NSTA refuerza el almacenamiento de carbono con estudios sobre tuberías de CO2
La industria del almacenamiento de carbono en Reino Unido cuenta con nuevos estudios para afrontar uno de sus principales desafíos: mover grandes volúmenes de dióxido de carbono hasta los lugares donde será almacenado.
El 30 de julio la North Sea Transition Authority (NSTA) publicó dos investigaciones encargadas a Penspen y DNV. Los trabajos estudian tanto la construcción de nuevas tuberías de CO2 en alta mar como la posible reutilización de gasoductos y oleoductos existentes.
Además, los resultados muestran que gran parte de la experiencia acumulada durante décadas por la industria británica de petróleo y gas puede servir como base para desarrollar redes destinadas al transporte de CO2.
Dos estudios abordan el transporte de CO2 en alta mar
Por una parte, Penspen analizó las capacidades necesarias para instalar nuevos sistemas de tuberías offshore destinados al dióxido de carbono.
El estudio revisó aspectos como el control de contaminantes, la propagación de fracturas, las conexiones submarinas de larga distancia, la medición y los modelos utilizados para estudiar el flujo.
Según sus conclusiones, no existen obstáculos técnicos importantes relacionados con los equipos necesarios para desarrollar estos sistemas. El reto aparece al observar la experiencia disponible a escala completa.
Actualmente existen pocos sistemas marinos de tuberías de CO2 de gran tamaño en funcionamiento alrededor del mundo. Esto limita la cantidad de experiencia práctica que puede utilizarse como referencia para futuros proyectos.
Por esta razón, los nuevos desarrollos dependen en buena medida de conocimientos procedentes de las tuberías de hidrocarburos. Esa experiencia debe complementarse con pruebas, modelos y requisitos específicos para el comportamiento del dióxido de carbono.
Penspen plantea mayores exigencias para los nuevos sistemas
A partir de esta situación, el desarrollo de infraestructura para almacenamiento de carbono requiere definir con mayor precisión cómo deben diseñarse y operar las nuevas redes.
Entre los aspectos que deben tratarse aparecen la integración de los sistemas, su validación y la coordinación entre los distintos participantes del proyecto.
También será necesario conectar los requisitos técnicos con las condiciones comerciales y regulatorias. Estas áreas pueden afectar desde el diseño inicial hasta la futura operación de una red de transporte de CO2.
Nigel Curson, vicepresidente ejecutivo de Excelencia Técnica de Penspen, destacó el papel que puede desempeñar la experiencia acumulada por Reino Unido en ingeniería de petróleo y gas durante el desarrollo de infraestructura destinada a la captura de carbono.
Desde la perspectiva de Penspen, el análisis identifica las acciones necesarias para apoyar la instalación segura y eficiente de nuevas redes de transporte a gran escala.
DNV analiza la reutilización de tuberías de hidrocarburos
Por su parte, el segundo informe examina una opción distinta: reutilizar infraestructura offshore que originalmente fue diseñada para transportar petróleo o gas.
DNV estudió los factores que deben considerarse antes de adaptar estos activos al transporte de CO2. El trabajo incluye una metodología de evaluación y dos casos destinados a mostrar cómo puede aplicarse.
Los resultados indican que la reutilización de tuberías marinas puede ser técnicamente viable. También puede ofrecer ventajas económicas frente a la construcción de infraestructura completamente nueva.
No obstante, cada tubería debe estudiarse de forma individual antes de incorporarla a una red de almacenamiento de carbono.
El estado del activo, sus características técnicas y las condiciones previstas para el nuevo servicio determinarán si puede seguir utilizándose.
Las fracturas condicionan la reutilización de tuberías de CO2
Entre los factores estudiados por DNV aparece la propagación de fractura dúctil. Este fenómeno adquiere especial importancia cuando el dióxido de carbono circula en fase densa.
Por ello, comprobar cómo responde una tubería ante estas condiciones forma parte de la evaluación necesaria antes de reutilizarla.
El informe señala que muchas tuberías podrían adaptarse. Algunas podrían funcionar con CO2 en fase densa mientras que otras serían más adecuadas para transportarlo en fase gaseosa.
Cuando ninguna de esas alternativas resulte viable será necesario instalar una nueva tubería.
Este proceso abre la posibilidad de aprovechar parte de la infraestructura que ya existe en las zonas marítimas británicas. A su vez, puede evitar que todos los proyectos tengan que desarrollar redes nuevas desde cero.
Reutilizar infraestructura puede reducir costes y plazos
Desde el punto de vista económico, la reutilización de activos existentes puede tener un efecto importante sobre los futuros proyectos de captura de carbono y almacenamiento.
Hari Vamadevan, vicepresidente sénior y director regional para Reino Unido e Irlanda de la división de Sistemas Energéticos de DNV, señaló que esta opción puede permitir aprovechar mejor los activos disponibles.
Además, DNV considera que reutilizar gasoductos y oleoductos puede reducir los gastos de capital y acortar los plazos necesarios para desarrollar nuevas cadenas de captura, utilización y almacenamiento de carbono.
La posibilidad resulta especialmente relevante para proyectos que necesitan conectar instalaciones industriales con emplazamientos offshore donde el CO2 pueda ser almacenado.
En este escenario, las tuberías de CO2 pasan a ser una parte esencial de la cadena. La captura puede realizarse en instalaciones industriales pero el dióxido de carbono debe trasladarse después hasta su destino final.
NSTA acelera el desarrollo del almacenamiento de carbono
Asimismo, la NSTA considera estos estudios como herramientas para apoyar a titulares de licencias, posibles operadores y empresas de la cadena de suministro.
Ernie Lamza, gerente de tecnología de la autoridad, explicó que los informes permitirán a desarrolladores actuales y futuros estudiar tanto la reutilización de gasoductos existentes como la instalación de nueva infraestructura.
Los trabajos forman parte de una serie de documentos desarrollados por la NSTA para acompañar el crecimiento del almacenamiento de carbono en Reino Unido.
El 16 de julio de 2026 la autoridad también publicó orientaciones relacionadas con la ejecución segura, eficaz y transparente de los proyectos de almacenamiento. Estas se sumaron a las expectativas de gestión presentadas en septiembre de 2025.
Reino Unido avanza con nuevas licencias de almacenamiento
Mientras tanto, el desarrollo técnico coincide con la expansión del sistema británico de licencias.
La segunda ronda de licencias para almacenamiento de carbono comenzó en diciembre de 2025. Las propuestas recibidas en marzo de 2026 se encuentran en proceso de evaluación.
Este avance aumenta la atención sobre la infraestructura necesaria para conectar las fuentes de emisiones con los futuros emplazamientos de almacenamiento.
Por tanto, los estudios de Penspen y DNV aportan referencias para decidir qué infraestructura puede aprovecharse y dónde será necesario construir nuevos sistemas.
El crecimiento del sector dependerá ahora de combinar experiencia procedente de las redes de hidrocarburos con requisitos específicos para el CO2. La validación técnica, la integración entre sistemas y la coordinación regulatoria determinarán qué proyectos podrán avanzar hacia operaciones a gran escala.
Para Reino Unido, la posibilidad de reutilizar parte de su infraestructura offshore ofrece una vía para reducir inversiones y acelerar proyectos. Al mismo tiempo, el desarrollo de nuevas tuberías de CO2 seguirá siendo necesario allí donde los activos existentes no cumplan con las condiciones requeridas para el transporte de CO2.
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El petróleo del Golfo resiste pese a los ataques
Las exportaciones de petróleo y condensados del Golfo mostraron estabilidad durante julio pese a los enfrentamientos en la región. Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos, Irak, Kuwait e Irán enviaron en conjunto unos 10,7 millones de barriles diarios. La cifra representa un aumento mensual del 2% aunque todavía se encuentra cerca de un 40% por debajo de los niveles anteriores a la guerra. Irak destacó al duplicar sus exportaciones frente a junio mientras Arabia Saudí y Emiratos redujeron sus envíos.
La actividad marítima sigue bajo fuerte presión. El tránsito de petroleros por los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb permanece muy por debajo de los niveles previos al conflicto y durante julio al menos 14 buques reportaron ataques frente a ocho en junio. Además, los envíos saudíes desde Yanbu bajaron a 3 millones de barriles diarios desde el 20 de julio. Saudi Aramco calcula que desde el inicio de la guerra el mercado ha dejado de recibir más de 2.600 millones de barriles.
Monument acelera rumbo a producir petróleo en 2026
Beacon Offshore Energy avanza con el desarrollo de Monument, un yacimiento petrolero en aguas profundas del Golfo de EE.UU. La empresa se prepara para perforar el segundo pozo de desarrollo después de que el primero alcanzara 32.250 pies de profundidad medida y encontrara unos 250 pies de espesor neto con hidrocarburos. Tras completar ambos pozos, el proyecto apunta a iniciar producción hacia finales de 2026.
Monument será conectado mediante infraestructura submarina a la instalación Shenandoah, lo que permitirá aprovechar una plataforma existente para llevar su crudo al mercado. Beacon opera el yacimiento con una participación de 41,7% mientras Talos Energy posee 29,7% y Navitas Petroleum el 28,6% restante. En paralelo, Talos mantiene actividad exploratoria con el pozo Daenerys en el Golfo y amplía su presencia internacional con acuerdos para controlar hasta 80% de un área de más de 4 millones de acres frente a Honduras.
Beacon suma petróleo y acelera proyectos en el Golfo
Beacon Offshore Energy avanza con dos proyectos que buscan elevar su producción en aguas profundas del Golfo de EE. UU. En Monument, la empresa perforó el primer pozo de desarrollo hasta una profundidad medida de 32.250 pies y encontró 245 pies de espesor vertical neto con petróleo. Los resultados coincidieron con las previsiones sobre la calidad de los depósitos de crudo de Lower Wilcox. Ahora seguirá la perforación de un segundo pozo y después se completarán ambos, con la primera producción prevista antes de terminar 2026.
La compañía también puso en producción el pozo Zephyrus #2 a finales de abril de 2026, tras completar los trabajos durante el primer trimestre. Este pozo se suma a Zephyrus #1, activo desde finales de 2025, y Beacon espera que el campo supere los 20.000 barriles equivalentes de petróleo diarios en su punto máximo. Monument se conectará mediante 17 millas de infraestructura submarina al sistema flotante Shenandoah mientras Zephyrus utiliza infraestructura submarina operada por Shell y procesa su producción en la plataforma Olympus.
Coastal Bend LNG entra en la ruta de permisos en Texas
Coastal Bend LNG inició ante la Comisión Federal Reguladora de Energía de Estados Unidos (FERC) el proceso previo para obtener los permisos de su futura terminal de exportación de GNL en la costa del Golfo de Texas. El complejo contempla cuatro trenes de licuefacción de 4,8 millones de toneladas anuales cada uno, para alcanzar una capacidad total de 19,2 millones de toneladas al año. La solicitud formal bajo la Ley de Gas Natural está prevista para comienzos de 2027.
El proyecto utilizará tecnología de ConocoPhillips para procesar el gas y estará diseñado con instalaciones integradas de captura de carbono. Su ubicación facilitará el acceso al suministro de gas natural de Texas y a zonas aptas para almacenar CO₂ bajo tierra. Además, Coastal Bend LNG ya seleccionó a KBR y Técnicas Reunidas para trabajos de ingeniería y construcción, mientras avanza con los preparativos comerciales y regulatorios.