Rétrospective de l'année : Les principaux événements de 2024

En 2024, les lecteurs de Compressortech2 ont été attirés par un mélange éclectique d'articles sur notre site web. Parmi les articles les plus lus de l'année figuraient les rubriques « Tech Corners » sur les systèmes d'étanchéité à gaz sec et les articles « Cornerstones of Compression » de Norm Shade, expert reconnu du secteur.

Voici la liste des articles les plus lus sur notre site web au cours de l'année écoulée.

McDermott remporte le contrat EPCI pour le projet de GNL

McDermott a obtenu de QatarEnergy LNG un contrat d'ingénierie, d'approvisionnement, de construction et d'installation (EPCI) pour le projet de pipelines et de câbles offshore North Field South (NFS).

Ce nouveau contrat s'ajoute aux contrats précédemment remportés par McDermott pour les études d'ingénierie de base (FEED) des pipelines NFS, l'ingénierie, l'approvisionnement, la construction et l'installation (EPCI) des structures de surface et des pipelines NFS, qui comprenaient les structures de surface NFS.

L'infrastructure NFS est conçue pour fournir du gaz d'alimentation à deux trains de GNL supplémentaires et fait partie du projet d'expansion du champ nord (NFXP), qui contribuera à augmenter la production totale de GNL dans l'État du Qatar de 77 millions de tonnes par an (MTPA) actuellement à 142 MTPA .

Le contrat porte sur la réalisation, l'ingénierie, l'approvisionnement, la construction et l'installation (EPCI) de près de 250 kilomètres de gazoducs offshore et onshore reliant cinq nouvelles plateformes de têtes de puits offshore à deux nouvelles unités de liquéfaction de GNL onshore, ainsi que sur les câbles sous-marins composites d'alimentation et de contrôle. Le projet sera géré depuis le bureau de McDermott à Doha, avec le soutien de la fabrication locale assurée par le chantier naval QFAB, et l'installation sera réalisée avec les équipements maritimes internes de McDermott.

Enbridge et Fortis BC étudient le mélange d'hydrogène

Enbridge et FortisBC Energy ont déclaré qu'elles étudiaient comment l'hydrogène pourrait être acheminé de manière sûre et fiable en utilisant l'infrastructure de gazoducs existante en Colombie-Britannique, au Canada.

Cette étude sur le mélange d'hydrogène , soutenue en partie par le ministère de l'Énergie de la Colombie-Britannique, examinera le pourcentage d'hydrogène pouvant être transporté en toute sécurité par l'intermédiaire des infrastructures de gazoducs , telles que le réseau de transport de gaz naturel Westcoast d'Enbridge, ainsi que les réseaux de transport et de distribution de gaz de FortisBC.

Si, une fois les travaux terminés, il est établi que l'hydrogène peut être transporté en toute sécurité grâce à cette infrastructure, l'étude servira à élaborer des codes et des normes pour réglementer son transport et contribuera au développement d'un marché commercial de l'hydrogène dans la province, ont indiqué les entreprises.

« Cette importante étude jouera un rôle crucial pour déterminer comment les infrastructures énergétiques existantes peuvent être utilisées pour transporter l'hydrogène et comment nous pouvons continuer à œuvrer pour faire progresser la transition énergétique », a déclaré Cynthia Hansen, vice-présidente exécutive et présidente, Transport de gaz et activités intermédiaires d'Enbridge.

Le réseau Westcoast d'Enbridge exploite plus de 2 900 km de gazoducs reliant le nord-est de la province à la frontière canado-américaine et à la frontière entre la Colombie-Britannique et l'Alberta. Ce réseau alimente en gaz naturel le réseau de transport et de distribution de gaz de FortisBC, long d'environ 51 000 km.

Atlas Copco prévoit une croissance dans les applications du GNL et de l'hydrogène

Dans son rapport annuel sur l'année précédente, Atlas Copco a indiqué que la demande d'équipements et de services dans son secteur des techniques de compression était forte et que le volume des commandes avait augmenté tout au long de l'année, en particulier pour les équipements au cours du premier semestre 2023.

Le segment Techniques de compression englobe les équipements de compression d'air et de gaz, les équipements de traitement des gaz et les services associés. Les compresseurs d'air industriels stationnaires et les produits de traitement de l'air associés, les pièces détachées et la maintenance représentent environ 90 % du chiffre d'affaires. Les compresseurs de gaz et de process de grande taille, ainsi que les services associés, représentent environ 10 %.

Au total, les prises de commandes ont progressé de 9 % en croissance organique. Le secteur des services a enregistré une forte croissance des commandes, avec une augmentation des volumes dans toutes les régions. Cette évolution favorable s'explique par une demande accrue de pièces détachées, de réparations, de maintenance et de contrats de service, cette dernière étant soutenue par un nombre croissant de produits connectés sur le marché. Les prises de commandes d'équipements ont également progressé, avec une augmentation des volumes dans toutes les régions.

Les commandes de compresseurs industriels ont progressé, principalement sous l'effet de la demande croissante de compresseurs de grande taille, tandis que la demande de compresseurs de petite et moyenne taille a crû à un rythme plus modéré. Cette croissance globale s'explique par un contexte économique généralement favorable, mais a également bénéficié d'une demande soutenue de la part de segments de clientèle contribuant à la transition vers une société bas carbone, tels que la production de batteries pour véhicules électriques, de panneaux solaires, de GNL et d'hydrogène . Au total, les volumes de commandes ont augmenté dans toutes les régions.

Les commandes de compresseurs de gaz et de procédés ont fortement augmenté, soutenues, mais non entièrement dues, à plusieurs commandes importantes liées au GNL et aux applications de captage du carbone au premier trimestre. Le volume des commandes a progressé dans toutes les régions, notamment en Amérique du Nord et en Asie.

L'Agence de protection de l'environnement (EPA) approuve le plan de séquestration du CO2 de Piñon

Piñon Midstream a reçu l'approbation de l'Agence américaine de protection de l'environnement (EPA) pour son plan de surveillance, de rapport et de vérification de la séquestration permanente du dioxyde de carbone dans ses deux puits d'injection de gaz acide (AGI) à l'usine de traitement Dark Horse de Piñon dans le comté de Lea, au Nouveau-Mexique.

Piñon a déclaré que son usine de traitement Dark Horse est le plus grand système AGI actuellement autorisé et en exploitation dans l'État du Nouveau-Mexique. Les deux puits AGI de Piñon — Independence AGI n° 1 et Independence AGI n° 2 — sont des puits dévoniens, atteignant des profondeurs d'environ 5 500 mètres sous la surface, dans des formations rocheuses situées à plusieurs milliers de mètres sous les aquifères et les formations pétrolières et gazières existantes du bassin du Delaware.

Les deux puits AGI sont autorisés à injecter conjointement 20 millions de pieds cubes par jour (20 MMcf/j) de CO₂ et de sulfure d'hydrogène, ce qui équivaut à environ 250 000 tonnes de CO₂ et 110 000 tonnes de H₂S par an, compte tenu de la composition actuelle du gaz. Ces deux puits offrent une redondance en matière de séquestration aux opérateurs du bassin du Delaware qui utilisent l'installation de traitement et de séquestration centralisée et évolutive de Piñon pour réduire le torchage et valoriser les précieuses ressources de forage de la région.

Le plan approuvé de Piñon, entré en vigueur le 15 juin, décrit en détail les procédures techniques de séquestration, de surveillance et de vérification mises en place à l'usine de traitement Dark Horse afin de garantir une séquestration permanente. Ce plan MRV approuvé satisfait également à une condition essentielle à l'éligibilité de Piñon aux crédits d'impôt 45Q et majorés, conformément à la loi de 2022 sur la réduction de l'inflation.

Au rythme opérationnel actuel, l'usine de traitement Dark Horse de Piñon devrait capter et séquestrer plus de 190 000 tonnes de CO2 et 90 000 tonnes de H2S au cours des douze prochains mois.

Image : Pinon Midstream

Première unité de GNL du nouveau site énergétique de Fortress

New Fortress Energy a produit sa première tranche de gaz naturel liquéfié (GNL) pour son premier gisement Fast LNG au large d'Altamira, au Mexique .

Le projet FLNG s'impose comme le projet de GNL à grande échelle le plus rapide jamais développé, a indiqué la société dans un communiqué de presse.

NFE a déclaré que sa technologie exclusive Fast LNG associe les dernières avancées en matière de liquéfaction modulaire à des plateformes autoélévatrices ou à des infrastructures offshore similaires, permettant ainsi un déploiement plus rapide que les installations de liquéfaction traditionnelles. L'entreprise a précisé que Fast LNG exploite la technologie FLNG (unité flottante de liquéfaction de gaz naturel) existante et la combine à une approche modulaire, ce qui permet une liquéfaction du gaz naturel évolutive, abordable et rapide.

Avec une capacité de production de 1,4 MTPA , soit environ 70 TBtu, le FLNG complète l'intégration verticale du portefeuille GNL de NFE et jouera un rôle essentiel dans la fourniture de GNL propre et à bas coût aux clients des terminaux en aval de la société.

« Cette première livraison de GNL représente un moment charnière pour notre entreprise et pour l’ensemble du secteur, et réaffirme notre position de leader pleinement intégré sur le marché mondial du GNL », a déclaré Wes Edens, président-directeur général de New Fortress Energy.

Chart Industries a déclaré que sa technologie de procédé IPSMR (Integrated Pre-Cooled Single Mixed Refrigerant) a contribué à la première livraison de GNL sur le site.

L'adoption de l'hydrogène comme carburant aux États-Unis et en Europe pourrait coûter plus de 1 000 milliards de dollars.

Lors de la conférence sur l'énergie CERAWeek organisée par S&P Global qui se tient cette semaine à Houston, au Texas, Reuters a rapporté qu'un dirigeant de Mitsubishi Heavy Industries a déclaré que l'adoption de l'hydrogène comme carburant aux États-Unis et en Europe nécessiterait des investissements dans les infrastructures supérieurs à 1 000 milliards de dollars américains.

Emmanouil Kakaras, vice-président exécutif de Mitsubishi, a déclaré qu'une forte demande était nécessaire pour un passage massif à l'hydrogène et que cela ne serait possible qu'avec des investissements dans les infrastructures afin d'en réduire le coût. « Si l'on prend en compte les financements nécessaires pour combler le déficit, on atteint facilement 1 000 milliards de dollars », a-t-il indiqué dans l'article de Reuters.

Kakaras a ajouté que les investissements dans les infrastructures en Europe encourageraient une adoption plus large de l'hydrogène d'ici 2035. Associée aux efforts américains de captage et de stockage du carbone, cette approche pourrait faciliter la transition énergétique, a-t-il déclaré.

L’Union européenne (UE) et les États-Unis ont récemment annoncé des disponibilités de financement axées sur l’expansion de l’infrastructure de l’hydrogène .

Le 15 février, la Commission européenne a annoncé avoir approuvé un financement pouvant atteindre 6,9 milliards d'euros (environ 7,5 milliards de dollars américains) pour soutenir le développement des infrastructures hydrogène dans le cadre du projet Hy2Infra, un projet important d'intérêt européen commun (PIIEC). Ce financement proviendra de sept États membres – l'Allemagne, l'Espagne, la France, l'Italie, les Pays-Bas, la Pologne, le Portugal et la Slovaquie – et devrait attirer 5,4 milliards d'euros supplémentaires (environ 5,9 milliards de dollars américains) d' investissements privés .

Lancement d'un important projet de GNL aux Philippines

Ce que les promoteurs qualifient de première installation intégrée de GNL de grande envergure aux Philippines a été inaugurée.

Le projet de 3,3 milliards de dollars américains est piloté par Meralco PowerGen (MGen), Aboitiz Power Corp. (AP) et San Miguel Global Power Holdings Corp. (SMGP) dans la ville de Batangas.

Cette initiative vise à renforcer la sécurité énergétique et à orienter le pays vers un avenir plus propre et plus durable, conformément à la volonté du gouvernement Marcos d'accroître la part du gaz naturel dans le bouquet énergétique national.

Dans le cadre de cet accord, MGen et AP investiront conjointement dans deux centrales électriques au gaz de SMGP : la centrale d’Ilijan de 1 278 MW et une nouvelle centrale à cycle combiné de 1 320 MW dont la mise en service est prévue d’ici la fin de 2024. Ils investiront également, avec SMGP, dans la quasi-totalité du terminal d’importation et de regazéification de GNL appartenant à Linseed Field Corp.

De plus, les trois sociétés acquerront le terminal d'importation et de regazéification de GNL de Linseed Field Corp. Ce terminal servira à recevoir, stocker et traiter le GNL destiné aux deux centrales électriques, intégrant ainsi pleinement le secteur énergétique local à la chaîne d'approvisionnement mondiale en gaz naturel.

Cette collaboration augmentera considérablement l'approvisionnement en électricité du pays grâce à une capacité de production de plus de 2 500 MW une fois pleinement opérationnelle, appuyée par des installations de stockage et de regazéification de GNL de pointe. Selon les entreprises, cet effort permettra non seulement de satisfaire les besoins énergétiques du pays, mais aussi de soutenir ses objectifs environnementaux en réduisant significativement les émissions.

Neuman & Esser à la tête d'un projet sur l'hydrogène

Neuman & Esser sera chargé de la construction d'une usine d'hydrogène pour la Compagnie nationale chilienne du pétrole (Enap), la production devant démarrer en 2025.

En janvier 2023, l'entreprise a annoncé le lancement de son propre projet d'hydrogène vert sur le complexe de Cabo Negro , à Magallanes. L'usine sera alimentée par le parc éolien Vientos Patagónico – dont Enap est l'actionnaire majoritaire – et aura une capacité de 1 MW, qui servira à alimenter les bornes de recharge pour véhicules électriques et le four de l'usine.

Avec la construction de cette usine, Enap espère acquérir des connaissances et de l'expérience dans la production et l'utilisation de cette énergie dans la région de Magallanes, dans le cadre de sa stratégie de développement de nouveaux carburants.

Neuman & Esser a remporté l'appel d'offres pour ce projet, qui comprend notamment l'électrolyse, le stockage, une station de recharge et un plan de formation détaillé pour les employés de l'entreprise.

La compagnie pétrolière nationale d'Abu Dhabi investit dans un projet américain d'hydrogène

ADNOC acquerra une participation de 35 % dans l'usine de production d'hydrogène et d'ammoniac à faible teneur en carbone qu'Exxon Mobil propose à Baytown, au Texas.

Sous réserve de politiques gouvernementales favorables et de l'obtention des autorisations réglementaires nécessaires, cette installation devrait être la plus grande au monde de son genre dès sa mise en service. Elle sera capable de produire jusqu'à 1 milliard de pieds cubes (Gpi3) par jour d'hydrogène bas carbone, pratiquement sans carbone grâce à l'élimination d'environ 98 % du dioxyde de carbone (CO2), et plus d'un million de tonnes d'ammoniac bas carbone par an. Une décision finale d'investissement (DFI) est attendue en 2025, pour une mise en service prévue en 2029.

« Cet investissement stratégique représente une étape importante pour ADNOC, qui nous permet de développer notre portefeuille de sources d'énergie à faible émission de carbone et de concrétiser notre stratégie de croissance internationale », a déclaré Sultan Ahmed Al Jaber, ministre de l'Industrie et des Technologies avancées et directeur général du groupe ADNOC. « Nous nous réjouissons de collaborer avec ExxonMobil sur ce projet à faible intensité carbone et à la pointe de la technologie, afin de répondre à la demande croissante et de contribuer à la décarbonation des secteurs fortement émetteurs. »

Les conditions n'ont pas été divulguées.

Suite à la décision finale d'investissement (FID) concernant ce projet, ADNOC entend soutenir les initiatives communautaires en cours dans la région de Baytown, conformément à son engagement en faveur du développement durable et de l'éducation dans les zones où elle opère. Cet engagement s'inscrit dans la stratégie globale d'ADNOC visant à favoriser le développement communautaire et à garantir que les retombées positives de ses projets dépassent le simple cadre environnemental pour inclure des progrès sociaux et économiques.

Commandes annoncées pour le projet Cedar LNG

Baker Hughes fournira à Cedar LNG au Canada des technologies de liquéfaction à entraînement électrique .

Baker Hughes fournira une gamme d'équipements de turbomachines, dont quatre compresseurs frigorifiques principaux à entraînement électrique, deux compresseurs de gaz d'évaporation à entraînement électrique et six pompes centrifuges. Alimentée par de l'électricité renouvelable, l'usine de GNL de Cedar sera l'une des installations de GNL les moins polluantes au monde, a indiqué la société.

La commande émane de Black & Veatch, chef de file en ingénierie, construction et services de consultation pour le projet Cedar LNG, qui réunit la Nation Haisla et Pembina Pipeline Corporation (Pembina) pour développer ce projet piloté par la Nation Haisla. Ce projet est un élément clé de la stratégie de développement économique et social de la Nation Haisla et favorisera la réconciliation en permettant à cette dernière, pour la toute première fois, de posséder et de participer directement à un important projet de développement industriel sur son territoire. Aujourd'hui, le peuple Haisla est principalement implanté dans le village de Kitamaat. Abritant environ 700 des plus de 2 023 membres de la Nation Haisla, le village de Kitamaat est situé à l'embouchure du chenal Douglas, en Colombie-Britannique, au Canada.

« Ce prix représente une nouvelle étape importante pour Baker Hughes sur le marché du GNL, témoignant de la solidité de notre portefeuille et de notre engagement à collaborer avec nos partenaires industriels tout en fournissant des solutions efficaces et à faible émission de carbone pour le marché du gaz naturel », a déclaré Ganesh Ramaswamy, vice-président exécutif de la division Technologies industrielles et énergétiques chez Baker Hughes. « Au cours de la prochaine décennie, l'électrification jouera un rôle crucial dans la transition énergétique, permettant de réduire davantage les émissions de carbone issues du gaz naturel. »