Por Bloomberg – 01 de agosto de 2024 (World oil)
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Scott Dyksterhuis estaba convencido. O tan convencido como se puede estarlo cuando se trata de predecir lo que se encuentra a más de 5 kilómetros bajo el lecho marino. El geocientífico de Exxon Mobil Corp., que entonces tenía 32 años, calculó que existían grandes probabilidades de que existiera un vasto yacimiento de petróleo enterrado frente a la costa de Guyana, cerca de donde el océano Atlántico se encuentra con el mar Caribe.
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Ahora venía la parte difícil. Tuvo que convencer a sus jefes de que perforaran un pozo que lo demostrara. “Era un riesgo alto”, dice Dyksterhuis. “Pero Guyana era un casino en el que uno quería jugar porque, cuando ganaba, las ganancias eran muy altas”.
A fines de 2013, la búsqueda de petróleo en Guyana era una de las prioridades más bajas de Exxon. Las empresas habían perforado más de 40 pozos secos en la región. La formación objetivo, llamada Liza, en honor a un pez local, estaba bajo una milla de agua y perforarla costaría al menos 175 millones de dólares.
El propio Dyksterhuis estimó que la posibilidad de éxito era de sólo una entre cinco, pero si estaba en lo cierto, abriría una frontera petrolera y demostraría la teoría de que la misma geología que se esconde tras las reservas de Venezuela, las mayores del mundo, se extiende por toda la costa norte de Sudamérica. En Exxon, muchos no tenían interés en hacer esa apuesta, como tampoco lo tenía gran parte del resto de la industria petrolera.
Hoy, Liza es el mayor descubrimiento petrolero del mundo en una generación. Exxon controla un bloque que contiene 11.000 millones de barriles de petróleo recuperable, con un valor de casi un billón de dólares a los precios actuales. El hallazgo ha transformado a Guyana de uno de los países más pobres de América del Sur a uno que bombeará más crudo por persona que Arabia Saudita o Kuwait para 2027. Guyana está en camino de superar a Venezuela como el segundo mayor productor de petróleo de América del Sur, después de Brasil.
Guyana se ha convertido en la piedra angular de la recuperación empresarial de Exxon tras la pandemia. El gigante petrolero de Texas tiene una participación del 45% en un yacimiento cuya producción cuesta menos de 35 dólares el barril, lo que lo convierte en uno de los más rentables fuera de la OPEP. Con un crudo que actualmente se cotiza a 85 dólares el barril, el yacimiento petrolífero generaría ganancias incluso si la transición desde los combustibles fósiles provocara un colapso de la demanda y los precios cayeran a la mitad.
La historia no contada de los orígenes del hallazgo en Guyana, basada en entrevistas con más de una docena de personas involucradas en el pozo de Liza, la mayoría de las cuales ya han dejado Exxon, revela algunas verdades sorprendentes sobre el pasado y el futuro del petróleo.
Esto demuestra que otros en el sector sobreestimaron el cambio del petróleo a las energías renovables. Hace apenas tres años, Exxon perdió una batalla por los puestos en el consejo de administración con inversores activistas que argumentaban que no estaba haciendo lo suficiente para prepararse para la transición. Exxon se mantuvo fiel a su negocio principal.
“Cuando todos los demás se retractaban, nosotros nos inclinábamos hacia adelante”, dice Liam Mallon, presidente de la división de producción de Exxon. Desde que comenzó la producción en Guyana a fines de 2019, las acciones de la compañía han más que duplicado su valor, el mayor rendimiento entre sus pares de gran envergadura.
Sin duda, los rivales de Exxon se arrepienten profundamente. Casi otras 30 empresas, incluida Chevron Corp., dejaron pasar la oportunidad de comprar acciones del descubrimiento en Guyana. Shell Plc, que anteriormente era socia al 50%, se retiró.
Chevron está pagando 53.000 millones de dólares por Hess Corp., uno de los dos socios de Exxon en Guyana, que tiene una participación del 30% en el proyecto. Exxon presentó este año un caso de arbitraje contra Hess, alegando que tiene un derecho de preferencia sobre la participación (Hess afirma que ese derecho no se aplica en caso de fusión).
Pero la historia del descubrimiento de Guyana no trata de asumir riesgos temerarios para obtener grandes beneficios. Resulta que Exxon es tanto una empresa de ingeniería financiera como una empresa de exploración petrolera. Cubrió sus apuestas, redujo su exposición y se compró una opción para hacer una fortuna con un resultado improbable.
Esa estrategia se remonta a un momento clave en 2013. Los principales geocientíficos de Exxon concluyeron que Dyksterhuis y sus colegas no habían demostrado que valiera la pena correr el riesgo de perforar Liza. Dyksterhuis se mostró pesimista.
Si no perforaba, Exxon tendría que devolver el bloque Stabroek, o la concesión (su licencia para explorar y perforar el territorio) al gobierno de Guyana en cuestión de meses. (Stabroek era el antiguo nombre de la capital de Guyana, Georgetown.)
En el pasillo, después de una reunión, Rudy Dismuke, un asesor comercial, tomó a un geocientífico a un lado. “¿Apoyarías a Liza si pudiéramos perforar gratis?”, le preguntó. “Por supuesto”, respondió el geocientífico.
Y así, un pequeño grupo de empleados de nivel medio y bajo se las arregló para perforar sin obtener nada, o casi nada.
Como muchos geocientíficos, Rod Limbert sabía que la roca fuente del petróleo de Venezuela —la formación La Luna— se extendía bajo el Atlántico hasta el territorio marítimo ocupado por Guyana, Surinam y la Guayana Francesa.
Este australiano, de hablar franco, quedó fascinado con un descubrimiento en tierra en Surinam en la década de 1960, cuando unos aldeanos encontraron accidentalmente lo que se convertiría en un yacimiento petrolífero de mil millones de barriles mientras perforaban en busca de agua en el patio de una escuela.
Limbert pensó que el petróleo del patio de la escuela se había originado en la plataforma continental de Guyana y había migrado más de 160 kilómetros hacia la costa durante millones de años. Llevó la idea al equipo de Exxon responsable de ingresar a nuevas cuencas a mediados de 1997.
“Al final de su presentación, tenían una imagen de un pulgar apuntando hacia abajo”, dice Limbert. De todos modos, se puso en contacto con el gobierno de Guyana para adquirir derechos de perforación. “Simplemente no se lo dije a nadie”, dice.
En 1997, Guyana era uno de los países más pobres de América del Sur y todavía sufría las políticas socialistas y aislacionistas del dictador Forbes Burnham, que llegó al poder poco después de independizarse del Reino Unido en 1966.
Limbert y dos colegas volaron desde Houston a Georgetown para adquirir registros de pozos antiguos y discutir la posibilidad de obtener derechos de perforación con la Comisión de Geología y Minas de Guyana. “La planta baja era literalmente la planta baja”, dice Limbert. “Con eso quiero decir que los escritorios y las sillas estaban sobre el suelo”.
El equipo de Exxon también se reunió con Samuel Hinds, presidente de Guyana, quien habló principalmente de cricket, el pasatiempo nacional de Guyana. “No tenía prisa por hablar de negocios, porque no tenía autoridad para hacer nada”, dice Limbert. Al regresar a Texas y armado con nuevos datos, Limbert obtuvo permiso para comenzar las negociaciones contractuales para los derechos de exploración.
Limbert, citando la gran cantidad de pozos fallidos, presionó y consiguió un acuerdo muy favorable. El bloque Stabroek ofrecido a Exxon era más de 1.000 veces más grande que el bloque petrolero promedio del Golfo de México.
No exigía ningún pago por adelantado y, si Exxon encontraba petróleo, la empresa se quedaría con el 50% de las ganancias después de deducir los costes y pagaría al gobierno una regalía de tan solo el 1%.
El acuerdo ayudó al gobierno de otras maneras. Guyana enfrentaba serias disputas fronterizas con Surinam al este y Venezuela al oeste. Alinearse con Exxon significaría que cualquiera que buscara una pelea con Guyana también estaría buscándola con la compañía petrolera más poderosa del mundo.
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Las preocupaciones de Guyana resultaron ser válidas. Los cañoneros de Surinam obligaron a otro operador de petróleo y gas a abandonar las aguas en disputa entre los dos países. Exxon no pudo trabajar en el bloque durante ocho años.
Cuando el conflicto de Surinam se acercaba a su resolución en 2007, los ejecutivos de Exxon se dieron cuenta de que necesitarían gastar dinero en estudios sísmicos para cumplir con los requisitos de trabajo establecidos en el contrato. Sugirieron renunciar al bloque para liberar efectivo para exploraciones de mayor prioridad en Brasil, el Golfo de México y las cuencas emergentes de esquisto de Estados Unidos.
Dismuke, un ingeniero formado en Texas que en aquel momento era asesor comercial de Exxon para el hemisferio occidental, echó un vistazo al contrato con Guyana y no podía creer lo que veía.
El acuerdo que negoció Limbert tenía un gran potencial. Dismuke y un colega sugirieron un acuerdo de cesión que entregaría una parte del bloque a una empresa dispuesta a pagar por el estudio sísmico.
La dirección de Exxon aprobó la idea y vendió el 25% de Stabroek a Shell en 2008. Exxon y Shell pasaron los tres años siguientes interpretando las ondas sísmicas que rebotaban en las capas de roca subterráneas para entender la geología de la región. Los primeros datos fueron prometedores y mostraban indicios de combustibles fósiles.
Pero estos datos también confirmaron el peor temor de muchos geocientíficos: la ausencia total de trampas estructurales. Estas formaciones son fallas geológicas o bandas de roca impenetrables que actúan como represas y capturan el petróleo a medida que se filtra a través de capas de sedimentos durante millones de años.
Sin una trampa sólida, el petróleo no puede acumularse en cantidades lo suficientemente grandes como para ser comercialmente viable. En cambio, Guyana tenía trampas estratigráficas, la formación geológica más riesgosa para un operador de petróleo y gas.
Aunque pueden ser seguras, las trampas estratigráficas son sutiles y muy difíciles de analizar en los mapas sísmicos. A menudo contienen lo que se conoce como una “zona de robo” de la que puede escapar el petróleo.
Sin embargo, a finales de la década de 2000, la industria del petróleo y el gas se estaba entusiasmando con este tipo de formaciones. El crudo se comercializaba a más de 100 dólares el barril, por lo que los grandes descubrimientos significaban grandes ganancias. La tecnología también estaba mejorando.
Shell decidió aumentar su participación en el bloque Stabroek al 50%. Casi al mismo tiempo, dos geocientíficos de APA Corp., una pequeña empresa de Houston que entonces se llamaba Apache, observaban atentamente la situación.
Tim Chisholm estudió Venezuela para Exxon en los años 90 y Pablo Eisner había trabajado en la región para Repsol SA. Ambos querían una porción de Stabroek, pero cuando esa no fue una opción, llevaron a Apache a Surinam.
Antes de que pudieran perforar un pozo, la gerencia de Apache cambió de opinión y recortó su equipo de exploración. Chisholm y Eisner fueron despedidos con media hora de diferencia. Chisholm se fue a Hess y Eisner se incorporó a CNOOC. Ambos dicen que creían que tenían asuntos pendientes.
En 2013, en Exxon, un geocientífico de una empresa de 75.000 personas trabajaba a tiempo completo en Guyana. De los estudios sísmicos financiados por Shell provenía una gran cantidad de datos. Exxon recurrió a Dyksterhuis, el geocientífico australiano, para que la ayudara a interpretarlos.
En la universidad, se sintió atraído por el tema porque abarcaba “todos los campos de la ciencia”, incluida la física del modelado sísmico y la biología de criaturas que habían muerto hace millones de años, dice. “Y luego, cuando te metes en el petróleo y el gas, tienes que tomar decisiones que implican mucho dinero”.
Una de esas decisiones se tomó poco después de que Dyksterhuis llegara a Houston procedente de Melbourne. Exxon, que para entonces ya poseía Stabroek desde hacía más de una década, tenía unos meses para decidir si perforaba un pozo de 20 centímetros de diámetro en algún lugar de una zona del tamaño de Massachusetts.
Las señales apuntaban a que no. Exxon estaba más centrada en las provincias petroleras establecidas y Shell se estaba desanimando de la región después de que las perforaciones en la Guayana Francesa no dieran resultado. Dyksterhuis comenzó a analizar datos sísmicos bidimensionales tomados unos cinco años antes. Un prospecto, Liza, se destacó. Las lecturas indicaron que había fluido. Pero ¿de qué tipo? ¿Agua o petróleo? La incertidumbre provocó constantes desafíos por parte de sus jefes.
Mediante un complejo modelado informático, Dyksterhuis combinó más de 300 imágenes sísmicas en 3D para determinar que era probable que hubiera petróleo sobre el agua. “Cuanto más trabajaba, más me decía: ‘Aquí está pasando algo’”, afirma Dyksterhuis. Hacia finales de 2013, él y dos colegas presentaron sus hallazgos a más de una docena de los principales geocientíficos de Exxon.
La buena noticia era que Liza tenía una “zona productiva” de 90 m (295 pies) de espesor llena de arena porosa por la que los fluidos podían circular con mucha facilidad. Calcularon que podría contener 890 millones de barriles de petróleo recuperable, con un valor de casi mil millones de dólares en ese momento.
Su estimación máxima era el doble. La mala noticia era que sólo había un 22% de posibilidades de éxito, principalmente porque Liza era una trampa estratigráfica. No fue suficiente para ganar la aprobación de los jefes, y el trío se fue desanimado.
Dismuke, que estaba sentado en la parte trasera de la reunión, lo vio de otra manera. “Pensé que si esto sucede y la trampa se mantiene, entonces tendré 6 millones de acres más para explorar bajo un muy buen contrato”, dice.
Elaboró un plan similar al planteado en 2008: reducir el riesgo financiero encontrando socios que pagaran desproporcionadamente por el pozo, a cambio de una participación en el bloque. Por supuesto, Exxon ahora sería mucho más rica si no hubiera desestimado ese riesgo.
Mallon, jefe de producción petrolera de Exxon, dice que habría sido inapropiado apostar cientos de millones de dólares en un solo pozo, dadas las muchas otras oportunidades que tiene la compañía.
“No puedes sentarte como un mariscal de campo desde un sillón”, dice. “¿Estuvo bien o mal? Fue una decisión basada en lo que sabíamos en ese momento”.
La gerencia aprobó la propuesta y Exxon instaló rápidamente una sala de datos en su oficina de Greenspoint en Houston, invitando a unas 30 compañías petroleras. Solo unas 20 se presentaron.
Los geocientíficos de cada una de las partes interesadas recibieron una presentación de un día por parte del equipo de Exxon y un segundo día para analizar los datos. Hess fue el último en llegar.
Chisholm interrogó a Dyksterhuis durante más de dos horas. “Hizo un muy buen trabajo, diría yo, sin exagerar”, dijo Chisholm en una conferencia de 2020. “Eso fue muy importante para mí. Tenía pasión por lo que era”.
A mediados de 2014, cuando Hess estaba considerando entrar en el bloque, Shell soltó una bomba: después de seis años de pagar por datos sísmicos, la supergrande angloholandesa quería salir. La decisión era “parte de una revisión más amplia de todo el grupo de nuestra cartera de exploración de frontera”, dijo la compañía en respuesta a preguntas. Exxon ahora tenía el 100% de Stabroek y solo unas semanas antes tenía que informar al gobierno de Guyana si planeaba o no perforar.
En el caso de Hess, Guyana fue una opción difícil de vender, pero la empresa aceptó adquirir una participación del 30%. “Aposté mi carrera a ello”, afirma Chisholm. “Sin duda me habrían despedido si no hubiera funcionado”.
Eisner, que había codiciado Guyana desde que trabajó con Chisholm en Apache, ahora trabajaba en CNOOC. “A todos les ofrecieron Stabroek, pero se necesita un geólogo inconformista y engreído que golpee la mesa, incluso rompiéndola, para decir: ‘Esto es bueno’”, dice.
“En CNOOC, ese era yo”. Eisner convenció a sus jefes y CNOOC se quedó con una participación del 25%. La participación de Exxon en Stabroek era ahora del 45%, pero lo más importante es que los dos recién llegados acordaron financiar la mayor parte del coste del pozo. Con el dinero de Exxon ahora protegido en gran medida, la dirección dio el visto bueno para perforar Liza.
El pozo costó 225 millones de dólares. Aunque Exxon acabará invirtiendo más de 25.000 millones de dólares en el proyecto de Guyana, su desembolso inicial (el que le aseguró el control del épico descubrimiento) fue bastante cercano al cero que el pequeño grupo de partidarios de Guyana había mencionado en 2013: menos de 100 millones de dólares, según personas familiarizadas con el asunto. Posiblemente mucho menos.
Exxon contrató a la empresa Transocean Ltd. Deepwater Champion para el trabajo. La plataforma de perforación de alta especificación tenía una longitud equivalente a dos campos de fútbol, transportaba 10 camiones cargados de cemento y lodo y podía perforar a más de 11 kilómetros de profundidad. Con equipos de helicópteros y embarcaciones de apoyo listas, el pozo pronto costaba más de un millón de dólares al día.
En Exxon lo llamaron “el pozo del infierno”. Una sección de la tubería se atascó y no pudo moverse hacia arriba ni hacia abajo, lo que comprometió la integridad de todo el pozo. Los perforadores cortaron la broca y rellenaron la sección inferior del pozo con cemento. Perdieron equipos por un valor de más de 15 millones de dólares.
Pero los perforadores hicieron un agujero lateral que salvó el proyecto. La noche antes de que Liza alcanzara su objetivo, Dyksterhuis y un colega durmieron en el suelo, en salas de reuniones separadas, en el nuevo campus de Exxon en Houston.
Tan pronto como la broca impactó en Liza el 5 de mayo de 2015, los datos del pozo en tiempo real que se enviaban a Houston mostraron un cambio repentino en la densidad de la roca. Eso significaba que Liza estaba repleta de combustibles fósiles. Pero no estaba claro de inmediato si se trataba de petróleo o gas. Para que realmente alcanzara el máximo nivel, tenía que ser petróleo.
Unas horas más tarde, el Deepwater Champion hizo circular lodo de perforación en su cubierta y sacudió los detritos de roca sobre una cinta transportadora. Kerry Moreland, geocientífica de alto nivel y jefa de Dyksterhuis, notó un olor familiar en el aire salado del mar. “Tal vez como el de una gasolinera”, dice. Se puso guantes y recogió algunas de las rocas. Estaban goteando petróleo.
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