Mercado de servicios para yacimientos petrolíferos Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de servicios petroleros

El mercado mundial de servicios petroleros se valoró en 129,700 millones de USD en 2025 y alcanzará 206,100 millones de USD en 2035, con un crecimiento a una TCAC del 4,7 % entre 2026 y 2035, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc. El mercado alcanzará 136,900 millones de USD en 2026. El crecimiento refleja una reasignación del gasto upstream hacia la ejecución del desarrollo, la optimización de la producción, los programas de aguas profundas y la prestación de servicios habilitada digitalmente. Estas actividades elevan la intensidad de los servicios a lo largo del ciclo de vida del pozo, incluso cuando los operadores mantienen la disciplina de capital.

Los servicios petroleros incluyen el trabajo técnico, de equipos, gestión de proyectos y operaciones necesario para perforar, completar, evaluar, producir a partir de, intervenir y desmantelar pozos de hidrocarburos. El mercado abarca la perforación, la terminación, la producción, la evaluación de yacimientos y los servicios de intervención de pozos y reacondicionamiento en operaciones terrestres y marinas, pozos convencionales y no convencionales, y las fases de exploración, desarrollo, producción y desmantelamiento. La producción de hidrocarburos, el refino y el transporte midstream no relacionado quedan fuera del alcance.

La estimación triangula la demanda por línea de servicios, los programas upstream regionales, la actividad del ciclo de vida de los pozos, las adjudicaciones de contratos y los indicadores de ingresos de la competencia. La previsión tiene en cuenta la asignación de capital, las decisiones finales de inversión en proyectos marinos, la intensidad de los pozos no convencionales, las necesidades de servicios en campos maduros y la adopción digital. El valor de 2026 señala un período inicial más sólido, a medida que los programas de aguas profundas y no convencionales aprobados avanzan hacia la ejecución; posteriormente, el crecimiento a largo plazo se estabiliza en torno a la TCAC prevista.

Los contratos integrados de servicios están transformando el modelo comercial. Los operadores asignan a un único proveedor las responsabilidades de perforación, fluidos, cementación, cableado y bajada de tubulares con el fin de reducir el riesgo de coordinación y orientar el coste total del pozo. La adjudicación de ADNOC Drilling por valor de 1,630 millones de USD y cinco años de servicios integrados de perforación por parte de ADNOC Offshore en abril de 2025 constituye un ejemplo significativo. El alcance abarca pozos de alcance extendido y de contacto máximo con el yacimiento, lo que demuestra la prima asociada a la prestación integrada en programas técnicamente complejos.

La automatización ha avanzado desde la fase piloto hasta la ejecución comercial. Halliburton y Sekal desplegaron un sistema automatizado de perforación en fondo para Equinor en la plataforma continental noruega en febrero de 2025, combinando la automatización LOGIX™ y las operaciones remotas con las salvaguardas dinámicas DrillTronics®. SLB introdujo la geodirección autónoma Neuro™ en diciembre de 2024, y DrillOps™ permitió el control autónomo de más del 95 % de una sección de pozo de 2.695 metros en el programa Peregrino de Equinor frente a las costas de Brasil. Estas aplicaciones reducen el tiempo no productivo y mejoran el posicionamiento del pozo, lo que refuerza la justificación comercial de los contratos de servicios basados en resultados.

Los requisitos operativos de bajas emisiones se han convertido en una cuestión directa para el mercado de servicios. La normativa Quad O de la EPA de EE. UU., finalizada en marzo de 2024, exige controles para los compuestos orgánicos volátiles, el metano y el dióxido de azufre en las operaciones aplicables en los emplazamientos de pozos y de terminación. Los requisitos europeos de divulgación de las emisiones de la cadena de suministro añaden otra barrera de cumplimiento. Los incineradores híbridos de TAQA KSA y los sistemas eléctricos de fracturación digiFleet® de Liberty Energy muestran cómo están respondiendo los proveedores de equipos. La consecuencia inmediata es un aumento de los costes de las flotas y de la elaboración de informes; a más largo plazo, el resultado es una mayor barrera de entrada para los proveedores menos equipados.

Los yacimientos maduros añaden una segunda fuente de demanda. Se estima que el factor medio de recuperación de los yacimientos convencionales es de aproximadamente el 34%, lo que respalda las actividades de recuperación mejorada de petróleo mediante métodos químicos, térmicos y basados en CO₂. El programa de recuperación mejorada de petróleo mediante métodos químicos de Pertamina Hulu Rokan en el yacimiento Minas de Indonesia tiene como objetivo lograr una recuperación incremental del 12–16% del petróleo original en el yacimiento. Las actividades de Saudi Aramco en la Provincia Oriental y el proyecto piloto de recuperación mejorada de petróleo mediante CO₂ de Oxy Oman en el Bloque 9 demuestran cómo los programas de recuperación combinan la optimización de la producción con objetivos de gestión del carbono.

Principales impulsores

La inversión mundial en petróleo y gas alcanzó aproximadamente 570,000 millones de USD en 2024, el nivel más alto de la última década.^{[1]International Energy Agency, iea.org} La Administración de Información Energética de EE. UU. registró un crecimiento del 1,8% de la oferta mundial de petróleo en 2024, impulsado fuera de la OPEP por Estados Unidos, Brasil y Guyana.^{[2]U.S. Energy Information Administration, eia.gov} La nueva producción requiere actividades de perforación y terminación, pero también los servicios recurrentes de reacondicionamiento, mantenimiento, levantamiento artificial y productos químicos que sostienen los pozos existentes.

El desarrollo de recursos no convencionales amplía la oportunidad para los servicios de terminación más allá de América del Norte. Se estima que la cuenca de Jafurah de Saudi Aramco contiene 200 billones de pies cúbicos de recursos de gas no convencional.^{[3]OPEC, opec.org} La adjudicación de diciembre de 2025 a SLB abarca la estimulación, la intervención en pozos, la automatización de la fracturación y las soluciones digitales durante cinco años. En Argentina, la inversión de TotalEnergies, YPF y Shell en Vaca Muerta respalda la perforación desde plataformas y un trabajo más intensivo en el diseño de fracturas. El volumen de servicios en estos yacimientos depende del número de pozos y de la intensidad de las operaciones de terminación, no solo de la producción del yacimiento.

La inversión en alta mar proporciona el catalizador de demanda de mayor duración. Se prevé que el petróleo y el gas en alta mar representen aproximadamente el 30% del crecimiento incremental de la producción mundial hasta 2030. Petrobras asignó 76.4,000 millones de su programa de inversión de 98,200 millones de USD para E&P de 2025–2029, con la cuenca de Santos como principal destino. Los contratos EPC adjudicados por SLB OneSubsea para los yacimientos Alum, Bemban, Permai y Kikeh de PTTEP en Malasia muestran que la recuperación se extiende al Sudeste Asiático. Los proyectos de aguas profundas requieren capacidades coordinadas de perforación, operaciones submarinas, finalización e intervención durante plazos de ejecución de varios años.

Las herramientas digitales modifican la economía de los servicios al reducir la incertidumbre de ejecución. La División Digital de SLB registró un crecimiento de los ingresos del 11 % intertrimestral en el tercer trimestre de 2025 y unos ingresos recurrentes anuales de 926 millones de USD.^{[4]Society of Petroleum Engineers, spe.org} Baker Hughes implementó Leucipa™ en aproximadamente 1.400 pozos mediante contratos con Kuwait Oil Company y Petroleum Development Oman. Cuando los sistemas digitales mejoran la ubicación de los pozos y la disponibilidad operativa, los proveedores pueden pasar de una tarificación por tiempo y materiales a contratos vinculados a resultados operativos medibles.

Principales restricciones

La volatilidad de los precios de las materias primas sigue siendo la principal restricción para las actividades de ciclo corto. La política de la OPEP, la incertidumbre sobre la demanda y las perturbaciones geopolíticas pueden provocar aplazamientos, liberación de equipos de perforación y presión sobre los precios de los servicios. Los operadores privados de Norteamérica moderaron la actividad de perforación y finalización durante 2025, al debilitarse las cotizaciones del WTI y del Henry Hub. Esta presión fue más intensa en el bombeo a presión y en los contratos de corta duración, donde los precios de los servicios se ajustan con rapidez. Los programas internacionales de las NOC ofrecen mayor estabilidad, pero no eliminan la exposición del sector a la disciplina del gasto de capital en actividades upstream.

Los requisitos medioambientales generan un reto de costes específico. Quad O exige medidas de supervisión y control, mientras que los requisitos europeos de divulgación amplían las expectativas de contabilidad de emisiones a las relaciones con los proveedores.^{[5]U.S. Environmental Protection Agency, epa.gov} La electrificación de las flotas, los sistemas de supervisión continua y los procesos de cumplimiento consumen capital que, de otro modo, podría destinarse a ampliar la capacidad o los márgenes. Una investigación primaria realizada entre 60 responsables de compras de OFS en Norteamérica y Europa durante el segundo trimestre de 2025 reveló que el 74 % consideraba que las especificaciones sobre equipos de bajas emisiones constituían requisitos formales en su licitación más reciente. Esta transición favorece a los proveedores con capacidades de emisiones verificables, pero incrementa los costes de cualificación para los competidores más pequeños.

Análisis por segmentos del mercado de servicios para yacimientos petrolíferos

Por tipo de servicio

Servicios de perforación.Los servicios de perforación fueron la categoría más importante, con el 35,0 % de los ingresos de 2025, y crecerán a una TCAC del 4,6 %. La perforación direccional, MWD, LWD, RSS, las brocas de perforación y la cementación se benefician de laterales más largos, diseños multilaterales y la complejidad de las operaciones en aguas profundas. DrillOps™ y DrillPlan™ de SLB, así como iCruise™ e iStar™ de Halliburton, muestran cómo las herramientas digitales de planificación y evaluación incrementan el valor de las operaciones de perforación complejas. Los laterales extendidos de la cuenca del Pérmico, que superan los 10.000 pies, mantienen una elevada intensidad de servicios por pozo incluso cuando el número de equipos de perforación se modera.^{[6]American Petroleum Institute, api.org"}

Servicios de terminación. Los servicios de terminación registraron una cuota del 24,7 % y crecerán a una TCAC del 4,6 %. Esta categoría está estrechamente vinculada a la fracturación hidráulica, la perforación de disparos, la cementación, el control de arena y las herramientas de terminación en las cuencas del Pérmico, Jafurah y Vaca Muerta. Los pozos no convencionales siguen requiriendo numerosos servicios de terminación, ya que el número de pozos, la longitud lateral, la densidad de etapas y la geometría de las fracturas determinan el consumo de servicios. Los sistemas de fracturación eléctrica de Liberty Energy y el contrato de SLB en Jafurah demuestran la relación entre los requisitos de emisiones, la automatización y la demanda de servicios de terminación.

Servicios de producción. Los servicios de producción representaron el 19,1 % de los ingresos y crecerán a una TCAC del 4,4 %. La elevación artificial, los productos químicos de producción, el aseguramiento del flujo y los equipos de superficie respaldan la operación de los pozos. La adquisición de ChampionX por parte de SLB, valorada en aproximadamente 4,900 millones de USD, amplía su exposición a este flujo recurrente de servicios. Leucipa™ también ilustra el uso creciente de la optimización digital de la elevación artificial. Los servicios de producción cobran importancia a medida que los yacimientos maduros requieren más intervenciones para mantener la producción.

Servicios de evaluación de yacimientos. Los servicios de evaluación de yacimientos registraron una cuota del 9,3 % y crecerán a una TCAC del 5,1 %. La evaluación de formaciones en tiempo real y la interpretación de yacimientos son cada vez más relevantes en pozos de aguas profundas y pozos no convencionales complejos, donde una ubicación inadecuada puede perjudicar la economía total del pozo. Servicios de intervención y reacondicionamiento de pozos registraron una cuota del 7,6 % y presentarán la TCAC más elevada del segmento de servicios, del 5,5 %. La nueva perforación de disparos, el aislamiento de agua, la gestión de la integridad, el ajuste de la elevación y el abandono permanente de pozos respaldan la recuperación de yacimientos maduros y el desmantelamiento. Archer, Weatherford International y Superior Energy Services son especialistas relevantes. Otros incluye cabezales de pozo, equipos de control de presión, tubulares y herramientas especializadas de intervención suministrados por empresas como Cactus Wellhead, Tenaris y Hunting.

Por instalación

Terrestre. Las operaciones terrestres representaron el 58,4 % de los ingresos de 2025 y crecerán a una TCAC del 4,4 %. Las cuencas no convencionales, incluidas las del Pérmico, DJ, Jafurah y Vaca Muerta, impulsan los programas más intensivos, mientras que los activos convencionales de Oriente Medio requieren actividades continuas de perforación y reacondicionamiento. Las plataformas PACE® de Nabors Industries, Alpha™ de Precision Drilling Corporation y FlexRig® de Helmerich & Payne respaldan la ejecución automatizada de las operaciones con equipos de perforación terrestres. El crecimiento terrestre es inferior al crecimiento marino porque la actividad terrestre de Norteamérica sigue siendo sensible a los precios de ciclo corto.

Marino.Las operaciones en alta mar representaron el 41,6 % de los ingresos y crecerán a una TCAC del 5,0 %. Los proyectos de aguas profundas de ciclo largo requieren sistemas de producción submarina, perforación en aguas profundas, risers, líneas de flujo e intervención continua. El modelo iEPCI™ de TechnipFMC combina ingeniería, instalación y puesta en servicio, mientras que Oceaneering International aporta capacidad en ROV y robótica submarina. La utilización de FPSO y los plazos de entrega de 30–36 meses para los árboles submarinos refuerzan el carácter duradero de esta oportunidad.

Por tipo de pozo

Pozos convencionales. Los pozos convencionales sostienen la demanda de perforación, evaluación de yacimientos, levantamiento artificial, recuperación mejorada de petróleo (EOR) e intervención en activos de Oriente Medio, el mar del Norte, Brasil y el Sudeste Asiático. Los contratos integrados de perforación de ADNOC y los programas de recuperación de Saudi Aramco demuestran la magnitud de los trabajos convencionales técnicamente complejos.

Pozos no convencionales requieren servicios de estimulación, terminación y automatización de alta intensidad. Los proyectos de Jafurah, Vaca Muerta y los programas de esquisto de Norteamérica respaldan esta demanda, ya que el uso de servicios aumenta con el número de pozos, la longitud lateral y el diseño de terminación.

Por fase

Exploración requiere perforación, evaluación de formaciones y pruebas iniciales de pozos, pero es la fase más expuesta a los aplazamientos presupuestarios.

Desarrollo genera la demanda de servicios más amplia, ya que la planificación de pozos, la perforación, la terminación, la ingeniería submarina y la gestión de proyectos se llevan a cabo conjuntamente.

Producción sustenta la demanda recurrente de levantamiento artificial, productos químicos, aseguramiento del flujo, monitorización y reparaciones de pozos.

Desmantelamiento requiere taponamiento y abandono, evaluación de la integridad e intervención submarina; la posición de Archer en el mar del Norte responde a esta necesidad. La información validada no proporciona valores de mercado ni tasas de crecimiento independientes por fase.

Análisis regional del mercado de servicios para yacimientos petrolíferos

Norteamérica

Norteamérica fue el mayor mercado, con una cuota del 30,9 % en 2025, pero su TCAC del 3,0 % es la más baja de las cinco regiones. La producción estadounidense alcanzó una media aproximada de 13,2 millones de barriles diarios en 2025, lo que sostuvo la demanda de reparaciones de pozos, productos químicos para producción y servicios de levantamiento, incluso cuando la actividad en pozos nuevos se moderó. La presión sobre los márgenes de terminación de Halliburton en 2025 ilustra la sensibilidad de la región a los ciclos cortos. La actividad en las arenas bituminosas, Montney y Duvernay de Canadá respalda la demanda de mantenimiento a largo plazo y perforación automatizada. Los incentivos estadounidenses para la captura de carbono dirigen parte del capital destinado a servicios hacia la inyección de CO₂, la monitorización y los pozos geotérmicos. México está incluido en el alcance aprobado, pero no se proporciona una previsión independiente para el país.

Europa

Europa registró una cuota del 15,9 % en 2025 y crecerá a una TCAC del 3,7 %.Noruega sigue siendo el principal centro técnico, respaldada por una inversión de aproximadamente 200,000 millones de NOK en desarrollo de campos en 2024 y por la puesta en marcha de Johan Castberg. El despliegue de automatización de Equinor proporciona un ejemplo tecnológico de gran valor. En el Reino Unido, el impuesto sobre los beneficios energéticos del 38% aumenta la presión sobre las decisiones finales de inversión (FID) en campos marginales, pero no afecta a los trabajos de intervención e integridad en activos maduros. Los Países Bajos y Alemania están orientando sus capacidades del subsuelo hacia el almacenamiento de gas, la energía geotérmica y la captura y almacenamiento de carbono (CCS). Dinamarca, Francia, Italia y España siguen incluidos en la cobertura geográfica aprobada; el activo no proporciona estimaciones numéricas independientes para estos países.

Asia-Pacífico

Asia-Pacífico registró una cuota del 19,8% y crecerá a una TCAC del 5,7%. La producción de China alcanzó aproximadamente 4,2 millones de barriles diarios en 2025 en el marco de la política de seguridad energética. China Oilfield Services Limited se beneficia de la demanda interna y opera internacionalmente en Oriente Medio, el Sudeste Asiático y África Occidental. El marco HELP de India, la actividad de ONGC en Krishna-Godavari y Rajastán, y los nuevos bloques de exploración respaldan la demanda de servicios. Malasia ofrece el ejemplo más claro de aguas profundas de la región mediante las adjudicaciones de PTTEP a SLB OneSubsea, mientras que Indonesia aporta actividad de recuperación mejorada de petróleo (EOR) en campos maduros de Minas. La investigación primaria realizada entre cinco compañías petroleras nacionales (NOC) de Asia-Pacífico y tres empresas independientes regionales en el tercer trimestre de 2025 reveló que el 63% aumentó sus presupuestos de servicios petroleros (OFS) para 2026. Australia, Tailandia, Vietnam y Corea del Sur siguen incluidos en el alcance, sin estimaciones numéricas independientes.

Oriente Medio y África

Oriente Medio y África crecerán a una TCAC del 5,3%, liderados por programas plurianuales de compañías petroleras nacionales (NOC). El desarrollo de Jafurah en Arabia Saudí, las adjudicaciones integradas de perforación en los EAU y los contratos de Leucipa™ de Baker Hughes en Kuwait y Omán ofrecen las pruebas más sólidas de la demanda de servicios. ADNOC Drilling obtuvo en mayo de 2025 una adjudicación por valor de 1,150 millones de USD y con una duración de 15 años para plataformas autoelevables integradas con IA, así como una adjudicación por valor de 800 millones de USD para fracturación hidráulica en junio de 2025. La actividad vinculada a compañías petroleras nacionales de Ades Holding en Egipto, Kuwait, Arabia Saudí y los EAU respalda la disponibilidad regional de plataformas.

América Latina

América Latina será la región de mayor crecimiento, con una TCAC del 6,5%. Petrobras destinó 76,4 mil millones de USD de su programa de 98,2 mil millones de USD para el período 2025–2029 a actividades de exploración y producción (E&P), centradas en la cuenca de Santos de Brasil, donde los campos presalinos representan el 76% de la producción nacional. TechnipFMC y SLB están posicionadas para las operaciones en aguas profundas, mientras que DrillOps™ en Peregrino demuestra la adopción de la automatización. Vaca Muerta, en Argentina, respalda la demanda de servicios de terminación mediante las inversiones de TotalEnergies, YPF y Shell. Perú está incluido en el alcance, sin una estimación independiente del mercado.

Cuota de mercado y panorama competitivo de los servicios petroleros

SLB lideró el mercado con una cuota del 15,5% en 2025, mientras que los cinco principales proveedores concentraron conjuntamente el 54,5%. SLB combina servicios de perforación, terminación, producción, evaluación de yacimientos y soluciones digitales en más de 100 países. ChampionX añade productos químicos para la producción y sistemas de levantamiento artificial, mientras que Neuro™, DrillOps™ y OneSubsea respaldan la diferenciación digital y en aguas profundas.

Halliburton sigue siendo un importante proveedor de servicios de terminación y bombeo a presión, especialmente en Norteamérica, al tiempo que desarrolla su actividad en Oriente Medio, el Sudeste Asiático y América Latina. Baker Hughes Company combina su negocio OFSE con Industrial and Energy Technology, incluidas las turbinas NovaLT, los sistemas de red y Leucipa™. Su negocio OFSE consiguió contratos por cerca de 1,000 millones de USD para soluciones de producción en Oriente Medio en el cuarto trimestre de 2025. TechnipFMC mantiene una posición diferenciada gracias a la prestación integrada de servicios en aguas profundas. China Oilfield Services Limited combina el respaldo de CNOOC con el despliegue internacional de plataformas autoelevables y semisumergibles.

El grupo de empresas de tamaño medio compite mediante la especialización. Weatherford International se centra en la optimización de la producción y la construcción de pozos. Nabors Industries, Patterson-UTI Energy, Precision Drilling Corporation y Helmerich & Payne se concentran en la perforación terrestre y la automatización. Oceaneering International se centra en los vehículos operados por control remoto (ROV) y la robótica submarina. NOV, Tenaris, Cactus Wellhead, Hunting, EXPRO HOLDINGS, TAQA KSA, Superior Energy Services, Liberty Energy, Ades Holding, Archer y ChampionX atienden necesidades relacionadas con equipos, intervención, emisiones, producción, plataformas regionales o terminación de pozos.

Desarrollos recientes del sector

• Diciembre de 2025: Aramco adjudicó a SLB un contrato de Jafurah por varios miles de millones, con una duración de cinco años, que abarca estimulación, intervención, automatización de la fracturación y soluciones digitales. La adjudicación respalda la demanda de servicios para recursos no convencionales en Arabia Saudí.

• Diciembre de 2025: Saipem ganó aproximadamente 600 millones de USD en trabajos de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) en alta mar con Aramco, incluidos trabajos de oleoductos, modificación de instalaciones superiores e intervención submarina. Los proyectos refuerzan la actividad marina en Arabia Saudí.

• Noviembre de 2025: ADNOC anunció adjudicaciones a proveedores por valor de 54,000 millones de AED, equivalentes a 14,700 millones de USD, durante el segundo semestre de 2025 a empresas de los EAU, lo que respalda las cadenas de suministro nacionales de servicios energéticos.