DNV GL ser for seg at framtidens gassproduksjon vil foregå på ubemannede, flytende LNG-anlegg. Roboter skal ta seg av drifts- og vedlikeholdsoppgaver og supplybåter skal kunne docke i selve anlegget, for å levere moduler. (Foto: DNV GL)

DNV GL

DNV GL vil ha ubemannede, flytende LNG-anlegg

Slik kan fremtidens gassproduksjon bli.

DNV GL har utviklet et konseptstudie for framtidig LNG-produksjon.

Løsningen de ser for seg er et FLNG-anlegg, altså et flytende offshoreanlegg, som også prosesserer og kjøler ned naturgassen slik at den blir flytende.

Ved å bruke roboter til å ta seg av vedlikeholdsoppgaver skal anlegget gjøres ubemannet, og produksjonen tilpasset områder langt fra land med lite infrastruktur.

Mer og bedre data

Remi Eriksen i DNV GL forklarer at de i studien har sett på hva som kommer av teknologi framover, som kan utnyttes til det beste for olje- og gassindustrien. Han påpeker at de ser et behov for å tenke både sikrere, smartere, mer effektivt og grønnere.

– Å bare tenke på kostnadsdimensjonen framover blir for snevert. Vi må få til innovasjon, samtidig som vi standardiserer, sier han til Teknisk Ukeblad.

IT og digitalisering, big data, er det selskapet har identifisert som de store teknologiske driverne fram mot 2025.

Økt datakraft, bedre sensorer, kommunikasjon og visualiseringsløsninger vil kunne ha en stor påvirkning på mulighetene for å oppdage feil, behov for vedlikeholdsarbeid og reparasjoner, automasjon og fjernstyrte operasjoner.

– Om fem år ser vi for oss at vi har sensorer på størrelse med en femkroning, med kapasiteten til dagens smartmobiler, utdyper Eriksen.

Les også: Fem ingeniører har forberedt dette løftet i to år

Ubemannet

Dette åpner for ubemannede offshoreanlegg, med autonome systemer, hvor roboter tar seg av enkle oppgaver som å bytte ut små og store moduler, basert på data fra sensorer på installasjonen.

– Tanken er at FLNG-anlegget skal kunne operere ubemannet i lengre perioder, og man skal kun reise ut ved behov. Derfor har vi heller ikke tegnet inn helikopterdekk på FLNG-konseptet, forklarer han.

Fjernstyring av operasjoner innen olje og gass er ikke nytt. Det er vanlig for eksempel på subsea-anlegg, og også Statoils nye Valemon-plattform skal etter hvert være ubemannet.

En ubemannet FLNG i et øde område vil likevel medføre mer komplekse problemstillinger enn det som er vanlig i dag. Samtidig vil det å ikke ha folk på anlegget redusere kostnadene og gjøre operasjonene sikrere.

– Og hvis Google kan kjøre ubemannede biler på en vei, hvor alt kan skje, så må vi kunne gjøre det offshore, legger Eriksen til.

Selve anlegget skal være forenklet og modulbasert, slik at det er mest mulig tilpasset autonome, robotiserte systemer.

Supplybåter som kan docke direkte inn i skroget på FLNG-anlegget skal gi sikrere og mer effektiv overførsel av utstyr og personell.

Les også: Nå står arbeidsrettsakene i kø i oljebransjen

– Økende etterspørsel

Bakgrunnen for at DNV GL har sett på et FLNG-konsept er at flytende naturgass har lavere utslipp og er et grønnere alternativ blant de fossile drivstoffene.

Det er et voksende marked, og det er ventet at etterspørselen etter LNG vil øke med 50 prosent de neste 20 årene, ifølge selskapet.

Samtidig er det slik at store deler av de naturgassressursene som ligger nært og tilgjengelig fra land, i områder med eksisterende infrastruktur, nærmer seg produksjonsslutt.

Derfor ser olje- og gasselskaper på muligheten for å utvinne ressurser i mer komplekse og øde områder. Disse er ofte langt fra land, og i områder uten eksisterende infrastruktur, hvor det ikke gjennomførbart å legge rør å transportere gassen i.

– Derfor må vi ha et konsept som tillater at et anlegg står alene der ute, at det er lange avstander. Risikoen reduseres betydelig når vi ikke har ansatte om bord, påpeker Eriksen.

Områder som Øst-Afrika, Brasil, Australia, Sørøst-Asia og Arktis ser han på som aktuelle for å bruke ubemannede FLNG-løsninger i.

Les også: Statoil velger «subsea-dödare» på Oseberg

Forenkler prosessen

Store avstander og manglende infrastruktur gjør også at en stor andel av gassreservene i disse områdene er nødt til å transporteres til markedet i flytende form, for at det skal bli kommersielt å utvinne dem.

Gassfunn i avsidesliggende områder blir ofte liggende i bakken, fordi det er for dyrt å bygge ut infrastrukturen som trengs for å utvinne dem.

Tradisjonell LNG-produksjon fra offshore gassfelt krever rørledninger fra feltet og inn til det landbaserte gassanlegget, som gjør gassen flytende. FLNG forenkler denne prosessen fordi store deler gjøres offshore. Gassen blir prosessert, gjort flytende og lagret om bord på det flytende LNG-anlegget.

Den flytende gassen blir deretter overført til fartøy som transporterer LNG direkte til markedet.

Les også: – Her ligger det mellom 50 og 60 Goliat-felt

Første FLNG i produksjon i år

Men til tross for at markedet for FLNG-anlegg utvikler seg raskt, er det kun tre enheter under utbygging. Den første er ikke ventet å være i produksjon før slutten av 2015.

Og det finnes flere utfordringer å ta tak i, for at FLNG-anlegg skal kunne drives i områder fjernt fra land. For eksempel må det utvikles gode nok systemer, som ivaretar sikkerheten til både utstyr og personell.

I tillegg er FLNG-anlegg dyre å bygge, sammenlignet med andre offshoreinstallasjoner.

DNV GL har satt opp en rekke punkter for det de anser som viktige kriterier for framtidige olje- og gassinstallasjoner. Listen inkluderer lavere risiko for ansatte, lavere risiko for verdier, lavere livssyklus-kost, lavere vedlikeholdskostnader og reduserte utslipp, sammenlignet med dagens installasjoner.

Les også: 7 grafikker som forklarer hvorfor Johan Sverdrup-feltet er så viktig

År 2025-2030

Eriksen påpeker at konseptstudien ikke er et forsøk på å levere et ferdig FLNG-design. Poenget er heller å beskrive hvilke muligheter ny teknologi åpner for.

– Så må det være opp til industrien og la seg inspirere, poengterer han.

Det er også behov for å utvikle en del ny teknologi for å få til konseptet som DNV GL ser for seg. Derfor er en ubemannet FLNG noe de ser for seg kan tas i bruk først om ti til 15 år fram i tid.

– Dette med å docke supplyskip direkte inn i skroget vil kreve nye løsninger. Å støtte seg helt på roboter vil også kreve nyskapning, og det må testes ut i mindre skala først. Dette er ikke noe som er tatt i bruk i storskala offshore ennå, forklarer Eriksen.

Les flere nyheter om DNV GL.