Resumen del año: Las noticias más destacadas de 2024

En 2024, los lectores de Compressortech2 se sintieron atraídos por una mezcla ecléctica de artículos en nuestro sitio web. Entre los artículos más leídos del año se incluyeron los Tech Corners sobre sistemas de sellado de gas seco y los artículos sobre los pilares de la compresión del experto en exportación de la industria, Norm Shade.

Aquí tenéis una lista de las noticias más leídas de nuestra web durante el último año.

McDermott gana el contrato EPCI para el proyecto de GNL

QatarEnergy LNG ha adjudicado a McDermott un contrato de ingeniería, adquisición, construcción e instalación (EPCI) para el proyecto de oleoductos y cables submarinos del campo norte sur (NFS).

Este nuevo contrato se suma a los contratos que McDermott recibió anteriormente para el FEED de los oleoductos del NFS, el EPCI de las estructuras de soporte del NFS y los proyectos de infraestructura y oleoductos del NFXP, que incluían la infraestructura del NFS.

La infraestructura del NFS está diseñada para suministrar gas de alimentación a dos trenes de GNL adicionales y forma parte del Proyecto de Expansión del Campo Norte (NFXP), que ayudará a aumentar la producción total de GNL en el Estado de Qatar de los actuales 77 millones de toneladas anuales (MTPA) a 142 MTPA .

El alcance del contrato comprende la ingeniería, procura, instalación y construcción (EPCI) de casi 250 kilómetros de gasoductos marinos y terrestres que conectan cinco nuevas plataformas de cabezales de pozo marinos con dos nuevas plantas de GNL terrestres, además de cables submarinos compuestos de alimentación y control. El proyecto será gestionado desde la oficina de McDermott en Doha, con el apoyo de fabricación local del astillero QFAB, y se instalará con los recursos marítimos propios de McDermott.

Enbridge y Fortis BC estudian la mezcla de hidrógeno.

Enbridge y FortisBC Energy afirmaron que están estudiando cómo se puede suministrar hidrógeno de forma segura y fiable utilizando la infraestructura de gasoductos existente en la Columbia Británica, Canadá.

Este estudio sobre la mezcla de hidrógeno , que cuenta con el apoyo parcial del Ministerio de Energía de la Columbia Británica, analizará el porcentaje de hidrógeno que puede transportarse de forma segura a través de la infraestructura de gasoductos , como el sistema de transmisión de gas natural de la costa oeste de Enbridge, así como los sistemas de transmisión y distribución de gas de FortisBC.

Las empresas indicaron que si, una vez finalizado el estudio, se determina que el hidrógeno puede transportarse de forma segura en esta infraestructura, el estudio se utilizará para fundamentar el desarrollo de códigos y normas que regulen su transporte y contribuirá al desarrollo de un mercado comercial de hidrógeno en la provincia.

“Este importante estudio desempeñará un papel fundamental para determinar cómo se puede utilizar la infraestructura energética existente para transportar hidrógeno y cómo podemos seguir trabajando para avanzar en la transición energética”, dijo Cynthia Hansen, vicepresidenta ejecutiva de Enbridge y presidenta de Gas Transmission and Midstream.

El sistema Westcoast de Enbridge opera más de 2900 km de gasoducto desde el noreste de la provincia hasta la frontera entre Estados Unidos y Canadá, y hacia el este hasta la frontera entre Columbia Británica y Alberta. Este sistema de gasoductos suministra gas natural al sistema de transmisión y distribución de gas de FortisBC, que abarca aproximadamente 51 000 km.

Atlas Copco prevé un crecimiento en las aplicaciones de GNL e hidrógeno.

En su resumen anual del año anterior, Atlas Copco afirmó que la demanda de equipos y servicios en su división de Técnicas de Compresorización fue sólida y que los volúmenes de pedidos aumentaron a lo largo del año, especialmente en lo que respecta a equipos durante el primer semestre de 2023.

El segmento de Técnicas de Compresorización abarca equipos para la compresión de aire y gases, equipos para el tratamiento de gases y servicios relacionados. Los compresores de aire industriales estacionarios y los productos asociados para el tratamiento del aire, repuestos y servicios representan aproximadamente el 90 % de los ingresos. Los compresores de gas y de proceso de gran tamaño, incluyendo los servicios relacionados, representan aproximadamente el 10 %.

En total, la entrada de pedidos aumentó un 9% de forma orgánica. Se registró un sólido crecimiento de pedidos en el negocio de servicios, con un incremento en el volumen de pedidos en todas las regiones. Este favorable desarrollo de los pedidos se vio impulsado por una mayor demanda de repuestos, reparaciones, mantenimiento y contratos de servicio, estos últimos respaldados por un mayor número de productos conectados en el mercado. La entrada de pedidos de equipos también aumentó, con un incremento en el volumen de pedidos en todas las regiones.

Los pedidos de compresores industriales aumentaron principalmente debido a la creciente demanda de compresores industriales de gran tamaño, mientras que la demanda de compresores pequeños y medianos creció a un ritmo más moderado. El crecimiento general fue resultado de un entorno empresarial generalmente favorable, pero también se vio impulsado por la sólida demanda de segmentos de clientes que contribuyen a la transición hacia una sociedad baja en carbono, como la producción de baterías para vehículos eléctricos, paneles solares, GNL y aplicaciones de hidrógeno . En total, el volumen de pedidos aumentó en todas las regiones.

La entrada de pedidos de compresores de gas y de proceso aumentó significativamente, impulsada, aunque no exclusivamente, por varios pedidos importantes relacionados con aplicaciones de GNL y captura de carbono en el primer trimestre. El volumen de pedidos aumentó en todas las regiones, especialmente en Norteamérica y Asia.

La EPA aprueba el plan de secuestro de CO2 de Piñon

Piñon Midstream recibió la aprobación de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) para su plan de monitoreo, reporte y verificación para el secuestro permanente de dióxido de carbono en sus dos pozos de inyección de gas ácido (AGI) en la planta de tratamiento Dark Horse de Piñon en el condado de Lea, Nuevo México.

Piñon afirmó que su planta de tratamiento Dark Horse es el sistema AGI más grande actualmente autorizado y en operación en el estado de Nuevo México. Ambos pozos AGI de Piñon —Independence AGI n.° 1 e Independence AGI n.° 2— son pozos devónicos que alcanzan profundidades de aproximadamente 5486 metros (18 000 pies) bajo la superficie, en formaciones rocosas ubicadas a varios miles de metros por debajo de los acuíferos y las formaciones productoras de petróleo y gas natural de la Cuenca de Delaware.

Los dos pozos de AGI cuentan con autorización para inyectar un total de 20 millones de pies cúbicos diarios (20 MMcf/d) de CO₂ y sulfuro de hidrógeno, lo que equivale a aproximadamente 250 000 toneladas métricas de CO₂ y 110 000 toneladas métricas de H₂S al año, según la composición actual del gas. Estos dos pozos ofrecen redundancia en la captura y almacenamiento de carbono para los operadores de la Cuenca de Delaware que utilizan la planta de tratamiento y captura de carbono centralizada y escalable de Piñon para mitigar la quema de gas y liberar valiosos recursos de perforación en la zona.

El plan aprobado de Piñon, que entró en vigor el 15 de junio, describe detalladamente los procedimientos técnicos de secuestro, monitoreo y verificación implementados en la planta de tratamiento Dark Horse para garantizar el secuestro permanente de emisiones. El plan de monitoreo, monitoreo y verificación aprobado también cumple con un requisito fundamental para que Piñon pueda recibir los créditos fiscales 45Q y otros créditos fiscales adicionales, de conformidad con la Ley de Reducción de la Inflación de 2022.

A su ritmo operativo actual, se prevé que la planta de tratamiento Dark Horse de Piñon capture y secuestre más de 190.000 toneladas métricas de CO2 y 90.000 toneladas métricas de H2S durante los próximos doce meses.

Imagen: Pinon Midstream

Primer activo de GNL en New Fortress Energy

New Fortress Energy ha logrado la primera producción de gas natural licuado (GNL) en su activo inicial de Fast LNG en alta mar, Altamira, México .

La planta FLNG se consolida como el proyecto de GNL a gran escala más rápido jamás desarrollado, según informó la compañía en un comunicado de prensa.

NFE afirmó que su diseño patentado Fast LNG combina los últimos avances en tecnología modular de licuefacción con plataformas autoelevables o infraestructura marina similar para permitir un despliegue más rápido que las plantas de licuefacción tradicionales. La empresa indicó que Fast LNG aprovecha la tecnología FLNG (gas natural licuado flotante) existente y la combina con un enfoque modular, lo que permite escalabilidad, asequibilidad y rapidez en la licuefacción de gas natural.

Con una capacidad de producción de 1,4 MTPA , o aproximadamente 70 TBtu, la FLNG completa la integración vertical de la cartera de GNL de NFE y desempeñará un papel fundamental en el suministro de GNL limpio y de bajo costo a los clientes de terminales de distribución de la compañía.

“First LNG representa un momento transformador para nuestra compañía y para la industria en su conjunto, y reafirma nuestra posición como líder totalmente integrado en el mercado mundial del GNL”, dijo Wes Edens, presidente y director ejecutivo de New Fortress Energy.

Chart Industries afirmó que su tecnología de proceso de refrigerante mixto único preenfriado integrado (IPSMR) ayudó a suministrar el primer GNL en la planta.

La adopción del hidrógeno como combustible en Estados Unidos y Europa podría costar más de un billón de dólares.

En la conferencia energética CERAWeek de S&P Global que se celebra esta semana en Houston, Texas, Reuters informó que un ejecutivo de Mitsubishi Heavy Industries dijo que la adopción del hidrógeno como combustible en Estados Unidos y Europa requerirá inversiones en infraestructura superiores a 1 billón de dólares estadounidenses.

Emmanouil Kakaras, vicepresidente ejecutivo de Mitsubishi, afirmó que se requiere una demanda significativa para una transición generalizada al hidrógeno, y que esto solo será posible si se invierte en infraestructura para reducir los costos. "Si se incluye la financiación necesaria para cubrir la brecha, fácilmente se alcanzará el billón de dólares", declaró en el informe de Reuters.

Kakaras añadió que las inversiones en infraestructura en Europa fomentarían una mayor adopción del hidrógeno para 2035. Afirmó que, en combinación con los esfuerzos de captura y almacenamiento de carbono en Estados Unidos, este enfoque podría facilitar la transición energética.

Tanto la Unión Europea (UE) como los Estados Unidos anunciaron recientemente la disponibilidad de fondos destinados a expandir la infraestructura de hidrógeno .

El 15 de febrero, la Comisión Europea anunció la aprobación de hasta 6.900 millones de euros (aproximadamente 7.500 millones de dólares) en financiación para impulsar el desarrollo de la infraestructura de hidrógeno mediante el proyecto Hy2Infra, denominado Proyecto Importante de Interés Común Europeo (PIICE). La financiación provendrá de siete Estados miembros: Francia, Alemania, Italia, Países Bajos, Polonia, Portugal y Eslovaquia, y se espera que atraiga otros 5.400 millones de euros (aproximadamente 5.900 millones de dólares) en inversión privada .

Se lanza un importante proyecto de GNL en Filipinas

Los promotores consideran que ya se ha puesto en marcha la primera planta integrada de GNL a gran escala de Filipinas .

El proyecto de US$3.3 mil millones está siendo liderado por Meralco PowerGen (MGen), Aboitiz Power Corp. (AP) y San Miguel Global Power Holdings Corp. (SMGP) en la ciudad de Batangas.

Esta iniciativa está diseñada para ayudar a impulsar la seguridad energética y encaminar al país hacia un futuro más limpio y sostenible, en línea con el impulso de la administración Marcos para una mayor presencia de gas natural en la matriz energética del país.

En el acuerdo, MGen y AP invertirán conjuntamente en dos de las centrales eléctricas de gas de SMGP: la central eléctrica de Ilijan de 1278 MW y una nueva planta de ciclo combinado de 1320 MW que se espera que comience a operar a finales de 2024; y junto con SMGP invertirán en casi el 100% de la terminal de importación y regasificación de GNL propiedad de Linseed Field Corp.

Además, las tres compañías adquirirán la terminal de importación y regasificación de GNL de Linseed Field Corp. Esta se utilizará para recibir, almacenar y procesar combustible de GNL para las dos centrales eléctricas, integrando así plenamente el sector energético local en la cadena de suministro mundial de gas natural.

Esta colaboración aumentará considerablemente el suministro eléctrico del país con más de 2500 MW de capacidad de generación una vez que esté en pleno funcionamiento, respaldada por avanzadas capacidades de almacenamiento y regasificación de GNL. Según las empresas, este esfuerzo no solo satisfará las necesidades energéticas del país, sino que también contribuirá a sus objetivos medioambientales al reducir significativamente las emisiones.

Proyecto líder de hidrógeno de Neuman & Esser

Neuman & Esser se encargará de la construcción de una planta de hidrógeno para la Compañía Nacional de Petróleo de Chile (Enap), cuya producción está prevista que comience en 2025.

En enero de 2023, la compañía anunció el inicio de su propio proyecto de hidrógeno verde en el complejo Cabo Negro , en Magallanes. La planta se alimentará del parque eólico Vientos Patagónico —del cual Enap es el accionista mayoritario— y tendrá una capacidad de 1 MW, que se utilizará para estaciones de carga de vehículos y para alimentar el horno de la planta.

Con la construcción de esta planta, Enap espera generar conocimiento y experiencia en la producción y uso de esta energía en la región de Magallanes, como parte de su estrategia para el desarrollo de nuevos combustibles.

Neuman & Esser se adjudicó el proceso de licitación del proyecto, que contempla, entre otros aspectos, electrólisis, almacenamiento, una estación de carga y un plan de formación detallado para los trabajadores de la empresa.

La petrolera nacional de Abu Dabi invierte en un proyecto de hidrógeno estadounidense.

ADNOC adquirirá una participación accionaria del 35% en la planta de producción de hidrógeno y amoníaco de bajas emisiones de carbono que Exxon Mobil propone construir en Baytown, Texas.

Sujeto a la aprobación de políticas gubernamentales favorables y la obtención de los permisos regulatorios necesarios, se prevé que la planta sea la más grande del mundo en su tipo una vez puesta en marcha, con capacidad para producir hasta mil millones de pies cúbicos (bcf) diarios de hidrógeno bajo en carbono, prácticamente libre de carbono, con una eliminación de aproximadamente el 98 % del dióxido de carbono (CO2), y más de un millón de toneladas de amoníaco bajo en carbono al año. Se espera una decisión final de inversión (FID) en 2025 y el inicio de operaciones en 2029.

«Esta inversión estratégica representa un paso importante para ADNOC en nuestro crecimiento, ya que ampliamos nuestra cartera de fuentes de energía con bajas emisiones de carbono y cumplimos con nuestra estrategia de crecimiento internacional», declaró Sultan Ahmed Al Jaber, ministro de Industria y Tecnología Avanzada y director general y CEO del Grupo ADNOC. «Nos entusiasma colaborar con ExxonMobil en este proyecto de baja intensidad de carbono y tecnología avanzada para satisfacer la creciente demanda y contribuir a la descarbonización de los sectores con altas emisiones».

No se han publicado los términos.

Tras la decisión final de inversión (FID) del proyecto, ADNOC tiene la intención de apoyar las iniciativas comunitarias en curso en el área de Baytown, en consonancia con el compromiso de la compañía con la sostenibilidad y la educación en las zonas donde opera. Este compromiso refleja la estrategia más amplia de ADNOC para fomentar el desarrollo comunitario y garantizar que los beneficios de sus proyectos vayan más allá de las ventajas ambientales, incluyendo también el progreso social y económico.

Se anuncian pedidos para el proyecto Cedar LNG

Baker Hughes suministrará a Cedar LNG en Canadá tecnologías de licuefacción impulsadas por electricidad .

Baker Hughes suministrará una gama de equipos de turbomaquinaria, que incluye cuatro compresores principales de refrigeración accionados eléctricamente, dos compresores de gas de evaporación accionados eléctricamente y seis bombas centrífugas. Alimentada con electricidad renovable, Cedar LNG será una de las plantas de GNL con menor intensidad de carbono del mundo, según informó la compañía.

El encargo proviene de Black & Veatch, empresa líder en ingeniería, construcción y consultoría del proyecto Cedar LNG, que reúne a la Nación Haisla y a Pembina Pipeline Corporation (Pembina) para desarrollar este proyecto liderado por la Nación Haisla. El proyecto es un elemento clave de la estrategia de desarrollo económico y social de la Nación Haisla y contribuirá a la reconciliación al permitir, por primera vez en su historia, que la Nación Haisla sea propietaria directa y participe en un importante desarrollo industrial en su territorio. Actualmente, el pueblo Haisla se concentra en la aldea de Kitamaat. Hogar de aproximadamente 700 de los más de 2023 miembros de la Nación Haisla, la aldea de Kitamaat se ubica en la cabecera del canal Douglas, en la Columbia Británica, Canadá.

“Este premio representa un hito importante para Baker Hughes en el mercado del GNL, demostrando la solidez de nuestra cartera y nuestro compromiso de colaborar con socios de la industria, al tiempo que proporcionamos soluciones eficientes y con bajas emisiones de carbono para el mercado del gas natural”, declaró Ganesh Ramaswamy, vicepresidente ejecutivo de Tecnología Industrial y Energética de Baker Hughes. “Durante la próxima década, la electrificación desempeñará un papel fundamental en la transición energética, permitiendo una mayor reducción de las emisiones de carbono procedentes del gas natural”.