> ## Content Index > Fetch the complete content index at: https://www.theenergypost.com/llms.txt > Use this file to discover other available public pages before exploring further. # ExxonMobil acelera la exploración ultraprofunda en Trinidad y busca replicar el modelo de Guyana - URL: https://www.theenergypost.com/exxonmobil-acelera-la-exploracion-ultraprofunda-en-trinidad-y-busca-replicar-el-modelo-de-guyana/ - Published: 2026-10-06T21:47:36.000Z - Updated: 2026-10-06T21:47:36.000Z - Description: La petrolera completó la adquisición sísmica en el bloque TTUD-1, considerado una posible extensión geológica de Stabroek. Las imágenes procesadas estarán disponibles antes de terminar 2026. - Author: The Energy Post - Tags: Petróleo y Gas ExxonMobil avanza hacia la perforación de su primer pozo de exploración en las aguas ultraprofundas de Trinidad y Tobago, donde busca determinar si la geología que transformó a Guyana en una potencia petrolera se extiende hacia el noroeste del Caribe. El objetivo es el bloque TTUD-1, situado frente a la costa oriental de Trinidad y al noroeste de Stabroek, el gigantesco bloque guyanés donde ExxonMobil y sus socios han realizado más de 30 descubrimientos desde 2015. La compañía ya completó la adquisición de datos sísmicos tridimensionales y espera recibir las primeras imágenes procesadas antes de finalizar 2026\. Si los resultados identifican prospectos suficientemente atractivos, ExxonMobil decidiría durante 2027 la ubicación del primer pozo. La perforación podría comenzar a finales de 2027 o durante los primeros meses de 2028. “Los datos ya están. Veremos una imagen antes de que termine el año y esperamos estar perforando a finales de 2027 o comienzos de 2028”, afirmó John Ardill, vicepresidente y responsable global de Exploración de ExxonMobil, durante la conferencia ROG.e celebrada en Río de Janeiro. ![](https://storage.ghost.io/c/49/f0/49f0b724-ae29-48bd-8f40-8bf5c58682ad/content/images/2026/10/HT-VUQXWgAArJzW.jpeg) ## Un bloque mayor que Trinidad y Tobago TTUD-1 abarca aproximadamente 7.165 kilómetros cuadrados, una superficie superior a los 5.128 kilómetros cuadrados del territorio terrestre de Trinidad y Tobago. La campaña sísmica cubrió alrededor de 6.000 kilómetros cuadrados en profundidades de agua que oscilan entre 2.000 y 3.000 metros. El contrato de producción compartida fue firmado el 12 de agosto de 2025, después de aproximadamente siete meses de negociaciones entre ExxonMobil y el Gobierno trinitense. La petrolera consiguió posteriormente contratar el buque sísmico y comenzar las operaciones en enero de 2026. La adquisición de datos se completó en cerca de seis meses, un cronograma que ExxonMobil considera más rápido que el seguido durante las etapas iniciales de su campaña en Guyana. El bloque combina siete áreas costa afuera que fueron agrupadas por el Gobierno trinitense para crear una extensión de escala suficiente para atraer una campaña exploratoria de frontera. ## Occidental adquiere una participación de 10% ExxonMobil mantiene la operación de TTUD-1, pero ya no asume sola el riesgo exploratorio. El Gobierno de Trinidad y Tobago autorizó la entrada de Occidental Petroleum —Oxy— mediante la adquisición de una participación de 10% en el bloque. ExxonMobil conserva el 90% restante y continúa como operador. La incorporación de Occidental distribuye parte del costo de la sísmica y de la futura perforación, al tiempo que suma otro gran productor estadounidense a la nueva frontera energética del Caribe. La primera fase del contrato contempla el levantamiento sísmico tridimensional y al menos un pozo exploratorio. Hasta ahora no se ha perforado ningún pozo y las compañías no han publicado estimaciones de recursos recuperables. Tampoco se conoce si los prospectos contendrían principalmente petróleo, gas natural o una combinación de ambos. ## Una posible extensión de Stabroek ExxonMobil interpreta TTUD-1 como una posible extensión del sistema petrolero que alimentó los descubrimientos del bloque Stabroek. Guyana pasó de no producir petróleo a convertirse en uno de los productores de mayor crecimiento del mundo. ExxonMobil y sus socios han comprometido alrededor de US$60.000 millones para desarrollar los recursos descubiertos y desplegar una sucesión de unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga. La cercanía geográfica y algunas similitudes geológicas justifican la exploración en Trinidad, pero no garantizan un resultado equivalente. Las cuencas marinas pueden presentar sistemas de generación y migración de hidrocarburos similares mientras difieren en la calidad de los reservorios, los sellos geológicos, la presión, la profundidad y la acumulación comercial. Por eso, las imágenes sísmicas solo permitirán identificar estructuras potenciales. La presencia de hidrocarburos y su viabilidad económica únicamente podrán comprobarse mediante la perforación. ## ExxonMobil reutiliza el modelo desarrollado en Guyana Si TTUD-1 produce un descubrimiento comercial, ExxonMobil podría adaptar diseños, proveedores y procesos ya utilizados en Guyana. Ese modelo comprende: - Experiencia en perforación de aguas profundas y ultraprofunda. - Contratación anticipada de buques sísmicos y equipos de perforación. - Procesamiento avanzado de grandes volúmenes de datos. - Diseños estandarizados para desarrollos submarinos. - Uso de unidades flotantes de producción y almacenamiento. - Integración de proveedores regionales. - Herramientas de inteligencia artificial desarrolladas durante la campaña guyanesa. La estandarización podría reducir el tiempo entre el descubrimiento y la primera producción. En Guyana, ExxonMobil consiguió llevar el proyecto Liza desde el hallazgo inicial hasta la producción comercial en menos de cinco años, un plazo excepcionalmente corto para un desarrollo costa afuera. Ardill afirmó que, si el primer pozo de Trinidad resulta exitoso, la compañía podrá desplegar el modelo de desarrollo y las herramientas tecnológicas probadas en Guyana. ## Trinidad necesita nuevas moléculas de gas La exploración llega en un momento crítico para Trinidad y Tobago. El país construyó buena parte de su economía alrededor del gas natural, con una cadena industrial que incluye gas natural licuado, amoníaco, metanol, generación eléctrica y otros productos petroquímicos. Sin embargo, la producción de sus campos maduros ha disminuido y la escasez de materia prima ha reducido la utilización de plantas que necesitan un suministro continuo. El complejo Atlantic LNG cuenta con cuatro trenes de licuefacción en Point Fortin, pero el Tren 1 quedó fuera de servicio después de años de insuficiencia de gas y posteriormente entró en proceso de retiro. El resto de la instalación también ha operado por debajo de su potencial en diferentes períodos. Un descubrimiento gasífero de gran escala en TTUD-1 podría abastecer esa infraestructura durante décadas. Si el hallazgo fuera principalmente petrolero, abriría una nueva fuente de exportaciones y diversificaría una economía excesivamente dependiente del gas. En cualquiera de los dos escenarios, el desarrollo requeriría varios años después del descubrimiento. TTUD-1 constituye una alternativa estratégica de largo plazo, no una solución inmediata al déficit de suministro. ## Gas venezolano y exploración ultraprofunda convergen en Trinidad Mientras ExxonMobil estudia el subsuelo al este del país, Trinidad intenta asegurar gas desde una segunda dirección: los campos costa afuera de Venezuela. Shell ha firmado durante 2026 acuerdos para avanzar en Loran, un yacimiento de aproximadamente siete billones de pies cúbicos que se extiende a ambos lados de la frontera marítima. Seis de sus siete reservorios serían transfronterizos. La petrolera también participa en el proyecto Dragon, ubicado en aguas venezolanas a corta distancia de la plataforma Hibiscus de Shell en Trinidad. El campo contiene aproximadamente 4,2 billones de pies cúbicos de gas y fue concebido para enviar su producción hacia la infraestructura trinitense. Los dos frentes cumplen funciones diferentes: - **Dragon y Loran:** podrían aportar gas venezolano a instalaciones existentes en Trinidad durante el corto y mediano plazo. - **TTUD-1:** ofrece una oportunidad exploratoria de mayor riesgo y plazo más largo, pero con la posibilidad de crear un nuevo centro de producción propio. La infraestructura trinitense proporciona una ventaja regional decisiva. El gas descubierto en aguas venezolanas o trinitenses puede conectarse con plantas de GNL y complejos petroquímicos que ya existen, evitando la construcción desde cero de toda la cadena industrial. ## Una oportunidad todavía sin descubrimiento El entusiasmo geológico debe mantenerse separado de los resultados comprobados. TTUD-1 no tiene todavía un pozo perforado, una estimación de recursos ni una declaración de comercialidad. Los datos sísmicos pueden revelar estructuras atractivas, pero también podrían mostrar prospectos demasiado pequeños, complejos o costosos. Incluso un descubrimiento necesitaría pozos de evaluación, estudios técnicos, un plan de desarrollo, aprobación regulatoria, contratos de suministro y miles de millones de dólares en infraestructura. Los próximos indicadores serán: 1. La entrega de las imágenes sísmicas procesadas antes de finalizar 2026. 2. La selección de los prospectos prioritarios. 3. La decisión final de perforación durante 2027. 4. La contratación de un taladro para aguas ultraprofunda. 5. El inicio del primer pozo a finales de 2027 o comienzos de 2028. ExxonMobil ya demostró en Guyana que puede convertir un descubrimiento de frontera en producción a gran escala con una velocidad poco habitual para la industria costa afuera. TTUD-1 comprobará si ese modelo puede repetirse en Trinidad y Tobago. Por ahora, la geología justifica la perforación, pero no garantiza otro Stabroek. Lo que sí está tomando forma es una nueva arquitectura energética del Caribe: gas venezolano avanzando hacia las instalaciones de Trinidad y grandes petroleras estadounidenses explorando sus aguas ultraprofunda.