколько преимуществ в его пользу. Первоначальные капитальные вложения ниже, а благодаря более быстрому строительству операторы получают доступ к ранним денежным доходам, чтобы сбалансировать инвестиции или инвестировать в дальнейшее производство. Об этом свидетельствуют FID, снятые с Coral и Tortue.

Однако, несмотря на эти плюсы, есть проблемы в разработке проектов. Главным среди них является проблема местного контента. Принимая во внимание, что береговые сооружения строятся с использованием местной рабочей силы и ресурсов, строительство или переоборудование ГСНГ осуществляется на иностранной почве. Это привело к тому, что правительства настаивали на наземных разработках, таких как Абади (Индонезия), Greater Sunrise (Восточный Тимор / Австралия) и Танзания.

Существует также вопрос о соответствующих областях для технологии. Согласно отчету Global FLNG Overview 2019 от Wood Mackenzie, опубликованному ранее в этом году, значительное сокращение расходов на геологоразведку после падения цен на нефть в 2014 году привело к небольшому количеству подходящих новых открытий газа. Отсутствие экономии на масштабе, вероятно, ограничит проекты FLNG мелкими и удаленными разработками. Для этого часто требуется, чтобы объект FLNG был интегрирован с вышестоящей частью проекта, что приводит к увеличению сложности и стоимости проектов.

Несмотря на эти проблемы, Африка принимает у себя важные инновации в сфере СПГ, но для успеха этих проектов необходимо сотрудничество между операторами, поставщиками и правительствами принимающих стран, чтобы ориентироваться на сложном рынке СПГ для обеспечения необходимых соглашений об использовании, в то время как правительства принимающих стран должны обеспечить, чтобы бюджетные и нормативные режимы не становятся барьерами для инвестиций.

Coral South FLNG станет первым в мире сверхглубоководным FLNG, работающим на глубине 2000 метров. Ожидается, что он будет производить около 3,4 млн тонн СПГ в год. (Изображение: Eni)

Скромное начало
Все началось для Африки с FLNG Hilli Episeyo, пришвартованной у офшорного Криби, Камерун. В основе этого проекта лежит преобразование танкера СПГ в СПГ, оптимизация морской платформы Sanaga 1 и модификация очистных сооружений Bipaga на суше.

Hilli Episeyo первоначально была обычным перевозчиком СПГ в объеме 12500 кубических метров (м3) 1975 года до переоборудования на заводе Keppel в Сингапуре в 2015 году. В настоящее время она оборудована четырьмя поездами для сжижения, каждый из которых производит от 500 000 до 700 000 тонн СПГ. в год с хранением на борту 125 000 м3. Перевозить СПГ-емкости объемом от 70000 до 175000 м3 можно с помощью трех перегрузочных рычагов с расходом 10000 м3 в час.

Зарегистрированные как первое в мире переоборудованное судно FLNG, Hilli Episeyo также является первым и в настоящее время единственным оперативным подразделением FLNG в Африке. Она произвела свой первый СПГ с месторождения в Санаге в марте 2018 года и отправила свой первый груз в мае того же года.

Вторым в сети будет месторождение Eni Coral, открытое в мае 2012 года и расположенное на шельфе Мозамбика в зоне 4. Оно содержит приблизительно 450 миллиардов кубических метров (16 Tcf) газа на месте. В октябре 2016 года Eni подписала соглашение с BP о продаже всего объема СПГ, произведенного по проекту Coral South, на срок более 20 лет.

FLNG будет работать на глубине 2000 метров и, как ожидается, будет производить около 3,4 миллиона метрических тонн СПГ в год. Строительство началось в начале этого года с резки стали для башни в Сингапуре. Другой основной компонент FLNG, верхние модули, будет построен в Южной Корее на верфях Samsung Heavy Industries. По словам Eni, строительство планируется начать в конце этого года, а завершение планируется к концу 2021 года. Первый газ ожидается в 2022 году.

(Изображение: Eni)

И тогда было три
Привод Африки FLNG получил поддержку в конце прошлого года, когда BP объявила FID для Фазы 1 разработки Greater Tortue Ahmeyim. В рамках проекта будет добываться газ из сверхглубоководной подводной системы и плавучего судна для добычи, хранения и разгрузки (FPSO), находящегося в воде, которое будет обрабатывать газ, удаляя более тяжелые углеводородные компоненты. Затем газ будет передан на завод по производству СПГ в инновационном прибрежном узле, расположенном на морской границе Мавритании и Сенегала.

Завод по производству сжиженного природного газа предназначен для обеспечения в среднем около 2,5 млн. Метрических тонн СПГ в год, при этом общие ресурсы газа на месторождении оцениваются примерно в 15 триллионов кубических футов. Проект, первый значительный газовый проект, который достигнет FID в бассейне, планируется обеспечить СПГ для мирового экспорта, а также сделать газ доступным для внутреннего использования как в Мавритании, так и в Сенегале.

Переоборудование судна будет происходить в Сингапуре на верфи Keppel, где была переоборудована Голарская Hilli Episeyo FLNG, которая в настоящее время работает на шельфе Камеруна.

«Санкционируя проект сейчас, BP получает выгоду от существенной дефляции затрат в последние годы», - говорит Джайлс Фаррер, директор по глобальному газу и сжиженному природному газу в Wood Mackenzie. «Реальная ценность для проекта придет после того, как BP и его партнер Kosmos двинутся вперед с быстрым расширением мощностей на этапах 2 и 3. Это обеспечит значительную экономию за счет масштаба и привлекательности ».

BP, Kosmos или Golar пока не сообщают, повлекут ли за собой фазы 2 и 3 дальнейшие ФЛНГ.

«FID является еще одним сигналом того, насколько оптимистичен рынок СПГ», - добавляет Фаррер. «Tortue - третий проект по сжижению природного газа в этом году, и его санкции - первая фаза в создании значительного нового центра снабжения в Атлантическом бассейне».

С установлением первой фазы Tortue следующим шагом BP в регионе будет развитие прилегающей территории. «Мы разрабатываем только первую фазу газа, но мы уже определили достаточное количество газа для последующих фаз», - говорит Джаспер Пейс, вице-президент по разведке в BP Africa. «Как только первый шаг будет сделан, вы сразу увидите, как настроить второй шаг в Большом Торту».

«Затем, в соседнем блоке Cayar, есть открытие Yakaar, которое было крупнейшим открытием углеводородов промышленностью в 2017 году около 12 млрд. Кубических футов или два миллиарда баррелей нефти», - сказал Пейс. «Это, вместе с открытием Teranga, которое Космос уже сделал только к востоку от этого, приводит в действие от 30 до 50 кубических футов газа. Это еще не доказано и потребует оценки. Более того, это как раз в Сенегале. В Мавритании мы получили много сейсмических данных, которые были доведены до технических пределов при некоторой переработке в бутике, и я уверен, что к северу от газового месторождения Tortue мы, скорее всего, найдем еще какой-то существенный и значительный газ, что повлечет за собой поиск на возможность для газового узла на юге Мавритании ».

Где дальше для Африки FLNG?
Помимо разрабатываемых месторождений, на континенте есть и другие объекты, которые могут представлять интерес. Одним из потенциальных мест является Танзания, так как там расположен бассейн Гигантского Ровума в Мозамбике. «Шелл» и «Эквинор» планируют построить завод по производству СПГ мощностью 10 млн. Тонн в год к 2026/2027 году. «Возможно, FLNG может стать потенциальным вариантом в будущем», - говорит Кокс. «Но, как мы видели в недавнем циклоне в Мозамбике, размещение завода СПГ в этом месте будет иметь проблемы с погодой. Вот почему Криби и Тортю (Сенегал / Мавритания) являются идеальными местами для проектов ГСМП, учитывая мягкий характер погодных условий вдоль побережья Западной Африки ».