CIUDAD VICTORIA, TAMAULIPAS.- Descubierto en 2012 por Pemex, el campo Trión a 130 kilómetros de las costas de Tamaulipas, es uno de los descubrimientos más importantes para las petroleras.
Actualmente solo hay proyectos en etapa de exploración en la zona, por lo que la inversión recientemente aprobada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de Woodside junto a Pemex como socio para el desarrollo de dicho campo, es la primera en esta área con reservas potenciales que ascienden a 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
El 29 de agosto del 2012, El Presidente Felipe Calderón anunció que Pemex había descubierto el primer gran yacimiento en aguas profundas del Golfo de México, luego de la perforación del pozo Nobilis-1 en el Cinturón Plegado Perdido, ubicado a 220 kilómetros de la costa de Tamaulipas, con un tirante de agua de 3 mil metros y una profundidad total de más de 6 kilómetros.
El objetivo se cumplió plenamente al descubrirse dos yacimientos de crudo con densidad mayor a 40 grados API, un tirante de agua de 3,000 metros y una profundidad total de más de 6 kilómetros, informó en su momento Pemex.
En los dos yacimientos de este pozo hay reservas 3P, es decir, probadas, probables y posibles, de entre 140 y 160 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una capacidad productiva que podría alcanzar los 15.000 barriles diarios, según la empresa.
El principal yacimiento de Nobilis presenta el mayor espesor impregnado de petróleo que hasta ese momento se había identificado en dicha área.
La reforma energética del entonces Presidente Enrique Peña Nieto, ofrecía a particulares, oportunidades para el desarrollo en telecomunicaciones, infraestructura y por supuesto, en energía.
Se generó un nuevo modelo de mercados en el sector, donde los inversionistas podían participar en proyectos de exploración, extracción y transformación industrial, así como en servicios de transporte, almacenamiento y comercialización.
En 2015 se realizaron las primeras tres licitaciones en este sector, se asignaron 30 contratos a empresas nacionales e internacionales y se dieron a conocer los bloques y campos que habrían de licitarse en los próximos años.
Se creó un amplio mercado de petrolíferos y petroquímicos, generando la posibilidad de inversiones adicionales en ductos, terminales de almacenamiento y sistemas de reparto.
Luego en diciembre del 2016, la australiana BHP Billiton, se convirtió en el socio de Pemex para el desarrollo de Trión, en aguas profundas del Golfo de México, convirtiéndose en la primera asociación de este tipo de la empresa del Estado en su historia.
La subasta que ganó BHP Billiton por el farm out con Pemex, lo hizo al ofrecer un pago en efctivo de 624 millones de dólares, por arriba de los 570 millones de dólares de aporte mínimo, además de una regalía de un 4.0 por ciento adicional a la base del 7.5 por ciento, dejando en el camino a la británica BP que participó en la subasta.
El bloque Trión tiene 1,285 kilómetros cuadrados y está cerca de la zona Great White del lado estadunidense del Golfo de México, donde petroleras como Shell, Chevron y BP tienen operaciones.
La petrolera australiana, luego anunció una fusión con otra empresa de ese mismo país, Woodside, para que esta última se dedicara al campo del petróleo y BHP a las actividades de la minería, fusión que concluyó en 2022.
La llegada de Andrés Manuel López Obrador a la Presidencia de la República, cambió el panorama y, aunque su reforma fue rechazada, los contratos que ya se tenían con empresas privadas, fueron “congelados” y revisados con lupa, frenando con ello el inicio de los trabajos e inversiones en el sector.
En junio de este 2023, la australiana Woodside anunció que aprobó el desarrollo del proyecto petrolero de aguas ultraprofundas Trión, lo que implicaría una inversión de 7,200 millones de dólares.
Woodside, dueña del 60 por ciento de Trión, tendrá una aportación en los gastos de capital de 4,800 millones de dólares, mientras que Pemex, propietaria del 40 por ciento del campo, aportaría el resto del financiamiento.
La propuesta para el plan de desarrollo, fue aprobada por unanimidad por la Comisión Nacional de Hidrocarburos en una sesión realizada el pasado 29 de agosto.
Entre 2023 al 2052 se estima que la inversión será de 7,015 millones de dólares, mayormente serán inyectados al proyecto entre el 2024-2031, para la perforación de pozos, así como la construcción de la infraestructura para el manejo y acondicionamiento de la producción.
En tanto que otros 3,419 millones de dólares serán destinados a los gastos de operación, dando un total, al finalizar el contrato en 2052, 10,433.95 millones de dólares.
El contrato CNH-A1- TRION/2016, estima una producción diaria de 110 millones de barriles de aceite y 101 millones de pies cúbicos diarios de gas para el 2028; mientras que que hasta el 2052 cuando concluye el contrato, se habrán obtenido 434 millones de barriles de aceite y 790 miles de millones de pies cúbicos de gas.
De estos, 570 mil millones se estarán reinyectando al yacimiento, mientras que los 219 mil millones de pies cúbicos restantes serán para venta y autoconsumo.
Trión se encuentra a 180 kilómetros de Tamaulipas, con una extensión de 1,285.20 kilómetros cuadrados, con un área de extracción de 36.69 kilómetros cuadrados.
En los dos yacimientos con que se cuenta, de 4,100 a 4,300 metros verticales, se hará la extracción de hidrocarburos a través de la inyección simultánea de agua de mar y gas.
El plan contempla 12 pozos perforaciones y terminaciones productores; 10 pozos inyectores de agua, y dos pozos inyectores de gas; 19 reparaciones menores, construcción de un ducto y dos instalaciones, así como un sistema submarino.
La producción será enviada a una unidad flotante de produción (FPU), con una capacidad de producción de petróleo de 100,00 barriles diarios, donde se hará la separación del aceite y del gas, que serán enviados a un buque flotante de almacenamiento y descarga (FSO) con capacidad de almacenar 950 mil barriles de petróleo, para de allí poder llevarlo a su venta.
Por Perla Reséndez
Expreso-La Razón
