Mercado de recuperación mejorada de petróleo Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de la recuperación mejorada de petróleo

El mercado de la recuperación mejorada de petróleo (EOR) se valoró en 41,700 millones de USD en 2025 y se prevé que aumente de 44,500 millones de USD en 2026 a 87,200 millones de USD en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 7,8 %.

La necesidad de recuperar volúmenes adicionales está adquiriendo un carácter más estructural a medida que envejece la producción convencional. Un análisis de aproximadamente 15,000 yacimientos determinó una tasa media observada de declive posterior al pico del 5,6 % anual para el petróleo convencional; los yacimientos pequeños y los yacimientos de aguas profundas registran declives considerablemente más rápidos, del 11,6 % y el 10,3 %, respectivamente. Por tanto, la EOR compite menos con el desarrollo de nuevos yacimientos que con la pérdida de producción que se acumula cuando los activos maduros conservan una cantidad sustancial de petróleo en sitio, pero carecen de un programa viable de recuperación terciaria.^{[1]IEA. iea.org}

La ejecución de proyectos de EOR depende de una cadena de suministro integrada, no de un único servicio. La selección de yacimientos, la simulación, el diseño de la inyección, la monitorización, la gestión de los fluidos producidos y la logística de productos químicos o gases deben funcionar de forma coordinada. En la cuenca Pérmica, el sistema de CO2 de Kinder Morgan ilustra la ventaja en materia de infraestructura disponible para los proyectos consolidados: su oleoducto Cortez transporta CO2 hasta el este de Nuevo México y el oeste de Texas, respaldando una parte importante de la actividad regional de EOR con CO2. Los proyectos químicos afrontan una limitación diferente. El rendimiento de los polímeros debe adaptarse a la salinidad, la temperatura, la permeabilidad y la gestión del agua producida, lo que hace que la formulación local, la garantía de suministro y la fiabilidad de la inyección sean comercialmente importantes, además del precio nominal del producto químico.

La EOR con CO2 se evalúa cada vez más junto con la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS). Históricamente, más de tres cuartas partes de los proyectos de captura y almacenamiento de carbono a gran escala en operación o en construcción se han asociado a la EOR, lo que refleja el papel de los ingresos de los hidrocarburos en el respaldo de la economía inicial de la captura de carbono. La relación no es automática: un proyecto aún debe garantizar un suministro seguro de CO2, la integridad de la inyección, la monitorización y un marco favorable de políticas en materia de carbono. Sin embargo, la combinación puede reforzar el argumento de financiación para las redes de tuberías y los activos de compresión cuya justificación sería difícil basándose únicamente en el petróleo incremental.^{[2]IEA. iea.org}

El desarrollo tecnológico también está cambiando la forma en que los operadores gestionan la incertidumbre. La investigación sobre EOR química se centra en polímeros y sistemas tensioactivos que mantienen la inyectividad y la viscosidad en condiciones de alta temperatura y alta salinidad, donde la poliacrilamida parcialmente hidrolizada convencional puede perder rendimiento. Los flujos de trabajo digitales están reduciendo el tiempo necesario para probar distintas estrategias de inyección. SLB ha aplicado interfaces de IA generativa a flujos de trabajo de desarrollo de yacimientos que conectan las consultas de los usuarios con modelos del subsuelo y procesos de simulación, mientras que un modelo analítico basado en la física implementado en Mukhaizna, Omán, se diseñó para optimizar las decisiones de inyección de vapor a escala de campo completo. Estas herramientas no eliminan el riesgo del yacimiento; hacen que los resultados de los proyectos piloto, los datos de producción y las limitaciones operativas sean más útiles en las decisiones cotidianas de inyección.

Las políticas se han convertido en otro factor diferenciador. En Estados Unidos, la Sección 45Q establece un crédito fiscal para el secuestro y la utilización cualificados de óxidos de carbono, incluida la EOR en determinadas condiciones. Saudi Aramco, Linde y SLB también firmaron en 2024 un acuerdo de accionistas para un centro de CCS en Jubail, diseñado para una capacidad inicial de hasta 9 millones de toneladas métricas de CO2 al año. Estos proyectos son importantes para la EOR porque pueden crear fuentes concentradas de CO2 capturado, pero su efecto comercial dependerá de la normativa sobre almacenamiento, el acceso a las tuberías, los costes de captura y la economía de la inyección específica de cada yacimiento.

La integración de la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) modifica selectivamente el perfil de riesgo, en lugar de hacerlo de forma universal. En las regiones que cuentan con redes de CO₂, capacidad de monitorización e incentivos duraderos, la inyección de gas puede recibir apoyo tanto de los objetivos de recuperación de petróleo como de los de gestión del carbono.^{[3]IEA. iea.org} En otros lugares, los métodos térmicos y químicos siguen estando regidos principalmente por los costes energéticos, la logística de los productos químicos y la respuesta del yacimiento. Como resultado, el mercado no convergerá hacia una única tecnología dominante, sino que estará más segmentado en función del fluido del yacimiento, la infraestructura y el marco normativo.

Principales factores impulsores

Factor impulsor	Impacto aproximado (%) en la previsión de la TCAC	Relevancia geográfica	Horizonte temporal del impacto
Aumento de la producción de los yacimientos petrolíferos maduros	~5,6%	Global	A largo plazo
Demanda soberana y políticas facilitadoras	~2,5%	Global	A medio y largo plazo
Capital privado y desarrollo de destinos comerciales	~1,8%	América del Norte, Oriente Medio y África, y regiones productoras de Asia-Pacífico	A corto y largo plazo

Aumento de la producción de los yacimientos petrolíferos maduros

La demanda de EOR se sustenta en el declive de la producción de los activos convencionales maduros. El análisis de la IEA a escala de yacimiento muestra que las tasas de declive varían considerablemente según el tamaño y el contexto del yacimiento, lo que hace especialmente valiosos los barriles incrementales en los yacimientos pequeños y de aguas profundas, donde el declive natural es pronunciado. La recuperación terciaria puede prolongar la producción de meseta, aplazar el abandono y utilizar de forma más eficaz la infraestructura existente que un nuevo desarrollo independiente.

Estados Unidos sigue siendo el ejemplo más claro de EOR con CO₂ a gran escala. Una evaluación de 2026 identificó 140 proyectos de EOR con CO₂ en operación, que produjeron alrededor de 219.580 barriles diarios en 2024; los 74 proyectos de la cuenca del Pérmico representaron el 69% de esa producción. China ofrece un precedente igualmente importante en materia de EOR químico. El programa de inyección de polímeros de larga trayectoria de Daqing demuestra que los sistemas de polímeros pueden mantener la producción de los yacimientos maduros cuando la formulación y la gestión de la inyección se adaptan a las condiciones del yacimiento. El programa comercial de EOR de ONGC también posiciona la recuperación mejorada como parte del esfuerzo de India por obtener barriles adicionales de los yacimientos productores, en lugar de depender exclusivamente de nuevos descubrimientos.

Avances continuos en las tecnologías de EOR

El progreso técnico está ampliando las condiciones de los yacimientos en las que puede considerarse la EOR. En la inyección de gas, los trabajos de simulación sobre la formación Wolfcamp A han demostrado cómo la tasa de inyección, la presión y el comportamiento del fluido pueden afectar considerablemente a la recuperación incremental en las operaciones de inyección cíclica de CO₂. La implicación es operativa, no meramente computacional: la optimización puede ayudar a determinar si un yacimiento presenta una contención de presión y un potencial de miscibilidad suficientes antes de que el operador se comprometa con un piloto de mayor escala.

La innovación térmica se centra en reducir la intensidad de vapor y mejorar la conformidad en yacimientos heterogéneos de petróleo pesado. Un estudio de campo sobre nanofluidos funcionalizados en la estimulación cíclica con vapor registró una mayor producción y menores requisitos operativos en una aplicación en Colombia. En Shengli, se han implementado tecnologías de compuestos térmicos para abordar la canalización y el barrido irregular de vapor en yacimientos profundos de petróleo pesado. Estos enfoques son valiosos cuando las pérdidas de vapor y la baja conformidad del yacimiento, más que el tamaño del recurso, limitan la economía de los proyectos.

La recuperación mejorada de petróleo (EOR) química avanza mediante formulaciones más tolerantes a las condiciones del yacimiento. Los polímeros zwitteriónicos, los sistemas de polímeros y nanopartículas, y las configuraciones de álcali-surfactante-polímero están diseñados para mejorar el control de la movilidad y el comportamiento interfacial en condiciones exigentes de salinidad y temperatura. CNPC ha comercializado tecnologías de polímeros tolerantes a la sal en China, mientras que la experiencia acumulada de Daqing en la inyección de polímeros continúa aportando información para el diseño de proyectos de inyección química en otros lugares.

Apoyo gubernamental favorable a la gestión del carbono y la seguridad energética

La política de gestión del carbono puede reducir una barrera específica de la EOR: el coste de obtener, comprimir y gestionar CO2. La Sección 45Q en Estados Unidos ha otorgado mayor relevancia comercial a los proyectos cualificados de captura y secuestro de carbono para los operadores de EOR capaces de cumplir los requisitos de supervisión y regulatorios. La actividad de CCS de ExxonMobil en la costa del Golfo ilustra el modelo impulsado por la infraestructura, en el que los servicios contratados de gestión del carbono y las capacidades existentes de transporte de CO2 pueden respaldar una red más amplia.^{[4]IEA. iea.org}

Los objetivos de seguridad energética respaldan la EOR mediante un mecanismo diferente. El proyecto de álcali-surfactante-polímero de Jhalora, en India, se puso en marcha en 2025 con una capacidad de inyección de diseño de 2,100 metros cúbicos al día y un objetivo declarado de 0,598 millones de toneladas métricas de crudo incremental para el ejercicio fiscal 2039–40. Pertamina Hulu Rokan, en Indonesia, también está impulsando la EOR química en Minas como parte de una agenda más amplia de producción nacional. En estos mercados, la justificación comercial se basa menos en los créditos de carbono que en el valor estratégico de ralentizar el declive de los yacimientos en producción.

Principales restricciones

Restricciones	Impacto de (~) % en la previsión de la TCAC	Relevancia geográfica	Calendario del impacto
Sistemas reutilizables y arquitecturas diferenciadas de vehículos	-1,5%	Global	Corto y medio plazo

Elevados costes de los proyectos y volatilidad de los precios del crudo

Los proyectos de EOR suelen concentrar el gasto de capital al inicio, mientras que las mejoras de producción se materializan gradualmente, lo que expone considerablemente el valor del proyecto a los precios del petróleo, los costes de inyección y los retrasos en la ejecución. Una evaluación económica de la EOR con CO2 en alta mar para el Golfo de América concluyó que los rendimientos variaban sustancialmente en función del precio del petróleo, el precio del CO2 y la necesidad de infraestructura específica de ramales de conexión. Por tanto, el mismo yacimiento puede ser técnicamente viable, pero comercialmente poco atractivo cuando el suministro de CO2 es costoso o los precios del petróleo se debilitan.

La recuperación térmica presenta una estructura de costes especialmente rígida. La generación de vapor, el tratamiento del agua, el desarrollo de plataformas de pozos y el capital de mantenimiento no pueden reducirse fácilmente una vez que una instalación SAGD está operativa. Cenovus registró una producción récord en 2025 en Christina Lake y Foster Creek, pero su modelo operativo de arenas bituminosas sigue dependiendo de la gestión continua de los costes operativos no relacionados con el combustible y de la intensidad de capital. Esto hace que la EOR térmica sea económicamente resiliente en sistemas de recursos consolidados y de alta calidad, aunque menos transferible a acumulaciones más pequeñas de petróleo pesado sin infraestructura existente.

Los proyectos marinos incorporan equipos submarinos, integración de plataformas, logística de buques y largos ciclos de construcción a la base de costes. Las inversiones de Shell en recuperación secundaria mediante inyección de agua en Vito y Kaikias demuestran la magnitud del capital necesario incluso para programas de recuperación que preceden a métodos terciarios más complejos. El factor temporal es decisivo: un proyecto de inyección marina retrasado puede perder el acceso a la infraestructura o enfrentarse a decisiones de desmantelamiento antes de que su respuesta productiva pueda justificar la inversión.

Esta distinción explica por qué el apoyo de las políticas tiene el mayor impacto en los proyectos próximos a corredores de CO2 ya establecidos y por qué la EOR química está ganando interés en los mercados que carecen de una infraestructura extensa de inyección de gas. El método de crecimiento más rápido no es necesariamente el de menor coste en todos los yacimientos. Es el método cuya cadena de suministro, diseño de inyección y exposición al riesgo se adaptan mejor al entorno operativo del campo.

Análisis de segmentos del mercado de recuperación mejorada de petróleo

Por tecnología

Gas

La inyección de gas representó el 47,3 % del mercado en 2025 y se prevé que se expanda a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 7,7 %. La inyección de CO2 domina las operaciones maduras de inundación miscible en Estados Unidos, mientras que la reinyección de nitrógeno y de gas de hidrocarburos sigue siendo relevante cuando no se dispone de CO2 o cuando el objetivo principal es mantener la presión. La amplia base operativa estadounidense proporciona a la inyección de gas una ventaja práctica en personal cualificado, sistemas de tuberías, instalaciones de reciclaje y experiencia en monitorización.^{[5]IEA. iea.org}

CO₂: El CO2 puede movilizar el petróleo mediante miscibilidad, expansión, reducción de la viscosidad y mantenimiento de la presión, pero su eficacia depende de la presión del yacimiento y de la composición de los fluidos. En la cuenca del Pérmico, Occidental continúa desarrollando oportunidades convencionales y no convencionales de EOR con CO2, respaldada por décadas de experiencia operativa regional. En la región del Golfo, el despliegue de CO2 por parte de ADNOC y el proyecto piloto SWAG muestran cómo la inyección de gas puede combinarse con objetivos de gestión del carbono en grandes yacimientos convencionales.

Nitrógeno: La inyección de nitrógeno es más adecuada para aplicaciones de alta presión en las que un gas inerte puede mantener la presión del yacimiento o contribuir al desplazamiento sin requerir una cadena de suministro de CO2. Su intervalo de miscibilidad más reducido limita su uso en muchos yacimientos, pero sigue siendo una alternativa cuando existe capacidad de separación de aire y la logística de CO2 está limitada.

Otra inyección de gas: La reinyección de gas de hidrocarburos ligeros puede convertir el gas asociado, que supone un problema de gestión de la quema en antorcha, en un recurso para el mantenimiento de la presión. TotalEnergies ha destacado el potencial de la EOR basada en gas a medida que el aumento de las restricciones a la quema rutinaria incrementa la disponibilidad de gas para su reinyección. Este modelo es especialmente relevante en campos con infraestructura de gestión del gas, pero con acceso limitado a CO2 capturado.^{[6]IEA. iea.org}

Por segmento térmico

La recuperación térmica mejorada de petróleo representó el 43,0 % del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 7,7 %. Su principal ámbito comercial sigue siendo el de los yacimientos de petróleo pesado y betún, donde el calor reduce la viscosidad lo suficiente para que el petróleo se desplace por el yacimiento y llegue a los pozos productores.

Vapor: La inyección de vapor y el drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) son los principales métodos térmicos. Las operaciones Christina Lake y Foster Creek, en Canadá, muestran la escala que puede alcanzarse cuando los pozos horizontales, la generación de vapor, el reciclaje de agua y las instalaciones de superficie se integran durante décadas. El inconveniente es la intensidad energética: los operadores deben gestionar continuamente las relaciones vapor-petróleo, las emisiones, el tratamiento del agua y los costes del combustible.

Combustión in situ: La combustión in situ genera calor dentro del yacimiento al mantener un frente de combustión controlado. Puede reducir la dependencia de la infraestructura de vapor en superficie, aunque el control operativo y la heterogeneidad del yacimiento siguen siendo riesgos considerables. Un proyecto de la cuenca del Powder River ha evaluado esta tecnología como vía para recuperar petróleo pesado adicional de yacimientos maduros.

Agua caliente: La inyección de agua caliente ofrece una intensidad térmica menor que el vapor y puede resultar útil cuando el espesor de la formación, la pérdida de calor o las limitaciones de gestión del agua restringen el rendimiento del vapor. Su función suele ser específica de cada yacimiento, a menudo como parte de un diseño más amplio de recuperación térmica o química.

Por segmento químico

La recuperación química mejorada de petróleo representó el 9,3 % del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 8,9 %, la más alta entre los grupos tecnológicos. Su crecimiento está vinculado a un mayor uso de polímeros y sistemas tensioactivos en yacimientos terrestres maduros, así como a la introducción gradual de la inyección química en proyectos marinos.

Polímeros: La inyección de polímeros mejora el control de la movilidad al aumentar la viscosidad del agua inyectada, reduciendo la tendencia del agua a sortear el petróleo. Daqing sigue siendo el proyecto de referencia por su escala comercial, mientras que la tecnología de polímeros tolerantes a la sal de CNPC refleja el cambio hacia formulaciones adaptadas a yacimientos más exigentes. En India, el trabajo de SNF con ONGC en Jhalora y el programa de inyección de polímeros de Bechraji muestran cómo los objetivos de producción nacional se están traduciendo en proyectos comerciales de recuperación química mejorada de petróleo.

Alcalinos: Los agentes alcalinos pueden reaccionar con los componentes ácidos del crudo para crear tensioactivos in situ y mejorar el desplazamiento. El uso comercial suele ser más sólido cuando la química alcalina se combina con sistemas de polímeros y tensioactivos, en lugar de utilizarse como una inyección aislada.

Tensioactivos: Los tensioactivos reducen la tensión interfacial entre el petróleo y el agua y ayudan a movilizar el petróleo residual que queda tras la inyección de agua. Saudi Aramco ha patentado mezclas de tensioactivos destinadas a la recuperación mejorada en yacimientos carbonatados, lo que pone de relieve la importancia de adaptar la composición química a la mineralogía del yacimiento y a las condiciones de la salmuera.

Otros métodos químicos: La recuperación microbiana mejorada de petróleo sigue siendo un método de nicho. Titan Oil Recovery utiliza tratamientos basados en nutrientes destinados a estimular los microbios autóctonos del yacimiento, lo que ilustra un enfoque alternativo para pozos terrestres de menor escala en los que una inyección convencional de polímeros o gases puede resultar inviable.

Por aplicación

Terrestre

Las aplicaciones terrestres representaron el 73,6 % del mercado en 2025 y se prevé que crezcan a una TCAC del 7,6 %. Las cuencas continentales maduras ofrecen menores costes de intervención, un acceso más sencillo a los pozos y una infraestructura existente de recogida y tratamiento. La cuenca del Pérmico, las arenas petrolíferas de Alberta, Daqing, Shengli, Omán y los campos maduros de India muestran cómo el acceso operativo terrestre facilita la ampliación desde las fases piloto hasta la comercialización.^{[7]IEA. iea.org}

Marina

Las aplicaciones en alta mar registraron una cuota de mercado del 26,4 % en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8,2 %. Su mayor crecimiento refleja la creciente necesidad de preservar la producción de yacimientos de alto valor e intensivos en infraestructura. Petrobras había reinyectado 67,9 millones de toneladas de CO2 en el presal de la cuenca de Santos entre 2008 y 2024 mediante sistemas instalados en 22 FPSO. El proyecto Captain del Reino Unido también demuestra la expansión gradual de la inyección de polímeros en alta mar, desde actividades a escala piloto hasta patrones submarinos adicionales. La recuperación mejorada de petróleo en alta mar sigue planteando importantes exigencias técnicas, pero el elevado valor de los activos fijos hace que la recuperación incremental tenga consecuencias comerciales significativas.^{[8]IEA. iea.org}

El crecimiento en alta mar pondrá a prueba si las tecnologías de recuperación mejorada de petróleo pueden configurarse para activos con limitaciones de espacio y operados a distancia. El sistema brasileño de reinyección de CO2 y el proyecto de inyección de polímeros Captain indican que el despliegue en alta mar es posible, pero también muestran por qué los proveedores con capacidades de ingeniería submarina, gestión de productos químicos y monitorización en tiempo real tienen una posición más sólida que los proveedores que ofrecen un único producto de inyección.

Análisis regional del mercado de recuperación mejorada de petróleo

América del Norte

América del Norte registró una cuota de mercado del 33,7 % en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 7,1 %. Estados Unidos se apoya en la infraestructura de recuperación mejorada de petróleo mediante CO2 de la cuenca Pérmica, mientras que la base de recuperación térmica de Canadá se concentra en Alberta. La propiedad de Kinder Morgan sobre el transporte de CO2 y los activos asociados de recuperación mejorada de petróleo en el oeste de Texas demuestra cómo el control de las operaciones midstream puede influir en la economía de los proyectos al reducir la incertidumbre sobre el suministro y el transporte. En Canadá, las operaciones SAGD de Cenovus siguen siendo una fuente importante de demanda de recuperación mejorada de petróleo térmica. México cuenta con potencial en yacimientos maduros, pero las restricciones fiscales y de inversión han ralentizado el despliegue de la recuperación terciaria a gran escala.^{[9]IEA. iea.org}

Europa

Europa representó el 17,8 % del mercado en 2025 y se prevé que se expanda a una TCAC del 8,7 %. La oportunidad regional se centra en los activos maduros del mar del Norte, donde la recuperación mejorada podría prolongar la vida útil de los yacimientos antes de que el desmantelamiento resulte inevitable. La Dirección Noruega de Alta Mar ha identificado la recuperación mejorada de petróleo y la inyección de CO2 como posibles vías para liberar recursos adicionales de la plataforma continental. La expansión de la inyección de polímeros Captain en el Reino Unido es un ejemplo práctico de recuperación mejorada de petróleo química en un entorno marino. Rusia sigue siendo importante para los métodos de inyección de polímeros y los métodos térmicos, aunque el acceso a la tecnología y a las cadenas de suministro se ha vuelto más limitado.

Asia-Pacífico

Asia-Pacífico representó el 16,1 % del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 8,3 %. Los programas de inyección de polímeros y ASP consolidados desde hace tiempo en China proporcionan la base productiva de la región.

La investigación y la experiencia operativa en Shengli y Daqing siguen centrándose en yacimientos donde la temperatura y la salinidad dificultan el rendimiento de los polímeros convencionales. India está pasando de los proyectos piloto al despliegue organizado de la recuperación mejorada de petróleo mediante productos químicos a través de los proyectos de ONGC, mientras que el programa Minas de Pertamina Hulu Rokan constituye un importante caso de prueba comercial en Indonesia. Los operadores de Malasia también están evaluando oportunidades de recuperación mejorada y recuperación avanzada de petróleo en alta mar mediante una colaboración sectorial prevista para 2026.

Oriente Medio y África

Oriente Medio y África representaron el 12,5 % del mercado en 2025 y se prevé que registren la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) regional más elevada, del 9,9 %. La región combina yacimientos convencionales de gran tamaño y en fase madura con empresas petroleras nacionales capaces de financiar programas de larga duración. La actividad de inyección de CO2 de Saudi Aramco en Uthmaniyah y el centro de CCS propuesto en Jubail vinculan la recuperación mejorada con una infraestructura más amplia de gestión del carbono. El trabajo de ADNOC en recuperación mejorada de petróleo mediante CO2 y SWAG crea una plataforma similar en los EAU. Omán sigue siendo un mercado relevante para la recuperación mejorada de petróleo térmica y química, incluida la optimización de la inyección de vapor y la experiencia de inyección de polímeros en Marmul.

América Latina

América Latina representó el 19,9 % del mercado en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 5,1 %. Brasil domina porque la gestión y la reinyección de CO2 son parte integrante de sus sistemas de producción de presal. El programa de reinyección acumulada de Petrobras en la cuenca de Santos proporciona a la región una capacidad operativa en alta mar difícil de igualar para otros mercados. La menor tasa de crecimiento regional refleja la madurez de la base instalada de Brasil y la disponibilidad desigual de capital e infraestructura en los demás países productores de América Latina.

Oriente Medio y África presenta las mejores perspectivas de crecimiento porque los grandes yacimientos convencionales, la capacidad de inversión de las empresas petroleras nacionales y los proyectos de gestión del carbono pueden reforzarse mutuamente. Brasil sigue siendo estratégicamente diferente: su experiencia en la reinyección de CO2 en alta mar constituye menos una referencia directa para los mercados de recuperación mejorada de petróleo en tierra que una prueba de que la gestión integrada del gas puede hacer viable la recuperación mejorada en sistemas complejos de aguas profundas.

Cuota de mercado y panorama competitivo de la recuperación mejorada de petróleo

El mercado está fragmentado entre empresas petroleras integradas, empresas petroleras nacionales, compañías de servicios petroleros, proveedores de productos químicos y operadores de infraestructuras de CO2. Halliburton, SLB, Baker Hughes, SNF Group y Occidental representaron conjuntamente aproximadamente el 30 % del mercado en 2025, y se estima que Halliburton alcanzó aproximadamente el 8 %. La ventaja competitiva depende de la capacidad para combinar el conocimiento de los yacimientos con equipos de inyección, fluidos, monitorización digital y ejecución de operaciones a largo plazo.

ADNOC está desarrollando aplicaciones de recuperación mejorada de petróleo mediante CO2 y SWAG en Abu Dabi, al tiempo que vincula los programas de recuperación con la actividad de gestión del carbono. Baker Hughes suministra sistemas de elevación artificial, automatización de la producción, productos químicos y tecnologías de completación; su adjudicación de 2025 por parte de Kuwait Oil Company incluía sistemas ESP y soluciones digitales de producción. BP respalda las actividades de recuperación mejorada en Mumbai High de ONGC mediante una asociación de servicios técnicos.^{[1]IEA. iea.org}

Cenovus opera importantes activos canadienses de SAGD, incluidos Christina Lake y Foster Creek. Chevron inició la inyección de agua en Jack/St. Malo y Tahiti, en el golfo de México estadounidense, en 2024. CNPC sigue siendo un operador destacado de recuperación mejorada de petróleo mediante productos químicos (EOR químico), gracias a sus capacidades de inundación con polímeros en Daqing y Shengli.

ConocoPhillips tomó en 2025 la decisión final de inversión para el proyecto de redevelopment de Previously Produced Fields, en el área ampliada de Ekofisk, con el fin de respaldar la recuperación de activos maduros del mar del Norte. ExxonMobil está desarrollando su negocio de captura y almacenamiento de carbono (CCS) en la costa del golfo en torno a sus capacidades de transporte y almacenamiento de CO2, que pueden complementar la infraestructura de EOR. Halliburton ha reforzado su posición en Brasil mediante contratos adjudicados por Petrobras para servicios de perforación, terminación y estimulación.

Kinder Morgan combina operaciones de oleoductos de CO2 con la propiedad de activos productores mediante EOR en el oeste de Texas. Linde suministra gases industriales y tecnología de captura de carbono, incluido el trabajo asociado al proyecto Hail y Ghasha de ADNOC. Lukoil participa en actividades de recuperación química y térmica, y ha colaborado con Gazprom Neft en el desarrollo de tecnología de EOR químico.

Occidental sigue siendo uno de los principales operadores estadounidenses de EOR con CO2 y está desarrollando capacidades de captura directa del aire y secuestro mediante 1PointFive. ONGC está ampliando sus proyectos comerciales de EOR y puso en marcha la planta ASP de Jhalora en 2025. Saudi Arabian Oil Co. está integrando la inyección de CO2, las iniciativas MaxOil y el proyecto CCS de Jubail en su estrategia para campos maduros.

Shell ha comprometido capital para proyectos de inyección de agua en Vito y Kaikias, en el golfo de América. SLB combina simulación de yacimientos, ingeniería de inyección, flujos de trabajo digitales y capacidades submarinas, incluido su trabajo de OneSubsea con Petrobras. SNF Group es un proveedor clave de polímeros para EOR, con proyectos y alianzas en India, Omán y la región del golfo. Titan Oil Recovery proporciona tratamientos de EOR microbiano para determinados pozos terrestres. TotalEnergies está desarrollando métodos de recuperación basados en gas que pueden utilizar la reinyección de gas asociado en determinados campos marinos.

La transformación digital se está convirtiendo en una oportunidad competitiva, ya que la economía de la EOR depende de mantener la conformidad del yacimiento después del inicio de la inyección. Las mediciones conectadas de presión, temperatura, caudal y composición de los fluidos pueden mejorar la rapidez con la que los operadores identifican la canalización, la pérdida de vapor o la irrupción de fluidos. El valor comercial reside en realizar ajustes de inyección más pequeños y frecuentes, no simplemente en instalar sensores. Las empresas capaces de conectar los datos de campo con modelos de yacimientos calibrados están mejor posicionadas para proteger los factores de recuperación y reducir el coste de las intervenciones fallidas.

Desarrollos recientes del sector

• enero de 2025 - Halliburton obtuvo de Petrobras un contrato para servicios de perforación en alta mar. El acuerdo abarca pozos de desarrollo y exploración en campos marinos de Brasil e incluye las tecnologías iCruise, LOGIX y EarthStar de Halliburton.
• abril de 2025 - 1PointFive, de Occidental, recibió permisos de Clase VI para la planta de captura directa del aire STRATOS. Los permisos autorizan actividades de secuestro de CO2 asociadas al proyecto de Texas y respaldan la plataforma más amplia de gestión del carbono de la empresa.
• mayo de 2025 - Shell tomó la decisión final de inversión para el proyecto de inyección de agua de Kaikias. Shell estimó que el proyecto podría añadir aproximadamente 60 millones de barriles equivalentes de petróleo y prevé iniciar la inyección en 2028.
• junio de 2025 - ONGC puso en marcha la planta ASP de EOR químico de Jhalora. El proyecto automatizado se desarrolló con SNF Flopam India y está diseñado para una capacidad de inyección de 2,100 metros cúbicos diarios.
• agosto de 2025 - ConocoPhillips adjudicó a Halliburton un contrato de estimulación de pozos en el mar del Norte. El acuerdo, de cinco años de duración, respalda las operaciones de ConocoPhillips Skandinavia e incluye prórrogas opcionales.
• junio de 2026 - PETRONAS y sus socios regionales firmaron un memorando de colaboración en materia de IOR/EOR en alta mar. La iniciativa abarca la evaluación de oportunidades de recuperación en activos marinos de Malasia.