Menor perforación en México presiona reservas, calidad API y meta petrolera 2026, con impacto en servicios y finanzas upstream.
La meta petrolera para 2026 no se juega únicamente en el volumen diario producido, sino en el número de barrenas que hoy no están perforando.
México cerró el último corte operativo con una producción líquida que oscila alrededor de 1.6 millones de barriles diarios, dependiendo del ajuste por condensados. La cifra, en términos agregados, parece estable. Sin embargo, esa estabilidad es cada vez más dependiente de campos maduros sometidos a presión secundaria y de desarrollos que no alcanzan a compensar la declinación natural del portafolio histórico.
En upstream, menos equipos activos no significa solo menor actividad. Significa menor reposición.
La relación entre número de equipos de perforación y tasa de reposición de reservas es directa. Cada equipo que sale del programa reduce la probabilidad de incorporar reservas probadas, particularmente en plays convencionales de baja complejidad donde el factor crítico es volumen y continuidad operativa.
La declinación natural en campos maduros mexicanos puede superar 8% anual si no se compensa con perforación de desarrollo e incorporación de nuevas localizaciones. Cuando el número de equipos activos disminuye, la empresa operadora enfrenta dos opciones técnicas:
Aumentar la intensidad de recuperación secundaria o terciaria.
Acelerar desarrollos de campos nuevos o contratos mixtos.
Ambas rutas son más costosas que la perforación sistemática de desarrollo en campos existentes.
El problema estructural es que la reposición de reservas no responde al discurso de metas anuales, sino a la cadencia técnica de perforación. Sin continuidad operativa, la curva de reservas probadas comienza a erosionarse silenciosamente.
Con menor actividad de perforación, la producción se concentra en un número reducido de pozos con mayor exigencia operativa. Esto implica:
Mayores tasas de extracción por pozo.
Incremento en drawdown.
Aceleración de la declinación individual.
Mayor riesgo de conificación de agua o gas.
En ingeniería de yacimientos, presionar más un sistema con menor reposición genera una ilusión temporal de estabilidad. El volumen puede sostenerse algunos trimestres, pero la energía del yacimiento se agota más rápido si no se acompaña de un programa equilibrado de perforación.
El riesgo no es inmediato. Es acumulativo.
La caída en perforación también afecta la calidad promedio de la mezcla exportable. Nuevos desarrollos, especialmente en áreas costa afuera y en ciertos contratos mixtos recientes, tienden a producir crudos más ligeros o con mayor proporción de condensados.
Si la actividad se concentra en campos maduros con crudos más pesados, la API gravity promedio del sistema puede disminuir. Esto impacta directamente en:
Precio de la mezcla exportable.
Configuración óptima de refinerías.
Diferenciales frente a benchmarks internacionales.
Un descenso en calidad promedio implica descuentos mayores en mercados internacionales. Y esos descuentos no se compensan únicamente con volumen.
La ingeniería upstream termina influyendo en la estrategia comercial.
Menos equipos activos implican menor demanda para empresas de perforación, cementación, completación y estimulación. La cadena de servicios petroleros funciona con economías de escala. Cuando la actividad cae:
Se renegocian tarifas.
Se ajustan contratos a menor plazo.
Se reduce inversión en tecnología de perforación direccional o completaciones avanzadas.
En el mediano plazo, esto erosiona capacidad técnica instalada. Cuando el operador decide reactivar actividad, enfrenta costos más altos o menor disponibilidad de equipos y personal especializado.
La contracción no solo afecta a proveedores. Afecta la resiliencia del sistema productivo.
La declinación natural no es una hipótesis. Es una constante geológica.
Si la producción se mantiene estable solo mediante presión operativa y no mediante reposición estructural, el flujo de efectivo futuro se vuelve más incierto. En términos financieros, esto impacta:
Valor presente de reservas.
Proyecciones de ingresos fiscales.
Capacidad de apalancamiento.
El mercado no penaliza la caída puntual de producción tanto como la caída sostenida en reservas probadas. Porque la reserva es la garantía del flujo futuro.
Si la meta 2026 se sostiene sobre presión y no sobre perforación, el costo se traslada a 2027 y 2028.
Los contratos mixtos recientes buscan precisamente mitigar la limitación de capital y capacidad técnica interna. Al compartir riesgo con privados, el operador estatal puede acelerar desarrollo de campos específicos sin asumir la totalidad del CAPEX.
Sin embargo, estos contratos:
No sustituyen una estrategia integral de perforación.
Se concentran en campos delimitados.
Requieren tiempo de maduración.
La incorporación de producción proveniente de contratos mixtos puede ayudar a estabilizar volumen, pero difícilmente compensará por sí sola la reducción sistemática de equipos activos a escala nacional.
La meta petrolera 2026 no depende únicamente del precio internacional ni del discurso institucional. Depende de la cantidad de pozos que hoy se estén perforando y completando.
Menos pozos significan más presión. Y más presión, en ingeniería de yacimientos, nunca es una solución permanente.
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