En las aguas profundas del Golfo de México avanza el proyecto petrolero en construcción más grande del país. El Campo Trión, descubierto por Pemex en 2012, está programado para iniciar producción en 2028 con una capacidad de 100,000 barriles diarios y una inversión total de 7,200 millones de dólares. Woodside Energy opera el desarrollo con 60% de participación, mientras que Pemex mantiene el 40% restante.

Durante el Congreso Internacional de Energía 2025, celebrado en Tampico, Tamaulipas, Stephan Drouaud, Vicepresidente de Woodside Energy para Trion, explicó que el campo cuenta con 500 millones de barriles de petróleo equivalente, ubicados a 2.5–2.6 kilómetros bajo el nivel del mar, lo que lo coloca entre los desarrollos offshore más profundos en operación global.

Señaló que el proyecto registraba 43% de avance al cierre de octubre 2025, una cifra consistente con el calendario de construcción establecido. “La profundidad, las condiciones del yacimiento y la escala del proyecto explican por qué un desarrollo de aguas profundas requiere una década de ingeniería y ejecución,” afirmó.

Plataforma flotante alcanzará presión de 415 bar en reinyección de gas

El proyecto ya entró en fase de construcción pesada y se prepara para iniciar actividades offshore. La Unidad Flotante de Producción (FPU), fabricada por Hyundai Heavy Industries en Ulsan, Corea del Sur, pesa 50,000 toneladas métricas, incluye 14,000 toneladas manufacturadas en China y acumula casi tres millones de horas trabajadas sin incidentes. Para ilustrar su tamaño, Drouaud presentó una imagen comparativa dentro del Estadio Azteca.

La FPU procesará 100,000 barriles diarios de crudo, con capacidad flexible para alcanzar 120,000 barriles en meseta, además de 145 millones de pies cúbicos diarios de gas, con capacidad del 100% para reinyección a 415 bar. El sistema también tratará e inyectará 140,000 barriles diarios de agua de mar, filtrada para evitar daño a la formación.

Cabe señalar que la mayor parte del gas producido —estimado en 145 MMpcd— se reinyectará al yacimiento para mantener presión. El excedente se exportará al gasoducto TC Energía en la costa. Debido a la acidez del crudo, se evaluaron opciones en refinerías de Estados Unidos y mercados internacionales desde las etapas de ingeniería.

Desafíos del yacimiento y decisiones operativas

Drouaud explicó que el yacimiento presenta dos zonas principales, conocidas como arenas 150 y 350, caracterizadas por baja presión y baja temperatura, lo que impide el ascenso natural del petróleo. La estrategia consiste en inyectar agua y gas para sostener la presión. “Trión no fluye por sí solo; requiere un sistema robusto de inyección para asegurar el desplazamiento del crudo hacia los pozos productores”, señaló.

La decisión de separar las funciones de procesamiento y almacenamiento responde a condiciones meteorológicas de la región. Un FPSO tradicional habría requerido una boya giratoria desconectable de dimensiones nunca antes construidas. “Ni Woodside ni Pemex quisimos asumir ese riesgo,” detalló. Por ello se seleccionó una FSO tipo Suezmax con capacidad de un millón de barriles, que permitirá descargas cada dos o tres días una vez alcanzado el pico de producción.

Además, expuso que el proyecto será completamente eléctrico, lo que elimina el uso de turbinas de gas tradicionales en instalaciones offshore. La capacidad instalada será de 60 megawatts. Esta configuración permite reducir las emisiones a 11.8 kg de CO₂ por barril, cifra significativamente menor a la de otros desarrollos en aguas profundas y alineada con la meta corporativa de Woodside de cero emisiones netas hacia 2050.

La ingeniería detrás de Trión

La campaña de perforación contempla 24 pozos, que comenzarán a ejecutarse en 2026 con una plataforma de Transocean. Los pozos se conectarán a la FPU mediante manifolds submarinos, árboles de Navidad, umbilicales y líneas flexibles.

La infraestructura incluye 30 kilómetros de umbilicales para control y monitoreo, más 30 kilómetros de tuberías flexibles fabricadas en Francia, transportadas en carretes de 11.2 metros de diámetro, con un total de 12 a 13 carretes requeridos. Los árboles submarinos se fabrican en Malasia y las unidades hidráulicas en Noruega. Tenaris suministra ductos de alto desempeño y ESESASA participa en soporte operativo.

La logística se concentrará en Tamaulipas, donde se recibirán equipos, tuberías y embarcaciones durante 2025 y 2026. Un componente destacado es la integración de empresas mexicanas. Oceaneering y Meler, desde Monterrey, fabricaron la primera estructura SUTA/Mudmat construida completamente en México para un proyecto de aguas profundas. Para ello fue necesario certificar soldadores bajo estándares AWS D1.1 y aplicar procesos de inspección con especialistas NACE Nivel 3.

Drouaud resaltó este logro como un avance para la industria nacional. “México no contaba con capacidades de aguas profundas; estamos viendo cómo comienzan a desarrollarse a través de Trión,” indicó.

Al respecto, durante el CIET 2025, Woodside lanzó su nuevo portal de proveedores, orientado a ampliar la participación de empresas tamaulipecas y facilitar procesos de registro y consulta de oportunidades. Según Christian Salgado, Asesor de Contratos de Woodside Energy: “El objetivo es integrar más proveedores locales al proyecto, fortalecer capacidades y asegurar transparencia en la cadena de suministro”.

El portal se complementa con el programa BlueWave, que tendrá su tercera edición en Tamaulipas en diciembre de 2025. Esta fase buscará robustecer habilidades técnicas, innovación y gestión empresarial para incrementar la participación local en proyectos de alta complejidad.

Progreso, permisos y ruta hacia 2028

La construcción avanza conforme al programa. La FPU será transportada desde Asia hasta el Golfo de México en un viaje de 70 días a bordo de un buque especializado de COSCO Shipping. La FSO se construye en China y la boya desconectable GTM estará lista a mediados de 2025, junto con las líneas de amarre y las primeras estructuras de fondeo. El módulo DTM se instalará en aguas mexicanas a 40 metros de profundidad antes de recibir el resto del sistema.

En materia regulatoria, el proyecto ha avanzado con autorizaciones de SENER, Pemex y ASEA. Stephan Drouaud explicó que la reciente aprobación de la Manifestación de Impacto Ambiental por ASEA fue determinante, y siguen en curso autorizaciones adicionales como SASISOPA y permisos de perforación.

Trión como punto de inflexión para México

Trión representa más que una inversión o un desarrollo técnico. La incorporación de 100,000 barriles diarios a partir de 2028 fortalecerá la producción nacional, pero su relevancia central está en la creación de capacidades de aguas profundas en México: soldadura certificada, ingeniería especializada, manufactura submarina, integración de sistemas complejos y operación de logística internacional.

Los 11 años entre la entrada de Woodside en 2017 y la primera producción en 2028 no reflejan retrasos, sino el nivel de precisión que exige un proyecto donde cada equipo opera bajo presiones y temperaturas extremas.

Cuando Trión entre en operación, México habrá dado un paso relevante en su infraestructura offshore. Las 500 millones de barriles en reservas, la escala de la plataforma y la colaboración con empresas mexicanas podrían servir como base para futuros desarrollos en aguas profundas. En el corto plazo, la industria sigue de cerca lo que ocurrirá en Tamaulipas, donde comenzará a llegar el equipo que marcará el siguiente capítulo del sector energético nacional.