La extracción en campos terrestres maduros en el centro del país y la región del Bajío enfrenta una declinación natural acelerada. Que la auditoría del IMP identifique pozos al límite de su rentabilidad convencional obliga a Pemex a actuar con celeridad. La implementación de sistemas de inyección de gas y recuperación secundaria no solo busca rescatar la producción física de crudo, sino frenar pérdidas contables directas antes de que concluya la actual ventana presupuestal, optimizando la eficiencia de los activos remanentes de la petrolera del Estado.
El panorama general
Equipos técnicos conjuntos de Pemex y el IMP concluyeron de manera formal una exhaustiva evaluación física y geológica en la infraestructura de extracción de la zona central de la República. La auditoría se enfocó en analizar las condiciones estructurales de los yacimientos maduros con el objetivo de diseñar e integrar el nuevo modelo de recuperación secundaria que guiará los planes de explotación en los bloques terrestres.
Los datos clave
- Alcance de la inspección: La evaluación técnica y geológica abarcó un total de 48 pozos productores terrestres maduros localizados en los campos petroleros del centro del país y el Bajío.
- Pozos en declinación crítica: Los resultados de la auditoría determinaron que 14 de los pozos evaluados ya alcanzaron su límite de declinación comercial bajo los esquemas convencionales de extracción.
- Recomendación tecnológica: Ante el diagnóstico, el IMP recomendó ejecutar una migración inmediata hacia sistemas automatizados de inyección de gas y esquemas de optimización por flujo artificial.
- Protección financiera: El cambio tecnológico sugerido por los especialistas busca evitar que la paraestatal registre pérdidas contables operativas durante la ventana presupuestal programada para los próximos meses.
Lo que sigue
Tras la entrega del Reporte Operativo Semestral, las direcciones de producción upstream de Pemex y los laboratorios del IMP iniciarán el diseño ejecutivo para la reconversión mecánica de los 14 pozos críticos. Se espera que en el segundo semestre de 2026 comience la licitación de los equipos automatizados de inyección de gas y los sistemas de flujo artificial, priorizando la proveeduría técnica especializada para reestabilizar la presión de los yacimientos en el Bajío.
