Emerson obtiene un importante contrato de automatización para la planta de compresión Shah Deniz de BP
El gigante energético BP ha adjudicado aEmerson, líder mundial en tecnología e ingeniería, un contrato multimillonario para suministrar arquitecturas de automatización avanzadas para el proyecto de compresión Shah Deniz, valorado en 2.900 millones de dólares, frente a las costas de Azerbaiyán. Como contratista principal de automatización, Emerson desplegará una infraestructura integral de control de procesos y seguridad para respaldar una plataforma marina normalmente desatendida, diseñada para aumentar la recuperación de los campos de gas de baja presión en el Mar Caspio. Los ingenieros de operaciones y los especialistas en adquisiciones que buscan instrumentación de procesos fiable, controladores de campo o módulos de E/S especializados pueden obtener hardware de automatización de procesos certificado a través de proveedores especializados que ofrecenhardware de control Emerson DeltaVjunto concomponentes de seguridad Emerson DeltaV SISdedicados para garantizar un funcionamiento continuo e impecable de la planta en todos los activos marinos.
La plataforma de compresión Shah Deniz marca un avance tecnológico significativo hacia la producción marina totalmente autónoma. Equipada con cuatro compresores eléctricos de 11 MW, la instalación marina actúa como un centro de compresión central para las plataformas de producción Shah Deniz Alpha y Bravo. Ubicada a 55 kilómetros de la costa, la instalación será operada remotamente desde la terminal terrestre de BP en Sangachal, al sur de Bakú. La solución integrada de Emerson se centra en su buque insignia, el Sistema de Control Distribuido DeltaV y el Sistema Instrumentado de Seguridad DeltaV, que gestionan funciones críticas como el control de procesos, el apagado de seguridad automatizado, la detección de incendios y gases, y la gestión de energía. Al aprovechar la ingeniería en la nube y las herramientas de simulación de gemelos digitales durante la fase de diseño, los gerentes de proyecto pueden validar virtualmente las configuraciones de bucle y la lógica de control del operador antes de la puesta en marcha, minimizando el riesgo durante el ciclo de implementación de varios años de la plataforma antes de la compresión inicial de gas prevista para 2029.
Escrito por: Arthur Pendelton, especialista en control de procesos con más de 18 años de experiencia en ingeniería de campo en plataformas de automatización marina, sistemas instrumentados de seguridad y redes DCS integradas.