Investigadores de la Facultad de Química de la Universidad Nacional Autónoma de México desarrollaron un nanocompuesto en forma de gel capaz de controlar el flujo de agua en yacimientos petroleros maduros. La tecnología, patentada por la Unidad de Servicios para la Industria Petrolera, busca aumentar la extracción de hidrocarburos sin incrementar el consumo de agua, un desafío recurrente en campos que ya han pasado su etapa de mayor productividad.
El material consiste en partículas preformadas que mantienen un tamaño reducido durante la inyección, lo que les permite desplazarse hacia zonas más profundas del yacimiento. Una vez alcanzada la profundidad objetivo, las partículas se hinchan de manera controlada y bloquean los canales de alta conductividad por donde el agua tiende a desplazarse con mayor facilidad. De esta forma se reduce la producción de agua asociada y se favorece el flujo de petróleo hacia los pozos extractores.
Funcionamiento y adaptación a condiciones locales
Los especialistas explicaron que el hinchamiento retardado constituye la característica central del diseño. Al permanecer compactas durante el trayecto inicial, las partículas evitan obstrucciones prematuras cerca del pozo inyector y alcanzan áreas más alejadas. Una vez allí, el gel se expande y forma una barrera selectiva que limita el paso del agua sin impedir completamente el movimiento del hidrocarburo.
Esta propiedad resulta especialmente útil en México, donde la mayoría de los yacimientos se encuentran en etapa madura y requieren inyección masiva de agua para mantener los niveles de producción. El gel fue formulado considerando las condiciones específicas de temperatura elevada, alta salinidad y dureza del agua presentes en los campos nacionales, lo que diferencia esta solución de productos desarrollados para yacimientos de otras regiones.
Contexto de los campos petroleros maduros
Los yacimientos maduros representan más de la mitad de la infraestructura petrolera mexicana. En estas formaciones, el agua inyectada para mantener la presión tiende a abrir caminos preferenciales que reducen la eficiencia del proceso de recuperación. El resultado habitual es un aumento progresivo del volumen de agua producido junto con el petróleo, lo que eleva costos operativos y genera mayor volumen de líquido que debe tratarse o disponerse.
El nanocompuesto desarrollado en la UNAM ofrece una alternativa técnica orientada precisamente a este escenario. Al bloquear selectivamente los canales de alta conductividad en zonas profundas, el gel permite redirigir el flujo hacia áreas con mayor saturación de hidrocarburo, mejorando la relación entre barriles de petróleo extraídos y barriles de agua inyectados.
Equipo multidisciplinario y respaldo institucional
El proyecto involucró a un grupo de doce investigadores de distintas especialidades, entre ellos José Fernando Barragán Aroche, Simón López Ramírez, Luis Antonio Cervantes Montejano, Óscar González Antonio, Luis Rubén Cruces Lira y Rodrigo Galicia Pérez. La colaboración combinó conocimientos de química de materiales, ingeniería de yacimientos y procesos de recuperación mejorada.
La Facultad de Química proporcionó el entorno necesario para llevar a cabo experimentos a escala de laboratorio y pruebas de compatibilidad con fluidos de formación típicos de los campos mexicanos. Según los participantes, la existencia de infraestructura analítica y grupos de trabajo consolidados facilitó el tránsito desde la formulación inicial hasta la solicitud de patente.
Perspectivas de aplicación
La tecnología se presenta como una herramienta complementaria dentro de las estrategias de recuperación avanzada ya implementadas por Petróleos Mexicanos. Su uso potencial no se limita a México: muchos países enfrentan situaciones similares con campos maduros que exigen tecnologías adaptadas a condiciones de salinidad y temperatura elevadas.
Los investigadores destacan que el gel puede integrarse a programas existentes de inyección de agua sin requerir modificaciones mayores en la infraestructura de superficie. Esta compatibilidad reduce barreras de adopción y permite evaluar su desempeño en condiciones reales de operación antes de una implementación más amplia.
El desarrollo refuerza la capacidad de la academia mexicana para generar soluciones aplicadas a problemas estratégicos del sector energético, un área donde la optimización de recursos y la reducción de impactos operativos siguen siendo prioridades técnicas y económicas.
