Guyana apunta a alcanzar una capacidad de producción offshore de 1,46 millones de barriles diarios para 2029

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Escrito por Leandro Londero para IIR News Intelligence (Sugar Land, Texas)

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Resumen

ExxonMobil ultima los preparativos para poner en producción el FPSO Errea Wittu en el campo Uaru durante el cuarto trimestre de 2026, mientras avanza con otros desarrollos en el bloque Stabroek. La incorporación de tres nuevas unidades podría elevar la capacidad nominal de producción de crudo de Guyana de 810.000 a 1,46 millones de barriles diarios para 2029. A esta expansión se sumaría el potencial de los proyectos de gas y condensados Longtail y Haimara.

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Guyana apunta a alcanzar una capacidad de producción offshore de 1,46 millones de barriles diarios para 2029

En la actualidad, Industrial Info monitorea $8,38 mil millones de dólares en inversión de proyectos activos para la industria de Petróleo y Gas natural costa afuera en Guyana. ExxonMobil se prepara para incorporar una quinta unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) a sus operaciones offshore en este país. Esta incorporación forma parte de un programa de expansión que podría elevar la capacidad nominal de producción de crudo del país a 1,46 millones de barriles diarios (bpd) para 2029. ExxonMobil se encuentra en la etapa final de comisionamiento del FPSO Errea Wittu, destinado al desarrollo del campo Uaru, en el bloque Stabroek. La puesta en producción del FPSO está prevista para el cuarto trimestre de 2026.

La unidad, que arribó a aguas guyanesas en agosto, posee una capacidad nominal de producción de 250.000 bpd de crudo y 540 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. ExxonMobil opera el bloque Stabroek en asociación con Hess, actualmente parte de Chevron, y la compañía china CNOOC.

La puesta en marcha de Errea Wittu marcará un nuevo hito en el crecimiento de la industria petrolera de Guyana, que desde el inicio de la producción comercial en 2019 se ha consolidado como uno de los principales polos de expansión del sector offshore latinoamericano. Actualmente, el bloque cuenta con cuatro FPSO en operación: Liza Destiny y Liza Unity, que operan en el campo Liza; Prosperity, ubicado en el campo Payara; y ONE GUYANA, correspondiente al desarrollo Yellowtail. En conjunto, estas instalaciones disponen de una capacidad nominal de 810.000 bpd, aunque el desempeño de algunas unidades por encima de sus parámetros originales de diseño ha permitido que la producción nacional registre promedios superiores a los 900.000 bpd durante 2026.

Más allá de la próxima puesta en marcha de Uaru, ExxonMobil avanza con la construcción de los FPSO Jaguar y Hammerhead, que permitirán sostener la expansión de la producción offshore de Guyana durante los próximos años. El primero corresponde al desarrollo del yacimiento Whiptail, con una capacidad nominal de producción de 250.000 bpd de crudo, y cuyo inicio de operaciones se espera para 2027. A este le seguirá Hammerhead, que incorporaría otros 150.000 bpd a partir de 2029. Con la entrada en operación de estas tres unidades, la capacidad nominal de producción de crudo del país podría alcanzar en 2029 los mencionados 1,46 millones de bpd, frente a los 810.000 bpd actuales.

Paralelamente, ExxonMobil avanza en la planificación de una nueva etapa de desarrollo del bloque Stabroek, la cual incluye proyectos orientados a ampliar la producción de gas natural y condensados. De acuerdo con el Mid-Year Report 2026, publicado en agosto por el Ministerio de Finanzas de Guyana, la operadora presentó en marzo el plan de desarrollo de Longtail (Ver Proyecto ID: 301057630), considerado el octavo proyecto del bloque, que comprende los descubrimientos Longtail, Tripletail y Turbot. A su vez, en mayo solicitó la autorización ambiental para Haimara, identificado como el noveno desarrollo.

Ambas iniciativas permanecen sujetas a las aprobaciones gubernamentales correspondientes. ExxonMobil busca obtener la autorización para avanzar con Longtail antes de finalizar 2026, mientras que la decisión final de inversión de Haimara se proyecta para 2027. A diferencia de los desarrollos anteriores, concentrados principalmente en la extracción de crudo, estos proyectos estarían orientados a la producción de gas natural y condensados, con esquemas que contemplan la reinyección de una proporción significativa del gas extraído. De materializarse ambos proyectos, Guyana podría incorporar entre 410.000 y 470.000 bpd adicionales de capacidad de producción de condensados, ampliando y diversificando su oferta de hidrocarburos.

En paralelo con la expansión de la producción offshore, el país busca avanzar en el aprovechamiento comercial del gas natural asociado a los desarrollos petroleros de Stabroek, que hasta el momento ha sido destinado principalmente a reinyección. En este contexto, el proyecto Gas-to-Energy (GTE) constituye una de las principales iniciativas destinadas a aprovechar los recursos gasíferos offshore para abastecer el mercado energético interno.

La infraestructura contempla un gasoducto submarino de 12 pulgadas que conectará las instalaciones del campo Liza con el complejo energético de Wales, en tierra firme. Aunque la construcción del ducto está concluida, su entrada en operación continúa pendiente y, según informa ExxonMobil Guyana, la instalación permanece presurizada con nitrógeno y podría comenzar a transportar gas entre diciembre de 2026 y el primer trimestre de 2027. En una primera etapa, el sistema permitiría movilizar aproximadamente 50 MMPCD desde el campo Liza, con la posibilidad de incorporar posteriormente otros 75 MMPCD provenientes del desarrollo Hammerhead.

De esta manera, la expansión de Stabroek no solo apunta a incrementar los volúmenes de crudo exportable, sino también a sentar las bases para un mayor aprovechamiento de los recursos gasíferos del país. Si se cumplen los cronogramas previstos, la incorporación de Uaru, Whiptail y Hammerhead elevaría la capacidad nominal de producción de crudo a 1,46 millones de bpd en 2029, mientras que Longtail y Haimara aportarían una nueva plataforma de crecimiento vinculada al gas y los condensados. A más largo plazo, ExxonMobil también evalúa la implementación de un posible décimo desarrollo en el descubrimiento Fangtooth.

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