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Petrofac gana el contrato EPC para planta compresora de ADNOC

Imagen por cortesía de Petrofac

Petrofac, un proveedor internacional de servicios para la industria de energía, ha sido seleccionado por la subsidiaria de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC), ADNOC Gas Processing, para emprender un nuevo proyecto de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) en su complejo Habshan.

El contrato, adjudicado a Petrofac Emirates, está valorado en aproximadamente US$700 millones e involucra la ingeniería, adquisición y construcción de una nueva planta compresora de gas. La nueva planta, que consta de tres trenes compresores de gas, servicios públicos asociados y sistemas de energía, apoyará a ADNOC para aumentar sustancialmente la producción de gas del complejo Habshan, al oeste de Abu Dhabi.

Haight Report Junio 2023

Rusia mira hacia el este

Desde que invadió Ucrania hace más de un año, las exportaciones de gas por gasoducto de Rusia a Europa han caído casi un 50%. Habiendo sido su principal mercado de suministro, Europa ha trabajado agresivamente para asegurar nuevas fuentes de energía y romper los lazos con Moscú. Para compensar la pérdida del mercado europeo, Rusia está forjando nuevos lazos con Asia.

En marzo, el presidente ruso Vladimir Putin y el líder chino Xi Jinping se reunieron en Moscú durante dos días de conversaciones, que incluyeron debates sobre Power of Siberia 2, un importante proyecto de infraestructura que generará 1,8 Tscf (50 × 109 m3) de gas natural ruso a China para 2030. El propuesto gasoducto traería gas de las reservas de la península de Yamal en el oeste de Siberia a China, el principal consumidor de energía del mundo. Se espera que la construcción comience en 2024.

La empresa rusa Gazprom ya suministra gas a China a través del primer gasoducto Power of Siberia. Lanzado en 2019 con un acuerdo por 30 años y US$ 400 mil millones, el gasoducto Power of Siberia 1 alcanzó 367 Bscf (10,4 × 109 m3) en 2021 y 529,7 Bscf (15 × 109 m3) en 2022. Para 2023, se espera que los volúmenes lleguen a 776,9 Bscf (22 × 109 m3). Una nueva sección de Power of Siberia 1 (ruta occidental) está actualmente en construcción, lo que elevará la capacidad del gasoducto a 1,3 Tscf (38 × 109 m3) por año. Otro proyecto de 353 Bscf (10 × 109 m3) por año, Power of Siberia 3 (ruta del Lejano Oriente), también está actualmente en desarrollo.

El gas natural es el combustible de más rápido crecimiento en China y la demanda se cuadriplicó en la última década. El crecimiento de este sector es fundamental en los esfuerzos de China para reducir la dependencia del carbón. Según la Administración de Información Energética (EIA) de Estados Unidos, China fue el tercer mayor consumidor de gas natural del mundo y el mayor importador en 2021. En 2050, la EIA espera que China consuma casi tres veces más gas natural de lo que lo hizo en 2018, que fue de 9,9 Tscf (280,3 × 109 m3).

Rusia exporta actualmente alrededor del 10% de las importaciones anuales de China vía gasoductos y buques de GNL. China actualmente importa aproximadamente el 45% de sus requerimientos de gas natural.

En enero, Rusia desplazó a Turkmenistán, Qatar y Australia y se convertió en el principal proveedor de gas de China, exportando más de 95,3 Bscf (2,7 × 109 m3) de los cuales 70,6 Bscf (2 × 109 m3) llegaron a través de Power of Siberia 1 y el resto como GNL. El mismo mes, Turkmenistán y Qatar entregaron cada uno 77,6 Bscf (2,2 × 109 m3), mientras Australia suministró 67 Bscf (1,9 × 109 m3).

El gasoducto Power of Siberia 2 de Gazprom permitiría a Rusia redireccionar suministros de gas natural con destino a Europa desde Siberia Occidental a China a través de Mongolia. Power of Siberia 3 se unirá al gas producido en alta mar en la isla Sakhalin con flujos exportados desde el este de Siberia a través del gasoducto existente Power of Siberia 1.

La estrategia de exportación de Rusia no se limita al gas natural. Las importaciones de petróleo crudo de China desde Rusia crecieron 44% en 2022, en comparación con 2021. Rusia superó a Arabia Saudita para ser el mayor proveedor de petróleo en los dos primeros meses de 2023, según datos del gobierno chino.

En marzo, las importaciones marítimas de China de petróleo ruso alcanzaron un récord ya que la demanda interna de combustible se recuperó gracias a el levantamiento de las restricciones por el COVID-19.

India, el tercer mayor importador de petróleo del mundo, también ha aumentado sus importaciones de petróleo ruso. Antes de la invasión rusa a Ucrania, India dependía de Rusia para aproximadamente el 2% de sus volúmenes totales. Ahora compra el 20% de su petróleo de Rusia.

Mientras que las naciones orientales han balanceado el volumen de pérdidas que Rusia ha experimentado debido a las sanciones globales provocadas por la invasión a Ucrania, los ingresos que genera Rusia a partir de sus exportaciones de energía han caído. Los compradores orientales de energía están recibiendo grandes descuentos para que Rusia pueda mantener su suministro de petróleo y gas en movimiento. En abril, la Agencia Internacional de Energía informó que las reservas de petróleo y los ingresos por gas de Moscú han bajado un 43% en comparación con la misma época del año pasado.

Baker Hughes adjudicada con un contrato en Costa de Marfil

Imagen por cortesía de Baker Hughes.

Baker Hughes recibió un contrato de Eni y su socio Petroci para el proyecto Baleine Phase 2 en Costa de Marfil, el primer desarrollo de cero emisiones netas de Alcance 1 y 2 de África. La adjudicación incluye ocho árboles de aguas profundas, tres colectores Aptara, sistema de control de producción submarino relevante y elevadores y puentes flexibles.

El proyecto Baleine es el mayor hallazgo de hidrocarburos realizado por una empresa energética en Costa de Marfil, así como el primer descubrimiento comercial realizado en el país, en los últimos 20 años. El proyecto permitirá al país aumentar aún más el acceso nacional a la energía y fortalecerá el papel de Costa de Marfil como centro energético regional para los países vecinos. Actualmente, el país cuenta con uno de los sistemas eléctricos más extendidos de África occidental, el tercero después de Nigeria y Ghana, con cerca del 10 al 20% de la producción eléctrica exportada a Ghana, Burkina Faso, Malí, Benín, Togo y Liberia. La producción de gas de Baleine será estratégica para aumentar la oferta nacional y regional, mientras que la producción de petróleo contribuirá a relanzar las exportaciones.

Según Eni, la estrategia de desarrollo se llevará a cabo en fases. Se espera que la Fase 1 comience a mediados de 2023. Con el fin de mejorar el campo, el buque FPSO Firenze, que zarpó de Dubái el 6 de abril de 2023, donde estuvo atracado y se sometió a reacondicionamiento y actualización con las últimas tecnologías, se utilizará para la Fase 1, mientras que se espera que comience la Fase 2 a finales de 2024, utilizando un FPSO existente, que será renovado para asegurar un impulso inicial, optimizando costes y tiempos y minimizando el desperdicio de materias primas y de construcción. Desde la FPSO, conectada directamente a los pozos de producción, el petróleo se cargará en camiones cisterna y se transportará a su destino, mientras que el gas se enviará por tierra a la planta de Abidjan, a través de un gasoducto especializado, que abastecerá el mercado eléctrico en Costa de Marfil y la región.

“Esta colaboración entre Baker Hughes y Eni es el primer proyecto de desarrollo de África con objetivos claros de reducción de carbono de Alcance 1 y 2 y brindará tecnología innovadora que mejorará la seguridad energética en Costa de Marfil”, dijo Maria Claudia Borras, vicepresidenta ejecutiva de Oilfield Services & Equipment para Baker Hughes. “Garantizar que la energía esté disponible localmente es un desafío cada vez más profundo, y aplaudimos los esfuerzos de Eni y empresas similares para darle forma a un futuro energético abundante para África. Estamos orgullosos de la confianza depositada en nosotros para acelerar la ejecución de este importante proyecto”.

Anaergia nombra nuevo director financiero

Anaergia anunció el nombramiento de Andrew Spence como director financiero (CFO) a partir del 12 de junio de 2023. Spence tiene una amplia experiencia como director financiero en el sector de energía renovable, ya que se desempeñó en este cargo tanto en Aria Energy LLC, ahora parte de BP, como en Ameresco.

En sus funciones anteriores, Spence dirigió equipos de finanzas que fomentaron el crecimiento y el rendimiento continuos en beneficio de todas las partes interesadas en empresas exitosas de energía renovable. Por ejemplo, Spence fue el director financiero de Ameresco, una empresa que aumentó sus ingresos anuales de menos de 25 millones de dólares estadounidenses a 728 millones de dólares estadounidenses en 2011. Mientras estuvo en Aria Energy, Spence fue fundamental para mejorar los controles y el cumplimiento y desempeñó un papel clave en la venta de la empresa en 2021. Spence tiene una Maestría en Administración de Empresas y una Licenciatura en Ciencias Contables de la Universidad de Puget Sound, y una licenciatura en finanzas de la Universidad Estatal de Washington. Hani Kaissi, quien actualmente se desempeña como director financiero interino, continuará como director de desarrollo de la empresa.

“La experiencia de Andrew Spence con los principales participantes del sector de la industria de energía renovable tendrá un gran impacto para Anaergia”, dijo Andrew Benedek, presidente y director ejecutivo de Anaergia. “Con la incorporación de Andrew a nuestro equipo, Anaergia estará mejor posicionada para ampliar nuestras operaciones a medida que aprovechamos las oportunidades en todo el mundo”.

“Estoy muy contento de unirme a esta empresa dinámica y espero apoyar sus ambiciosos planes de crecimiento”, dijo Spence. “A lo largo de mis años en este sector, he seguido la evolución y la trayectoria de Anaergia y me ha impresionado su profundo compromiso para combatir el cambio climático, su notable plataforma de tecnologías de conversión de residuos en energías renovables y sus estrategias de expansión”.

GCM On The Go

Gas Compression Magazine ha presentado GCM On The Go. Disponible a través de Apple Podcasts y Spotify, GCM On The Go es un podcast mensual que proporciona el audio de los artículos destacados del último número de Gas Compression Magazine (versión en inglés).

Disponible en formato impreso, digital y ahora en audio, Gas Compression Magazine brinda informes detallados sobre los productos, sistemas, tecnologías y noticias que impactan en el mercado mundial de compresión de gas.

“Hemos recibido numerosas solicitudes de una versión en audio de la revista”, dijo Brent Haight, editor de Gas Compression Magazine. “Algunos de nuestros lectores pasan mucho tiempo en el auto, ya sea yendo al trabajo o conduciendo a sitios de trabajo remotos. Esta fue una oportunidad para brindar otra opción de acceso a la información que se publica mensualmente en Gas Compression Magazine”.

Producido por Third Coast Publishing Group, GCM On The Go se une a una cartera de revistas, sitios web, bases de datos y libros de texto que brindan información técnica e informes detallados sobre los sistemas, tecnologías y prácticas necesarias para operar y mantener equipos rotativos críticos. Con sede en Houston, Third Coast Publishing Group es la editorial responsable de Gas Compression Magazine, Gas Compression Magazine en español, ESG Review, Kane’s Rotating Machinery Dictionary, Gas Compression: A Primer On Compression Equipment & Technology, The 2023 Guide To US Oil & Gas Regulatory Agencies, The Compressor Startup ReportThe LNG Race ReportHydrogen Report y mucho más.

Ingersoll Rand adquiere la marca de sopladores/compresores centrífugos de Chart Industries

Ingersoll Rand Inc., un proveedor mundial de soluciones industriales y de creación de flujo de misión crítica, ha firmado un acuerdo definitivo para adquirir Howden Roots LLC (Roots) de Chart Industries Inc. por un precio de compra en efectivo de aproximadamente 300 millones de dólares.

Fundada en 1854, Roots es conocida por sus sopladores de desplazamiento positivo, sopladores de lóbulos rotativos y compresores centrífugos. Tras el cierre, Roots se unirá al segmento de servicios y tecnologías industriales de Ingersoll Rand, que abarca una amplia gama de marcas de compresores, aspiradoras y sopladores de Ingersoll Rand, como Gardner Denver, Compair, LeRoi, Champion y otras.

“Hemos admirado a Roots durante mucho tiempo y estamos encantados de agregar esta marca icónica a nuestra cartera. Esta adquisición complementaria amplía nuestras ofertas de productos de vacío y compresión de baja presión y agrega capacidades de compresión centrífuga”, dijo Vicente Reynal, presidente y director ejecutivo de Ingersoll Rand. “Además, el enfoque de Roots en permitir que las aplicaciones críticas promuevan un mundo más sostenible se alinea con el compromiso de Ingersoll Rand de “mejorar la vida”. Estoy especialmente entusiasmado con la experiencia diferenciada de Roots en acero verde y las oportunidades que crea para otras partes de nuestro negocio”.

BCCK nombra nuevo director

BCCK, un proveedor de servicios de ingeniería, adquisición, fabricación y servicios de construcción de campo, ha designado a Drew Schiller como director de procesamiento de gas de desarrollo comercial. Con base en The Woodlands, Texas, será responsable de administrar y desarrollar nuevas oportunidades comerciales dentro de la industria de procesamiento de gas.

Schiller tiene más de 25 años de experiencia en la industria de gas y petróleo. Anteriormente trabajó como director de servicios de energía para Halff Associate, como líder de prácticas de petróleo y gas para Kimley-Horn y como director de desarrollo comercial para Wood Group Mustang. Schiller es miembro activo de la Gas Processor’s Midstream Association de Houston, y ha sido miembro de la junta directiva durante los últimos cuatro años, y de la Pipeliner’s Association de Houston.

MOL Group adquiere la planta de biogás Szarvas

MOL Group ha anunciado planes para comprar la planta de biogás Szarvas de BayWa AG. Ubicada en Hungría, la planta de procesamiento de residuos utiliza residuos orgánicos para producir electricidad y calor a través de la cogeneración con una capacidad máxima de energía eléctrica de alrededor de 4 MW.

La planta procesa más de 44.000 toneladas (40.000 toneladas métricas) de desechos al año de la producción de carne en la región y otras 58.400 toneladas (53.000 toneladas métricas) de desechos residuales de granjas vecinas de procesamiento de carne y ganado. Además, alrededor de 19.800 toneladas (18.000 toneladas métricas) de sustrato agrícola se utilizan como materia prima para la planta, que produce más de 441 millones de pies cúbicos (12,5 millones de metros cúbicos) de biogás al año.

Para MOL Group, la adquisición de Szarvas Biogas Plant amplía la cartera de producción de energía sostenible de la empresa. La planta posee una de las mayores capacidades de producción de biogás en Europa Central y Oriental y está ubicada en un área donde las actividades de exploración y producción del Grupo MOL ya están presentes. Según MOL Group, esto crea una sinergia única al proporcionar infraestructura a las instalaciones de biogás para mejorar sus productos de gas.

Con sede en Budapest, Hungría, MOL Group es una empresa minorista integrada de petróleo, gas, petroquímica y consumo que opera en más de 30 países. La empresa opera tres refinerías y dos plantas petroquímicas bajo la gestión integrada de la cadena de suministro en Hungría, Eslovaquia y Croacia, y posee una red de casi 2400 estaciones de servicio en 10 países de Europa central y sudoriental.

Haight Report Mayo 2023

WM y las oportunidades del RNG

WM Inc. (WM), anteriormente conocido como Waste Management, brinda servicios de recolección, reciclaje y eliminación de residuos en Estados Unidos y Canadá. Con infraestructura y capacidades en reciclaje, orgánicos y energía renovable, WM es la empresa de gestión de residuos más grande de América del Norte. Más que un recolector de basura, WM ha estado invirtiendo agresivamente en gas natural renovable (RNG) y planea invertir US$1,215 mil millones entre 2022 y 2025 para expandir su infraestructura de RNG con el objetivo de equipar toda su flota de gas natural con RNG para 2026. Entre las inversiones se incluyen plantas de producción de RNG, plantas de gas de vertedero a electricidad y otros proyectos que WM estima que abastecerán 1 millón de hogares en América del Norte.

La empresa ve una ventaja significativa en la construcción de una cartera de instalaciones de RNG. Durante la presentación del “Día del inversionista en sostenibilidad 2023” de WM, el liderazgo ejecutivo promocionó las actividades de sostenibilidad de la empresa como una forma de producir beneficios positivos para todas las partes interesadas. “Las nuevas inversiones presentan una ventaja financiera con ganancias manejables y sensibilidad al flujo de efectivo”, dijo la directora financiera de WM, Devina Rankin.

Durante la presentación del “Día del inversionista”, se reveló que WM espera que sus inversiones en RNG generen US$450 millones en flujo de caja libre en 2026, cuando los planes de expansión están programados para completarse y estabilizarse en US$400 millones o más en los años siguientes. Los analistas estiman que la construcción planificada de la instalación RNG de WM podría generarle a la empresa US$600 millones en ganancias operativas ajustadas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización en 2026.

WM ha trazado un plan para una ampliación significativa de su negocio de RNG a medida que una lista creciente de programas estatales y federales incentivan la producción de combustible derivado del metano. El vicepresidente de energía renovable de WM, Shahid Malik, considera que el mercado de RNG está posicionado para un fuerte crecimiento dentro del sector más amplio del gas natural y predice que la demanda de RNG superará la oferta en Estados Unidos. “Vemos que la demanda aumentará rápidamente en los próximos años a medida que un mercado voluntario comience a usar mucho más RNG para satisfacer la demanda de servicios públicos a medida que las empresas de gas comienzan a combinar RNG en sus redes como una de sus herramientas para cumplir sus propios objetivos de descarbonización”, dijo Malik. “Se espera que nuestras 20 nuevas instalaciones agreguen 25 millones de MMBtu de producción de RNG anualmente para 2026”.

La historia de energía renovable de WM no termina con RNG. Malik ve la oportunidad de “seguir invirtiendo en gas renovable, gas de vertedero a electricidad y áreas relacionadas donde creemos que tendremos una ventaja competitiva, ya sea utilizando 45 millones de MMBtu de gas de vertedero excedente para construir más plantas de gas o electricidad o monetizar el gas de vertedero vendiéndolo a un tercero para que luego lo desarrolle”.

Malik continuó, “Norteamérica realmente está comenzando a aumentar la adquisición de RNG y mezclándolo con la producción general de gas para servicios públicos. Los requisitos para la cantidad de RNG que se combinará por servicio realmente varían según el estado y la provincia canadiense. Aquí en Estados Unidos, estamos viendo a California como líder y a Nueva York presionando para aumentar la cantidad de RNG como un porcentaje combinado en el espacio de servicios públicos. La demanda europea está aumentando por parte de las empresas y los servicios públicos, y esperamos ver allí más y más adquisiciones”.

Los analistas valoraron el mercado de RNG en US$11,68 mil millones en 2022 y pronosticaron que alcanzará los US$104,74 mil millones para 2032. El aumento continuo de RNG creará innumerables oportunidades para la industria de compresión de gas.

Chevron adquiere PDC Energy

Chevron ha llegado a un acuerdo definitivo con PDC Energy para adquirir todas las acciones en circulación de PDC en una transacción valorada en US$6,3 mil millones, o US$72 por acción. El valor total de la transacción, incluida la deuda, es de US$7,6 mil millones.

La adquisición aumenta la presencia de Chevron en dos cuencas estadounidenses: DJ y Pérmica. En la cuenca DJ, Chevron gana 275.000 acres netos adyacentes a sus operaciones existentes que suman más de 1000 millones de BOE de reservas probadas. En la cuenca Pérmica, que se compone de varias cuencas, 25.000 acres netos en toda la cuenca Delaware se integrarán en las operaciones de la cuenca Pérmica existentes de Chevron.

“Los atractivos y complementarios activos de PDC fortalecen la posición de Chevron en las cuencas de producción clave de Estados Unidos”, dijo el presidente y director ejecutivo de Chevron, Mike Wirth. “Esta transacción suma al crecimiento continuo y mejora el objetivo de Chevron de ofrecer de forma segura mayores rendimientos y menos emisiones de carbono. Esperamos dar la bienvenida al equipo y a los accionistas de PDC a Chevron y continuar con el objetivo de ambas empresas de tener operaciones seguras y confiables”.

Chevron anticipa que la transacción se sumará a todas las medidas financieras clave dentro del primer año después del cierre y agregará alrededor de US$1 mil millones en flujo de caja libre anual a US$70 por barril Brent y US$3,50 por Mcf Henry Hub (precios de futuros aproximados de 2024 a partir de mayo de 2023).

PDC Energy es una empresa estadounidense independiente de exploración y producción que adquiere, explora y desarrolla propiedades para la producción de petróleo crudo, gas natural y líquidos de gas natural, con operaciones en el campo Wattenberg en Colorado y la cuenca Delaware en el oeste de Texas. Sus operaciones en el campo Wattenberg se centran en los campos horizontales de Niobrara y Codell y las operaciones en la cuenca Delaware se centran en las zonas horizontales de Wolfcamp.

“La combinación con Chevron es una gran oportunidad para que PDC maximice el valor para nuestros accionistas. Proporciona una cartera global de los mejores activos de su clase”, dijo Bart Brookman, presidente y director ejecutivo de PDC. “Espero la fusión de nuestras organizaciones altamente complementarias, y estoy emocionado de que los activos de PDC ayuden a impulsar a Chevron hacia nuestro objetivo compartido de un futuro energético con menos carbono”.

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