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Baker Hughes presenta una instalación de pruebas de hidrógeno

Baker Hughes ha presentado una nueva instalación de prueba de hidrógeno para validar que sus turbinas industriales NovaLT funcionen con hasta un 100% de hidrógeno. La nueva instalación incluye un banco de pruebas para permitir pruebas de carga completa, con total flexibilidad de combustible hasta 100% de hidrógeno y cuenta con una presión de 4350 psi (300 bar) y una capacidad de almacenamiento de 2,7 toneladas (2,4 toneladas métricas). Según la empresa, la nueva instalación de pruebas de hidrógeno le permite a Baker Hughes probar turbinas en todas las condiciones del proyecto y sirve como centro de colaboración con clientes para la creciente economía del hidrógeno.

Haight Report Enero 2024

Traspaso de poder
Este año fue la primera vez que Estados Unidos cubrió más de la mitad de su demanda de electricidad con gas natural. Numerosos factores contribuyeron a este hito, incluidos los precios más bajos del gas natural, altas demandas de refrigeración durante el verano y el continuo alejamiento del carbón.

Los datos de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) muestran que la utilización promedio de la generación a carbón en Estados Unidos disminuyó del 48,5% en los primeros siete meses de 2022 al 39,8% en el mismo período de 2023, mientras que el factor de capacidad de la generación de energía a gas aumentó del 54,6% al 57,7% en el mismo período.

La EIA pronostica que la producción de carbón de Estados Unidos caerá a 486 MMst en 2024, más de 100 MMst menos que en 2023 y la menor producción anual de carbón de Estados Unidos desde principios de la década de 1960. Las disminuciones en el consumo de carbón de Estados Unidos en 2023 y 2024 son consistentes con la tendencia a la baja de los últimos años y ayudan a los esfuerzos para reducir la intensidad de carbono de la economía estadounidense. La intensidad de carbono de una economía es una métrica que indica la cantidad de dióxido de carbono (CO2) emitida para producir una unidad de electricidad.

Los datos de la EIA muestran que el carbón emite más cantidad de CO2 por unidad de energía consumida que cualquier combustible fósil. Cuando el consumo de carbón disminuye, también lo hace la intensidad general de carbono y las emisiones relacionadas con el carbón. Estas reducciones son más pronunciadas cuando la energía proporcionada por el carbón se sustituye por una fuente de energía que no emite emisiones, como la solar o la eólica, o se desplaza por una mayor eficiencia energética. El gas natural emite menos CO2 cuando se quema que el carbón por unidad de energía consumida.

La EIA espera que las emisiones de CO2 relacionadas con la energía en Estados Unidos disminuyan un 3% en 2023. La mayor parte de esta reducción de las emisiones de CO2 se debe a un menor uso de carbón, y las emisiones de CO2 relacionadas con el carbón disminuirán un 18% desde 2022.

La EIA espera que las emisiones totales de CO2 caigan un 1% en 2024. La disminución se debe principalmente a que la reducción continua del consumo de carbón da como resultado una disminución del 7% en las emisiones relacionadas con el carbón.

Las fuentes de energía renovables siguen siendo una parte cada vez mayor de la combinación energética y también seguirán erosionando la participación de mercado del carbón. La EIA predice que las plantas alimentadas con carbón generarán menos energía en 2024 (599 mil millones de kWh) que la generación combinada de energía solar y eólica (688 mil millones de kWh) por primera vez desde que se tiene registro.

Los líderes empresariales están tomando nota y ven oportunidades para quienes hacen negocios en el mercado del gas natural. “Es esencial satisfacer esta creciente demanda [de energía] con energía asequible y confiable para garantizar una economía global fuerte”, dijo Lorenzo Simonelli, presidente y director ejecutivo de Baker Hughes durante la conferencia telefónica sobre los resultados del tercer trimestre de la empresa. “La combinación actual de demanda de energía primaria todavía depende en gran medida del carbón, y representará el 24% de la demanda energética mundial en 2022. En muchos países asiáticos, como China e India, el carbón representa una proporción mucho mayor de la combinación energética. Esta es una oportunidad para que el gas natural de combustión más limpia se combine con energías renovables y/o captura, utilización y almacenamiento de carbono [CCUS] como fuente de energía básica para desplazar al carbón en la combinación energética en las próximas décadas”.

Spindletop nombra gerente regional de ventas

Spindletop Energy Products (Spindletop) ha nombrado a Jay Christiansen como director regional de ventas. Se une al equipo de ventas de la empresa en el sur de Texas. Entre la experiencia laboral de Christiansen en compresión de gas se encuentran J-W Power, Crosstex y CDM Resources.

Con ubicaciones en Texas, Oklahoma y Luisiana, Spindletop se especializa en la distribución y servicio de productos de equipos de control, productos de emisiones, instrumentación y componentes de compresores. Tiene operaciones en casi todas las principales industrias y regiones de producción de Estados Unidos.

Tecnología Turboden para la reducción de emisiones en una instalación canadiense de gas y petróleo

Instalación de aceite térmico Orion de Strathcona ubicada cerca de Cold Lake, Alberta, Canadá

Turboden S.p.A. (Turboden), una empresa del grupo Mitsubishi Heavy Industries, ha sido seleccionada por Strathcona Resources Ltd. (Strathcona) para diseñar y producir el sistema de ciclo orgánico Rankine (ORC) de turbina de un solo eje más grande de América del Norte con una capacidad nominal bruta de hasta 19 megavatios.

Se planea implementar el sistema ORC en la instalación de aceite térmico Orion de Strathcona ubicada cerca de Cold Lake, Alberta, Canadá, utilizará la recuperación de calor residual para generar electricidad libre de carbono, compensando aproximadamente el 80% del consumo de energía de la red existente de la instalación.

La implementación de la tecnología ORC en operaciones de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), como Orion, permitirá a Strathcona capturar calor térmico de baja calidad previamente perdido a aproximadamente 150°C y convertirlo en electricidad libre de emisiones que puede usarse para ayudar a las operaciones de auto abastecimiento y reducir la necesidad de recurrir a la red eléctrica local. Anteriormente, el calor térmico de baja calidad de la instalación de Orion se liberaba a través de refrigeradores aéreos.

SAGD se lleva a cabo con la introducción de vapor en el depósito de arenas bituminosas del subsuelo para calentar el betún en la arena, permitiéndole fluir por gravedad hacia los pozos horizontales ubicados en la base del yacimiento.

Está previsto que la implementación de ORC de Strathcona finalice en el primer semestre de 2025. El proyecto se construirá dentro de la huella operativa existente de la instalación y se estima que dará como resultado aproximadamente 740.000 toneladas de reducciones de emisiones de GEI durante la vida útil del proyecto.

“Vemos un valor tremendo en la implementación del sistema ORC de Turboden en nuestras instalaciones de Orion”, dijo Rob Morgan, presidente y director ejecutivo de Strathcona. Strathcona es un productor canadiense de petróleo y gas con operaciones centradas en aceite térmico, recuperación mejorada de petróleo y gas natural rico en líquidos. “La tecnología convertirá un flujo de energía residual de nuestra operación SAGD en electricidad utilizable, reduciendo los costos de suministro de energía y la huella de carbono de nuestra operación, demostrando una vez más cómo se puede aplicar la tecnología para mejorar el desempeño económico y ambiental de nuestra industria.”

Exline nombra director de servicios de campo

Chris Gruber ha sido nombrado director de servicios de campo en Exline Inc. Gruber trae cinco años de experiencia en fabricación y operaciones midstream de gas natural, con cuatro años de especialización en la confiabilidad y el mantenimiento de motores de compresión alternativos heredados. Gruber supervisará las operaciones mecánicas y de mecanizado de campo en todo el país para Exline. Gruber se une a Exline procedente de Kinder Morgan, donde trabajó como ingeniero de campo en los gasoductos Southern Natural Gas y Tennessee Gas. En su puesto anterior, realizó la puesta en marcha de motores y compresores, investigaciones de fallas, gestión de proyectos y actualizaciones de automatización de estaciones compresoras. Gruber se graduó de la Facultad de Ingeniería Samuel Ginn de la Universidad de Auburn.

Con sede en Salina, Kansas, Exline repara y da servicio a maquinaria para las industrias de compresión de gas, generación de energía, fabricación industrial y compuestos de plástico y caucho.

Instalación de LNG canadiense de cero emisiones utilizará tecnología de Siemens

(Imagen cortesía de Ksi Lisims LNG)

Ksi Lisims LNG y Shell Eastern Trading Pte Ltd. (Shell) han firmado un acuerdo de compra y venta de gas natural licuado (GNL) por 20 años. Shell comprará 2 MTPA de GNL por año del proyecto Ksi Lisims LNG, lo que marcará el primer acuerdo de compra de GNL ejecutado por Ksi Lisims LNG.

Ksi Lisims LNG es una instalación de GNL neto cero propuesta en Columbia Británica, Canadá. Estará ubicada en un terreno propiedad de la nación Nisga’a en el extremo norte de la isla Pearse. Impulsado por energía hidroeléctrica, Ksi Lisims LNG producirá 12 MTPA de GNL a partir de dos instalaciones flotantes de producción y almacenamiento de GNL. Las unidades flotantes de producción de GNL están siendo construidas por Samsung Heavy Industries. La tecnología de proceso totalmente eléctrica está siendo desarrollada por Black & Veatch.

El proyecto Ksi Lisims LNG adjudicó a Siemens Energy un contrato para ayudar con el diseño de la compresión de licuación del proyecto y los sistemas eléctricos asociados. Siemens Energy brindará servicios de asesoría para el diseño completo de extremo a extremo, incluida la optimización de procesos con un enfoque en el rendimiento del compresor, el diseño de motores y variadores, la arquitectura de controles y los sistemas eléctricos completos de baja, media y alta tensión asociados con los compresores. La empresa también ofrecerá otros servicios de consultoría, incluida la conexión de los sistemas electromecánicos a la red externa.

Ksi Lisims LNG se encuentra en las primeras etapas de planificación y actualmente se están llevando a cabo trabajos de evaluación ambiental, participación indígena y comunitaria e ingeniería preliminar. Con las aprobaciones regulatorias y las decisiones finales de inversión de los socios del proyecto, la construcción podría comenzar en 2024 y el sitio estaría operativo a fines de 2027 o 2028.

Ksi Lisims LNG planea lograr cero emisiones netas de gases de efecto invernadero asociadas con la instalación de GNL dentro de los tres años posteriores a su puesta en marcha y abastecerá los mercados energéticos en Asia.

(Imagen cortesía de Ksi Lisims LNG)

Petrofac comienza el diseño de ingeniería inicial para proyecto CCS en Países Bajos

Petrofac ha comenzado el diseño de ingeniería inicial (FEED) en un proyecto multimillonario para el sistema Aramis de transporte y almacenamiento de carbono (CCS) en los Países Bajos, un desarrollo conjunto de TotalEnergies, Shell, Energie Beheer Nederland y Gasunie. El proyecto Amaris capturará CO2 de grupos industriales y lo transportará para su almacenamiento permanente en yacimientos de gas marinos agotados bajo el Mar del Norte. El CO2 capturado se transportará a través de una tubería terrestre o por barco hasta un centro de recolección en el puerto de Rotterdam. Tras el almacenamiento temporal y la compresión, el CO2 será transportado por tuberías, diseñadas para transportar hasta 22 millones de toneladas de CO2 al año, a varias instalaciones marinas. Luego será inyectado, a través de pozos, en yacimientos de gas agotados a unos tres o cuatro kilómetros bajo el lecho marino.

Petrofac es responsable del diseño de la línea troncal de CO2, incluidas las secciones terrestres y marinas, junto con la plataforma del centro de distribución de CO2 costa afuera. Petrofac también diseñará un gasoducto de CO2 que unirá el centro de distribución con una instalación de almacenamiento cercana, así como los sistemas generales de control y seguridad.

Williams adquiere activos de almacenamiento de gas en la costa del golfo

Southern Pines utiliza seis paquetes compresores de gas Ariel KBU.

Williams adquirió activos de almacenamiento de gas natural de una filial de Hartree Partners LP por US$1,95 mil millones. La transacción incluye seis instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas natural ubicadas en Luisiana y Mississippi con una capacidad total de 115 Bcf (3,2 x 109 m3), así como 230 millas (370 km) de gasoductos de transmisión y 30 interconexiones de gasoductos a los mercados de GNL y conexiones a Transco, el gasoducto de transmisión de gas natural más grande del país.

Las seis instalaciones de almacenamiento de gas natural incluyen cuatro domos de sal con una capacidad combinada de 92 Bcf (2,6 x 109 m3) y dos depósitos agotados con una capacidad combinada de 23 Bcf (652,2 x 106 m3). Las instalaciones tienen una capacidad de inyección de 5 Bcf/d (141,5 x 106 m3/d) y una capacidad de extracción de 7,9 Bcf/d (223,7 x 106 m3/d). Dos de las instalaciones, Pine Prairie y Southern Pines, están conectadas directamente con Transco y están bien posicionadas para ampliaciones.

Southern Pines utiliza seis paquetes compresores de gas Ariel KBU, lo que le da a la estación una capacidad de 36.600 bkW.

Se espera que la transacción se cierre en enero de 2024, luego del cumplimiento de las condiciones de cierre habituales, incluido el vencimiento o la terminación de cualquier período de espera aplicable según la Ley de Mejoras Antimonopolio Hart-Scott-Rodino de 1976.

BP Energy Partners adquiere American Industrial Machine

(Imagen por cortesía de American Industrial Machine)

BP Energy Partners LLC (BPEP) completó la adquisición de American Industrial Machine (AIM), un proveedor regional de servicios de reparación y mantenimiento de misión crítica para compresores de gas natural que operan en el oeste de Texas y Nuevo México. AIM se especializa en reparación, fabricación y suministro de piezas críticas para infraestructura de compresores utilizados en el transporte de gas natural. La empresa se centra exclusivamente en oportunidades de servicios de reparación y mantenimiento posventa de piezas de consumo habitual. Además de la reparación y el mantenimiento, AIM también fabrica y vende componentes y piezas de repuesto que ofrecen a sus clientes una respuesta completa.

“La sólida cultura de servicio, las profundas relaciones con los clientes y la historia de crecimiento de AIM respaldan su inquebrantable propuesta de valor y se centran en el compresor independientemente de su fuente de energía”, afirmó Michael Watzky, socio director de BPEP. “Esperamos trabajar junto con la empresa y apoyar su próxima fase de crecimiento”.

BPEP, con sede en Dallas, es una firma de capital privado del mercado medio. BPEP se fundó en 2012 y gestiona más de US$600 millones en capital comprometido. Su cartera de inversiones incluye Miratech, Sapphire Gas Solutions y otros.

Compresores Siemens para las nuevas estaciones compresoras de East Tennessee

East Tennessee Natural Gas LLC (East Tennessee) ha recibido una evaluación ambiental favorable de la Comisión Reguladora Federal de Energía de Estados Unidos (FERC) por su proyecto System Alignment. Como parte del proyecto, East Tennessee construirá 16,1 millas (25,9 km) de un bucle de gasoducto de 24 pulgadas. (610 mm) al lado de la línea 3300-1 existente de East Tennessee en los condados de Knox y Sevier, Tennessee. También construirá una nueva estación compresora en el condado de Jefferson, Tennessee; y construirá una nueva estación compresora en el condado de Rockingham, Carolina del Norte. El propósito de este proyecto es mejorar la confiabilidad operativa del sistema de East Tennessee minimizando la cantidad de desplazamiento en el diseño del sistema para satisfacer las necesidades cambiantes de los clientes.

La nueva estación compresora de Talbott en el condado de Jefferson consistirá en una nueva unidad de compresor de motor eléctrico (EMD) de 7000 hp (5222 kW) y accesorios relacionados. Esto incluirá tuberías de gases de succión y descarga del compresor, un nuevo enfriador de aceite lubricante que sirve al EMD, un nuevo edificio de accionamiento de frecuencia variable (VFD) refrigerado por aire, una nueva subestación eléctrica y dos nuevos intercambiadores de calor de aire refrigerado por gas posterior (ACHE) en bahías de enfriamiento con dos ventiladores.

En el condado de Rockingham la nueva estación compresora Draper consistirá en dos nuevas unidades de compresor EMD de 9500 hp (7087-kW) y accesorios relacionados. Su edificio estará equipado con sistemas de ventilación alimentados para cada motor eléctrico, junto con tuberías de gas de succión y descarga del compresor, un nuevo enfriador de aceite lubricante para cada uno de los compresores EMD, dos nuevos edificios VFD y VFD refrigerado por aire, una nueva subestación eléctrica y un nuevo patio de medición de servicios eléctricos y seis nuevas bahías de enfriamiento posterior con dos ventiladores cada una.

Con la evaluación ambiental favorable de FERC, está planeado que el proyecto esté completamente en servicio en el otoño boreal de 2027.

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