โรงงานผลิต ก๊าซธรรมชาติเหลวแบบลอยน้ำ ( FLNG )คือ หน่วย ผลิต จัดเก็บ และขนถ่ายแบบลอยน้ำที่ดำเนิน การผลิต ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สำหรับ แหล่ง ก๊าซธรรมชาติ ในทะเลที่กำลังพัฒนา โดยลอยอยู่เหนือแหล่งก๊าซธรรมชาติในทะเล โรงงาน FLNG จะผลิต จัดเก็บ และถ่ายโอน LNG (และอาจรวมถึงLPGและคอนเดนเซต ) ในทะเล ก่อนที่เรือขนส่งจะลำเลียงไปยังตลาดต่างๆ

การพัฒนาล่าสุดในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จำเป็นต้องย้ายหน่วยประมวลผล LNG แบบดั้งเดิม (หรือสายการผลิต) ลงสู่ทะเลเพื่อปลดล็อกแหล่งก๊าซขนาดเล็กที่อยู่ห่างไกลซึ่งการพัฒนาจะไม่คุ้มค่าทางเศรษฐกิจหากไม่ทำเช่นนั้น การใช้สิ่งอำนวยความสะดวก FLNG ประเภทใหม่เหล่านี้ช่วยลดค่าใช้จ่ายด้านเงินทุนและผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม^{[ 1 ]}แตกต่างจากหน่วยผลิต จัดเก็บ และขนถ่ายลอยน้ำ ( FPSO ) FLNG จะช่วยให้สามารถประมวลผลเชิงลึกได้อย่างเต็มรูปแบบเช่นเดียวกับโรงงาน LNG บนบก^{[ 2 ]}แต่จะลดพื้นที่ใช้งานลงเหลือเพียง 25% FLNG 3 แห่งแรกถูกสร้างขึ้นในปี 2016 ได้แก่Prelude FLNG ( Shell ), PFLNG1 และ PFLNG2 ( Petronas )

มีการศึกษาวิจัยเกี่ยวกับการผลิต LNG นอกชายฝั่งมาตั้งแต่ช่วงต้นทศวรรษ 1970 แต่การวิจัยที่สำคัญซึ่งได้รับการสนับสนุนจากการพัฒนาเชิงทดลองเริ่มขึ้นในช่วงกลางทศวรรษ 1990 เท่านั้น^{[ 3 ]}

ในปี พ.ศ. 2540 Mobilได้พัฒนาแนวคิดการผลิต FLNG โดยใช้โครงสร้างสี่เหลี่ยมจัตุรัสขนาดใหญ่ 540 x 540 ฟุต (160 ม. x 160 ม.) พร้อมช่องเปิดตรงกลาง^{[ 4 ]} ซึ่งโดยทั่วไปเรียกว่า "โดนัท" ข้อเสนอของ Mobil มีขนาดที่สามารถผลิต LNG ได้ 6,000,000 ตัน (6,600,000 ตัน) ต่อปี โดยใช้ก๊าซป้อน 7,400,000 ลูกบาศก์เมตร (260,000,000 ลูกบาศก์ฟุต) ต่อปี พร้อมพื้นที่จัดเก็บ LNG 250,000 ลูกบาศก์เมตร (66,000,000 แกลลอนสหรัฐ) และคอนเดนเสท 103,000 ลูกบาศก์เมตร (27,000,000 แกลลอนสหรัฐ) บนโครงสร้าง ^{[ 4 ]}

ในปี พ.ศ. 2542 มีการว่าจ้างให้ทำการศึกษาวิจัยครั้งใหญ่ในฐานะโครงการร่วมระหว่างบริษัทเชฟรอนและบริษัทน้ำมันและก๊าซอื่นๆ อีกหลายแห่ง^{[ 5 ]}ตามมาด้วยโครงการวิจัยที่เรียกว่า 'Azure' ซึ่งดำเนินการโดยสหภาพยุโรปและบริษัทน้ำมันและก๊าซหลายแห่ง^{[ 6 ]}ทั้งสองโครงการมีส่วนช่วยในการออกแบบตัวเรือเหล็กและคอนกรีตซึ่งเป็นการพัฒนาใหม่ที่เกี่ยวข้องกับระบบการถ่ายโอนLNG ^{[ 3 ]}

ในเดือนกรกฎาคม พ.ศ. 2552 บริษัท Royal Dutch Shellหรือ Shell ได้ลงนามในข้อตกลงกับTechnipและSamsungเพื่ออนุญาตให้มีการออกแบบ ก่อสร้าง และติดตั้งโรงงาน FLNG ของ Shell หลายแห่ง^{[ 7 ]}

บริษัท Royal Dutch Shell ประกาศลงทุน 12 พันล้านดอลลาร์ออสเตรเลีย (8.71 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ ) เมื่อวันที่ 20 พฤษภาคม 2011 เพื่อสร้างPrelude FLNG ^{[ 8 ]}การก่อสร้างเริ่มขึ้นในเดือนตุลาคม 2012 ^{[ 9 ]} Preludeกลายเป็นโรงงาน FLNG แห่งแรกของโลก ซึ่งตั้งอยู่ห่างจากชายฝั่งรัฐเวสเทิร์นออสเตรเลีย 200 กิโลเมตร ( 120 ไมล์) ^{[ 10 ]}

ในเดือนเมษายน พ.ศ. 2553 เชลล์ประกาศว่าได้รับการคัดเลือกให้พัฒนาแหล่งก๊าซเกรตเตอร์ซันไรส์ในทะเลติมอร์ทำให้เป็นโรงงาน FLNG แห่งที่สองของเชลล์ต่อจากพรีลูด [ ^{11 ] โครงการ}นี้มีกำหนดเริ่มดำเนินการผลิตก๊าซในปี พ.ศ. 2559 ^{[ 8 ]}

ในเดือนกุมภาพันธ์ พ.ศ. 2554 Petronasได้มอบสัญญา FEED สำหรับหน่วย FLNG ให้กับกลุ่มบริษัท Technip และDaewoo Shipbuilding & Marine Engineering ^{[ 12 ]}สำหรับโรงงานในประเทศมาเลเซีย^{[ 13 ]}โดยได้ติดตั้ง FLNG ลำแรก PFLNG Satuในแหล่งก๊าซ Kanowit นอกชายฝั่งรัฐซาราวักประเทศมาเลเซีย และได้บรรทุกสินค้าครั้งแรกขึ้นเรือบรรทุก LNG Seri Camellia ขนาด 150,200 ลูกบาศก์เมตร เมื่อวันที่ 3 เมษายน พ.ศ. 2560 ^{[ 14 ] [ 15 ]}

ในปี 2552 Petrobrasได้เชิญกลุ่มบริษัทร่วมทุน 3 กลุ่มให้ยื่นข้อเสนอสำหรับ สัญญา ด้านวิศวกรรม การจัดซื้อ และการก่อสร้างโรงงาน FLNG ในน่านน้ำลึกของแอ่ง Santosโดยคาดว่าจะมีการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายในปี 2554 ^{[ 16 ]}

ณ เดือนพฤศจิกายน พ.ศ. 2553 บริษัท Inpex ของญี่ปุ่น วางแผนที่จะใช้ FLNG เพื่อพัฒนาแหล่งก๊าซ Abadiในบล็อก Masela ของทะเลติมอร์โดยคาดว่าจะมีการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายภายในสิ้นปี พ.ศ. 2556 ^{[ 17 ]}ปลายปี พ.ศ. 2553 Inpex ได้เลื่อนการเริ่มต้นออกไปสองปีเป็นปี พ.ศ. 2561 และลดกำลังการผลิต "เฟสแรก" ลงเหลือ 2.5 ล้านตันต่อปี (จากกำลังการผลิตที่เสนอไว้ก่อนหน้านี้ 4.5 ล้านตัน) ^{[ 17 ]}

ณ เดือนพฤศจิกายน พ.ศ. 2553 บริษัทเชฟรอนกำลังพิจารณาสร้างโรงงาน FLNG เพื่อพัฒนาแหล่งน้ำมันนอกชายฝั่งในที่ราบสูงเอ็กซ์เมาท์ทางตะวันตกของออสเตรเลีย^{[ 18 ]}ขณะที่ในปี พ.ศ. 2554 เอ็กซอนโมบิลกำลังรอโครงการที่เหมาะสมเพื่อเริ่มการพัฒนา FLNG ^{[ 19 ]}

จากการนำเสนอโดยวิศวกรของพวกเขาในงาน GASTECH 2011 ConocoPhillipsตั้งเป้าที่จะดำเนินการสร้างโรงงานภายในปี 2016–19 และได้ทำการวิเคราะห์ความเสี่ยงเชิงปริมาณของการออกแบบที่จะต้องทำการศึกษาเบื้องต้นก่อน FEED ในช่วงที่เหลือของปี 2011 ^{[ 20 ]}

GDF Suez Bonaparte ซึ่งเป็นการร่วมทุนระหว่างบริษัทสำรวจน้ำมันและก๊าซของออสเตรเลียSantos (40%) และบริษัทพลังงานข้ามชาติของฝรั่งเศสGDF Suez (60%) ได้รับสัญญาเบื้องต้นสำหรับโครงการ Bonaparte FLNG นอกชายฝั่งทางตอนเหนือของออสเตรเลีย เฟสแรกของโครงการนี้ต้องการ โรงงานผลิต LNG ลอยน้ำ ที่มีกำลังการผลิต 2 ล้านตันต่อปี โดยคาดว่าจะมีการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้ายในปี 2014 และวางแผนเริ่มดำเนินการในปี 2018 ^{[ 21 ]}อย่างไรก็ตาม ในเดือนมิถุนายน 2014 GDF Suez และ Santos Limited ได้ตัดสินใจหยุดการพัฒนา ส่วนหนึ่งของการตัดสินใจนี้รวมถึงการรับรู้ว่าศักยภาพในระยะยาวของแหล่งก๊าซในอเมริกาเหนืออันเนื่องมาจาก เทคโนโลยี การแตกตัวด้วยแรงดันน้ำ และศักยภาพการส่งออก ของรัสเซียที่เพิ่มขึ้นจะส่งผลเสียต่อผลกำไรของการร่วมทุนเนื่องจากการแข่งขัน^{[ 8 ]}

ในเดือนตุลาคม พ.ศ. 2559 Exmar NV ได้ทำการทดสอบประสิทธิภาพของโรงงานที่ออกแบบโดยBlack & Veatchโรงงานนี้มีสายการผลิตก๊าซเหลวเพียงสายเดียวที่สามารถผลิต LNG ได้ 72 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน^{[ 22 ]}

เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2561 Golar LNG ประกาศว่า FLNG Hilli Episeyo ของพวกเขาได้รับการยอมรับจากลูกค้าแล้วหลังจากผ่านการทดสอบการใช้งานเป็นเวลา 16 วัน FLNG Hilli Episeyo จะให้บริการ Parenco Cameroon SA ในน่านน้ำของแคเมรูน FLNG Hilli Episeyo ได้รับการออกแบบโดย Black & Veatch และสร้างขึ้นที่^อู่ต่อเรือ Keppelในสิงคโปร์ [ ^{23 ]}

Fortuna FLNG ซึ่งจะเริ่มดำเนินการในปี 2020 เป็นกรรมสิทธิ์ของบริษัทร่วมทุนระหว่างOphir EnergyและGolar LNGซึ่งอยู่ระหว่างการพัฒนาในประเทศอิเควทอเรียลกินีเมื่อเปิดใช้งานแล้ว คาดว่าจะผลิตก๊าซได้ประมาณ 2.2 ล้านตันต่อปี และจะเป็น FLNG แห่งแรกที่ดำเนินการในแอฟริกา^{[ 24 ]}

การย้าย การผลิต LNGไปยังพื้นที่นอกชายฝั่งก่อให้เกิดความท้าทายหลายประการ ในแง่ของการออกแบบและการก่อสร้างโรงงาน FLNG องค์ประกอบทุกอย่างของโรงงาน LNG แบบดั้งเดิมจะต้องพอดีกับพื้นที่ที่มีขนาดประมาณหนึ่งในสี่ของพื้นที่เดิม ในขณะที่ยังคงรักษาระดับความปลอดภัยที่เหมาะสมและเพิ่มความยืดหยุ่นในการผลิต LNG ^{[ 25 ]}

เมื่อโรงงานเริ่มดำเนินการแล้วคลื่นทะเลจะเป็นความท้าทายอีกประการหนึ่ง^{[ 26 ]}ระบบกักเก็บ LNG จำเป็นต้องสามารถทนต่อความเสียหายที่อาจเกิดขึ้นเมื่อคลื่นและกระแสน้ำในทะเลทำให้เกิดการกระฉอกในถังที่บรรจุไม่เต็ม การถ่ายโอนผลิตภัณฑ์ยังต้องรับมือกับผลกระทบของลม คลื่น และกระแสน้ำในทะเลเปิดด้วย^{[ 4 ​​]}

แนวทางแก้ไขเพื่อลดผลกระทบจากการเคลื่อนไหวและสภาพอากาศได้รับการพิจารณาในการออกแบบ ซึ่งต้องสามารถทนทานต่อ – และแม้กระทั่งลด – ผลกระทบของคลื่นได้ ในด้านนี้ การพัฒนาเทคโนโลยีส่วนใหญ่เป็นการพัฒนาแบบค่อยเป็นค่อยไปมากกว่าการเปลี่ยนแปลงแบบพลิกผัน โดยใช้ประโยชน์และปรับเทคโนโลยีที่ใช้ในปัจจุบันในการผลิตน้ำมันนอกชายฝั่งหรือการทำให้เป็นของเหลว บน บก ตัวอย่างเช่น แขนโหลด LNG แบบดั้งเดิมได้รับการปรับปรุงเพื่อให้สามารถถ่ายโอน LNG ในทะเลเปิดได้ และโซลูชันแบบใช้ท่อสำหรับทั้งการถ่ายโอนแบบเคียงข้างกันในทะเลที่สงบกว่าและการถ่ายโอนแบบเรียงต่อกันในสภาพที่คลื่นแรงกว่ากำลังจะสำเร็จ^{[ 27 ]}

ในบรรดาเชื้อเพลิงฟอสซิลก๊าซธรรมชาติมีการเผาไหม้ค่อนข้างสะอาด^{[ 28 ]}นอกจากนี้ยังมีอยู่มากมาย^{[ 29 ]}อาจสามารถตอบสนองความต้องการพลังงานบางส่วนของโลกได้โดยการตระหนักถึงศักยภาพของแหล่งก๊าซสำรองที่ไม่สามารถใช้งานได้ (ซึ่งหลายแห่งสามารถพบได้นอกชายฝั่งทางตะวันตกเฉียงเหนือของออสเตรเลีย) ^{[ 30 ]}เทคโนโลยี FLNG ยังให้ข้อได้เปรียบด้านสิ่งแวดล้อมและเศรษฐกิจหลายประการ:

• ด้านสิ่งแวดล้อม - เนื่องจากกระบวนการทั้งหมดดำเนินการที่แหล่งก๊าซ จึงไม่จำเป็นต้องวางท่อ ส่งยาว ไปจนถึงชายฝั่ง นอกจากนี้ยังไม่มีความจำเป็นต้องใช้หน่วยอัดเพื่อสูบก๊าซไปยังชายฝั่ง การขุดลอกและการสร้างท่าเทียบเรือ หรือการก่อสร้างโรงงานแปรรูป LNG บนฝั่ง ซึ่งทั้งหมดนี้ช่วยลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมของโครงการได้อย่างมาก^{[ 31 ]}การหลีกเลี่ยงการก่อสร้างยังช่วยรักษาสภาพแวดล้อมทางทะเลและชายฝั่งอีกด้วย นอกจากนี้ การรบกวนสิ่งแวดล้อมจะลดลงในระหว่างการรื้อถอนโรงงานในภายหลัง เนื่องจากสามารถตัดการเชื่อมต่อและนำออกก่อนที่จะได้รับการปรับปรุงใหม่และนำไปใช้งานที่อื่น
• ด้านเศรษฐกิจ – ในกรณีที่การสูบก๊าซขึ้นฝั่งมีค่าใช้จ่ายสูง FLNG จะทำให้การพัฒนามีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ ส่งผลให้จะเปิดโอกาสทางธุรกิจใหม่ๆ ให้กับประเทศต่างๆ ในการพัฒนาแหล่งก๊าซนอกชายฝั่งที่อาจจะยังคงอยู่โดยไม่ได้ใช้ประโยชน์ เช่น แหล่งก๊าซนอกชายฝั่งแอฟริกาตะวันออก^{[ 32 ]} FLNG ยังเอื้อต่อการหลีกเลี่ยงความซับซ้อนที่เกี่ยวข้องกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งข้อพิพาทอาจทำให้ท่อส่งก๊าซมีความเสี่ยงหรือใช้งานไม่ได้ เช่น ในไซปรัส อิสราเอล และยุโรป ยิ่งไปกว่านั้น LNG กำลังค่อยๆ มีบทบาทเป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ได้โดยตรงโดยไม่ต้องแปรสภาพ เป็นก๊าซอีกครั้ง ด้วยต้นทุนการดำเนินงานที่ต่ำและประโยชน์ด้านมลพิษน้อยที่สุดในการขนส่งทางถนน ทางรถไฟ ทางอากาศ และทางทะเล^{[ 33 ] [ 34 ]}

โรงงาน FLNG จะจอดเทียบท่าอยู่เหนือแหล่งก๊าซธรรมชาติโดยตรง ซึ่งจะลำเลียงก๊าซจากแหล่งก๊าซไปยังโรงงานผ่านทางท่อส่ง [ ^{35 ] เมื่อ}ถึงโรงงานแล้ว ก๊าซจะผ่านกระบวนการเพื่อผลิตก๊าซธรรมชาติ LPG และก๊าซธรรมชาติควบแน่น ก๊าซป้อนที่ผ่านกระบวนการแล้วจะได้รับการบำบัดเพื่อกำจัดสิ่งเจือปน จากนั้นจะทำให้เป็นของเหลวโดยการแช่แข็งก่อนที่จะเก็บไว้ในตัวเรือ เรือบรรทุกสินค้าขนาดใหญ่จะขนถ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว รวมถึงผลิตภัณฑ์พลอยได้ที่เป็นของเหลวอื่นๆ เพื่อส่งไปยังตลาดทั่วโลก^{[ 36 ]}