Par José Gregorio Aguilar
Cd. Victoria, Tamaulipas.- Le secrétaire au Développement énergétique, José Ramón Silva Arizabalo, a confirmé un investissement de plus de 10 milliards de dollars à Tamaulipas, consistant en la phase de production de la ceinture plissée Perdido dans le bloc Trión, face aux côtes de la entité, où le gaz et les condensats seront produits.
Le gouvernant a souligné que récemment, dans le cadre de la trente-sixième session ordinaire, l’Organe directeur de la Commission nationale des hydrocarbures a approuvé ce projet, dans lequel Tamaulipas réalise un investissement de l’ordre de 10,434 millions de dollars, mais ce ne sera que d’ici de deux ans au début de la production,
« parce que le projet de plateforme prend du temps ; Cependant, les ingénieurs les avaient déjà prêts, et ensuite, dans deux ans, la plate-forme serait déplacée, qui serait abaissée à Altamira en raison du tirant d’eau nécessaire pour effectuer la manœuvre et de là, elle serait transportée par remorqueurs jusqu’à la ceinture pliée, devant Matamoros », a-t-il expliqué.
Il a expliqué qu’une fois que la Commission nationale des hydrocarbures aura approuvé le plan de développement de l’extraction, présenté par Woodside Energy et Petróleos Mexicanos, la construction de la plate-forme commencera.
“Maintenant, avec le feu vert, même s’ils avaient déjà planifié toute la partie ingénierie et logistique, mais sans autorisation, il n’était pas possible de réaliser l’investissement, seulement qu’avec l’autorisation qui vient d’être donnée, la construction a commencé et après deux ans elle est destiné à être installé devant Matamoros.
Il s’agit d’une combinaison d’investissements de 60 pour cent de Woodside et 40 pour cent de Pemex, où seront produits le gaz et les condensats ; “Une partie de ce gaz sera liquéfiée et envoyée par bateau et l’autre sera interconnectée au gazoduc TC Energy.”
Le champ Trión est situé au large de Tamaulipas et a une superficie de 1 285 kilomètres carrés, dont 36,7 kilomètres correspondent à la zone d’extraction. Son attribution a été décernée en 2016 sous la modalité « farmaout » dans le cadre de l’ouverture du secteur aux investissements privés nationaux et étrangers, a expliqué le responsable.
Il convient de noter que le plan de développement – le premier approuvé par la Commission nationale des hydrocarbures (CNH) pour un champ en eau ultra profonde – envisage une production maximale attendue de 110 000 barils de pétrole par jour et de 101 millions de pieds cubes de gaz par jour. .démarrage des opérations, même s’il passerait à 434 mmb de pétrole et 219 mmcf de gaz à la fin du contrat, en 2052.
