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Scott Dyksterhuis estaba convencido. O tan convencido como se puede estar al predecir lo que yace a más de 3 millas bajo el lecho marino. El entonces geocientífico de 32 años de Exxon Mobil Corp. creía firmemente que había una buena posibilidad de que un vasto tesoro de petróleo estuviera enterrado en la costa de Guyana, cerca de donde el Océano Atlántico se encuentra con el Mar Caribe. Ahora venía la parte difícil. Tenía que persuadir a sus jefes para perforar un pozo que lo demostrara. “Era de alto riesgo”, dice Dyksterhuis. “Pero Guyana era un casino en el que querías jugar porque cuando ganas, las ganancias son tan altas”.
A finales de 2013, la búsqueda de petróleo en Guyana estaba entre las prioridades más bajas de Exxon. Las compañías habían perforado más de 40 pozos secos en la región. La formación objetivo, llamada Liza, en honor a un pez local, estaba bajo más de una milla de agua, y perforarla costaría al menos $175 millones. Incluso Dyksterhuis estimaba que solo había un 1 entre 5 posibilidades de éxito. Pero si tenía razón, abriría una frontera petrolera, demostrando una teoría de que la misma geología detrás de las reservas de Venezuela, las más grandes del mundo, se extendía a lo largo de la costa norte de América del Sur. Muchos en Exxon no tenían interés en hacer esa apuesta. Tampoco gran parte del resto de la industria petrolera.
Hoy en día, Liza es el mayor descubrimiento de petróleo del mundo en una generación. Exxon controla un bloque que contiene 11 mil millones de barriles de petróleo recuperable, valorados en casi $1 billón a los precios actuales. El hallazgo ha transformado a Guyana, uno de los países más pobres de América del Sur, en 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 el pilar del renacimiento corporativo de Exxon después del Covid. La gigante petrolera de Texas tiene una participación del 45% en un campo que cuesta menos de $35 por barril producir, lo que lo convierte en uno de los más rentables fuera de la OPEP. Con el crudo cotizando actualmente a $85 por barril, el campo petrolífero aún sería rentable incluso si la transición de los combustibles fósiles provocara una caída en la demanda y los precios se redujeran a la mitad.
La historia no contada de los orígenes del descubrimiento de Guyana, basada en entrevistas con más de una docena de personas involucradas en el pozo de Liza, la mayoría de las cuales han dejado Exxon, revela algunas verdades sorprendentes sobre el pasado y el futuro del petróleo. Muestra cómo otros en el negocio sobreestimaron el cambio del petróleo a las energías renovables. Hace solo tres años, Exxon perdió una batalla por los asientos en la junta 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 estaban retirando, nosotros nos estábamos inclinando”, dice Liam Mallon, presidente de la división de producción de petróleo de Exxon. Desde que la producción en Guyana comenzó a fines de 2019, las acciones de la compañía se han más que duplicado, el mayor retorno entre sus pares supermajors.
Esta historia sugiere la dificultad de depender de las fuerzas del mercado para impulsar el fin de los combustibles fósiles. El movimiento verde había esperado que la tecnología mejorara para ayudar a que la energía solar, eólica y otras energías renovables reemplazaran al petróleo cada vez más difícil de encontrar. Ahora los ambientalistas se preocupan de que Exxon obtenga una fortuna de una transición energética más lenta, mientras que otros soportan el costo del daño causado por la perforación al clima y la ecología de Guyana. “Exxon está contaminando el océano y la atmósfera sin tener que pagar por los daños”, dice Melinda Janki, una abogada guyanesa que ha trabajado en protección ambiental internacional. (Exxon dice que invierte en tecnología para proteger el medio ambiente y cumple o supera los requisitos regulatorios).
Los rivales de Exxon sin duda lamentan no haberse arriesgado. Casi 30 otras compañías, incluyendo Chevron Corp., pasaron la oportunidad de comprar en el descubrimiento de Guyana. Shell Plc, anteriormente un socio del 50%, se retiró. Chevron está pagando ahora $53 mil millones por Hess Corp., uno de los dos socios de Exxon en Guyana, que tiene una participación del 30% en el proyecto. Exxon este año presentó un caso de arbitraje contra Hess, alegando que tiene un derecho de primera opción sobre la participación. (Hess dice que ese derecho no se aplica en una fusión).
Pero la historia del descubrimiento de Guyana no se trata de tomar riesgos temerarios por una gran recompensa. Exxon, resulta, es tanto una compañía de ingeniería financiera como un explorador de petróleo. Aseguró sus apuestas, redujo su exposición y se compró una opción para hacer una fortuna en un resultado improbable.
Esa estrategia se remonta a un momento clave en 2013. Los mejores geocientíficos de Exxon concluyeron que Dyksterhuis y sus colegas no habían demostrado que perforar Liza valiera la pena el riesgo. Dyksterhuis estaba desanimado. Si no perforaban, Exxon tendría que devolver el bloque Stabroek, o 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, apartó a uno de los geocientíficos. “¿Apoyarías a Liza si pudiéramos perforarla gratis?” preguntó. “Por supuesto”, respondió el geocientífico.
Y así un pequeño grupo de empleados de nivel medio y bajo idearon una forma de perforar sin costo. O casi sin costo.
Como muchos geocientíficos, Rod Limbert sabía que la roca madre del petróleo de Venezuela, la formación La Luna, se extendía bajo el Atlántico hacia el territorio marítimo de Guyana, Surinam y la Guayana Francesa. El franco australiano se fascinó con un descubrimiento en tierra en Surinam en la década de 1960, cuando los aldeanos encontraron accidentalmente lo que se convirtió en un campo petrolífero de mil millones de barriles mientras perforaban en busca de agua en un patio de escuela.
Limbert pensó que el petróleo del patio de escuela había tenido su origen en el margen continental de Guyana y había migrado más de 100 millas tierra adentro durante millones de años. Llevó la idea al equipo de Exxon responsable de entrar en nuevas cuencas a mediados de 1997. “Tenían una imagen de un pulgar apuntando hacia abajo al final de su presentación”, dice Limbert. Se puso en contacto con el gobierno de Guyana para adquirir derechos de perforación de todos modos. “Simplemente no le dije a nadie”, dice.
En 1997, Guyana era uno de los países más pobres de América del Sur, aún sufriendo las políticas socialistas y aislacionistas del dictador Forbes Burnham, que llegó al poder poco después de la independencia del Reino Unido en 1966. Limbert y dos colegas volaron de Houston a Georgetown, para adquirir viejos registros de pozos y discutir el potencial para derechos de perforación con la Comisión de Geología y Minas de Guyana. “El piso principal era literalmente el piso principal”, dice Limbert. “Me refiero a que los escritorios y sillas estaban en la tierra”.
El equipo de Exxon también se reunió con Samuel Hinds, presidente de Guyana, quien habló principalmente de críquet, 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 datos frescos, Limbert obtuvo permiso para comenzar las negociaciones de contrato para derechos de exploración.
Citando las legiones de pozos fallidos, Limbert presionó y obtuvo un trato muy favorable. El bloque Stabroek ofrecido a Exxon era más de 1,000 veces más grande que el bloque petrolero promedio en el Golfo de México. No requería ningún pago inicial, y si Exxon encontraba petróleo, la compañía se quedaría con el 50% de la ganancia después de deducir los costos. Pagaría al gobierno un royalty de solo el 1%. Más tarde, Guyana recibió duras críticas por el contrato. “He examinado mi conciencia al respecto durante un período de tiempo, pero no me siento mal al respecto”, dice Limbert. “Fue una combinación perfecta para lo que sabíamos y lo que no sabíamos”.
El trato ayudó al gobierno de otra manera. Guyana enfrentaba serias disputas fronterizas tanto con Surinam al este como con Venezuela al oeste. Aliarse con Exxon significaría que cualquiera que se metiera con Guyana también estaría metiéndose con la compañía petrolera más poderosa del mundo.
Las preocupaciones de Guyana resultaron válidas. Lanchas de guerra de Surinam obligaron a un explorador de petróleo diferente a salir de aguas en disputa entre los dos países. Exxon no pudo trabajar en el bloque durante ocho años. Cuando el conflicto con Surinam estaba cerca de resolverse en 2007, los ejecutivos de Exxon se dieron cuenta de que tendrían que gastar dinero en estudios sísmicos para cumplir con los requisitos de trabajo bajo el contrato. Sugirieron abandonar el bloque para liberar efectivo para exploraciones de mayor prioridad en Brasil, el Golfo de México y las cuencas emergentes de esquisto de EE.UU.
Dismuke, un ingeniero formado en Texas que era asesor comercial de Exxon en el hemisferio occidental en ese momento, echó un vistazo al contrato con Guyana y no podía creer lo que veía. El trato negociado por Limbert tenía un gran potencial. Dismuke y un colega sugirieron un acuerdo de cesión que cedería una parte del bloque a una compañía dispuesta a pagar por el estudio sísmico. La gerencia de Exxon aprobó la idea y vendió el 25% de Stabroek a Shell en 2008. Exxon y Shell pasaron los siguientes tres años interpretando las ondas sísmicas rebotadas en capas de roca subterránea para comprender la geología de la región. Los primeros datos eran prometedores, mostrando indicios de combustibles fósiles.
Pero estos datos también confirmaron el peor temor de muchos geocientíficos: la completa ausencia de trampas estructurales. Estas formaciones son fallas geológicas o bandas de roca impenetrables que actúan como presas, capturando petróleo a medida que se filtra a través de capas de sedimento durante millones de años. Sin una trampa sólida, el petróleo no puede acumularse en cantidades lo suficientemente grandes como para ser comercialmente viable. Guyana, en cambio, tenía trampas estratigráficas, las formaciones geológicas más arriesgadas para un explorador de petróleo. Aunque pueden ser seguras, las trampas estratigráficas son sutiles y muy difíciles de analizar en gráficos sísmicos. A menudo contienen lo que se conoce como una “zona ladrona” de la cual el petróleo puede escapar.
A finales de la década de 2000, sin embargo, la industria petrolera estaba calentando a tales formaciones. El crudo se cotizaba por encima de $100 por barril, por lo que los grandes descubrimientos significaban grandes ganancias. La tecnología estaba mejorando. Shell decidió aumentar su participación en el bloque Stabroek al 50%. Alrededor de la misma época, dos geocientíficos de APA Corp., un pequeño explorador en Houston entonces llamado Apache, estaban observando de cerca. Tim Chisholm estudió Venezuela para Exxon en la década de 1990, y Pablo Eisner había trabajado en la región para Repsol SA. La pareja quería una parte de Stabroek, pero cuando eso no era una opción, llevaron a Apache a Surinam en su lugar.
Antes de que pudieran perforar un pozo, la gerencia de Apache cambió de opinión y recortó a su equipo de exploración. Chisholm y Eisner fueron despedidos en menos de media hora el uno del otro. Chisholm fue a Hess y Eisner se unió a CNOOC. Cada uno dice que creía que tenía negocios pendientes.
En Exxon en 2013, un geocientífico en una empresa de 75,000 personas trabajaba a tiempo completo en Guyana. Estaba llegando un tesoro de datos de los estudios sísmicos financiados por Shell. Exxon recurrió a Dyksterhuis, el geocientífico australiano, para ayudar a interpretarlo. Se sintió atraído por el tema en la universidad porque tenía “cada campo de la ciencia en él”, incluyendo la física de modelado sísmico y la biología de criaturas que habían muerto hace millones de años, dice. “Y luego entras en petróleo y gas, tienes, como, toma de decisiones de alto valor”.
Una de esas decisiones llegó poco después de que Dyksterhuis llegara a Houston desde Melbourne. Exxon, que para entonces había tenido Stabroek durante más de una década, tenía cuestión de meses para decidir si perforar un agujero de 8 pulgadas de diámetro en algún lugar de un área del tamaño de Massachusetts.
Las señales apuntaban a que no. Exxon estaba más centrada en provincias petroleras establecidas, y Shell estaba desencantada con la región después de que la perforación en la Guayana Francesa no funcionara. Dyksterhuis comenzó a analizar datos sísmicos bidimensionales tomados unos cinco años antes. Un prospecto, Liza, se destacó. Las lecturas mostraban fluido. Pero ¿qué tipo? ¿Agua o petróleo? La incertidumbre provocaba constantes desafíos de sus jefes.
Usando un modelado informático complejo, Dyksterhuis combinó más de 300 imágenes sísmicas 3D para determinar que probablemente era petróleo lo que estaba sobre el agua. “Cuanto más trabajaba en ello, más me daba cuenta de que había algo aquí”, dice Dyksterhuis. Hacia finales de 2013, él y dos colegas presentaron sus hallazgos a más de una docena de los mejores geocientíficos de Exxon.
La buena noticia era que Liza tenía una “zona de pago” de 90 metros (295 pies) de espesor llena de arena porosa por la que los fluidos podían moverse con mucha facilidad. Estimaron que podría contener 890 millones de barriles de petróleo recuperable, valorados en casi $1 mil millones en ese momento. Su estimación alta era el doble de grande. La mala noticia era que solo 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 al fondo de la reunión, lo vio de manera diferente. “Pensé, si esto golpea y la trampa se mantiene, entonces tengo 6 millones de acres más para explorar bajo un contrato muy bueno”, dice. Hizo un plan similar al enfoque de 2008: reducir la desventaja financiera encontrando socios que pagaran de forma desproporcionada por el pozo, a cambio de una participación en el bloque. Por supuesto, ahora Exxon sería mucho más rico si no hubiera despedido ese riesgo. Mallon, el jefe de producción de petróleo de Exxon, dice que hab