Análisis del tamaño y la participación del mercado de recuperación mejorada de petróleo (EOR): tendencias de crecimiento y pronóstico (2025-2030)

Tendencias y perspectivas del mercado global de recuperación mejorada de petróleo (EOR)

El agotamiento de las reservas convencionales impulsa la recuperación terciaria

La producción mundial todavía depende de yacimientos perforados por primera vez hace 30 años o más, y las técnicas primarias y secundarias dejan hasta un 60% del petróleo original en el lugar.^{[ 1 ]Baker Hughes, “Soluciones globales para campos maduros”, bakerhughes.com}Por lo tanto, los operadores priorizan los métodos terciarios que pueden integrarse en la infraestructura existente con mínima perturbación de la superficie. La mejora de las imágenes de yacimientos ahora identifica zonas previamente no barridas, lo que permite una inyección selectiva que impulsa la recuperación sin necesidad de una extensa perforación de relleno. Los gemelos digitales reducen aún más los ciclos de prueba y error al simular el comportamiento de los fluidos antes de la ejecución del yacimiento. A medida que los volúmenes de descubrimiento disminuyen y los pozos de desarrollo se desplazan hacia áreas fronterizas más costosas, la recuperación mejorada de petróleo (EOR) se convierte en la vía económicamente racional para mantener el suministro, protegiendo el mercado de la recuperación mejorada de petróleo de las fluctuaciones del precio del crudo.

Incentivos fiscales al CO₂ respaldados por el gobierno y desarrollo de CCUS

Los créditos fiscales a la producción y las reducciones de impuestos a la extracción en jurisdicciones clave reducen los períodos de recuperación de los proyectos de inundación de CO₂^{[ 2 ]Legislatura de Wyoming, “SF0018 – Actualizaciones del impuesto sobre la extracción”, wyoleg.gov}El crédito 45Q de Estados Unidos añade un flujo de ingresos independiente por cada tonelada de CO₂ almacenada permanentemente, convirtiendo el cumplimiento de las emisiones en un flujo de caja. El plan de Arabia Saudita para un centro de captura de 9 millones de toneladas anuales en Jubail demuestra cómo las entidades estatales están integrando la captura, el transporte y el secuestro en una única cadena de valor unificada. El apoyo fiscal reduce el coste medio ponderado del capital, atrayendo a los inversores con restricciones ESG hacia barriles que ahora califican como carbono neutrales. A medida que más regiones imponen precios explícitos del carbono, el mercado de recuperación mejorada de petróleo se beneficia de impulsos estructurales en lugar de impulsos cíclicos.

Los campos maduros en América del Norte y Oriente Medio se acercan a curvas de declive

Los pozos de la Cuenca Pérmica, Eagle Ford y Ghawar comparten un desafío común: la caída de presión que interrumpe el flujo natural. La represurización mediante CO₂ miscible o nitrógeno extiende la producción en meseta a una fracción del costo de un campo verde. Oriente Medio se beneficia de extensas redes de inyección superficial construidas para inundaciones pasadas, lo que reduce drásticamente las nuevas inversiones de capital. La extensión de la vida útil de los activos también protege los ingresos sociales de las empresas petroleras nacionales, lo que añade un imperativo geopolítico para mantener la producción. Donde existen regulaciones de eliminación de agua producida, los proyectos que reciclan agua en sistemas de recuperación mejorada de petróleo (EOR) obtienen un doble cumplimiento y ahorro de costos. En conjunto, estas cuencas envejecidas proporcionan un límite de demanda predecible para los proveedores activos en el mercado de recuperación mejorada de petróleo.

Disponibilidad de CO₂ a través de nuevos proyectos de hidrógeno azul/verde

El hidrógeno azul a gran escala captura CO₂ de las unidades de reformado que ya se encuentran dentro de los complejos de refinería, lo que proporciona a los operadores de EOR corrientes de alta pureza sin equipos de separación adicionales.^{[ 3 ]Instituto de Análisis de Energía, “Crecimiento de hidrógeno y suministro de CO₂”, energyanalyticsinstitute.org}La canadiense Strathcona Resources obtuvo 2 millones de dólares para un centro que transporta CO₂ derivado del hidrógeno a yacimientos de petróleo pesado cercanos, lo que refuerza la forma en que la agrupación industrial reduce las tarifas de transporte (STRATHCONA.CA). Están surgiendo esquemas similares en Europa y Asia, que combinan contratos de compra de hidrógeno electrolítico con acuerdos de suministro de CO₂ a largo plazo para productores de petróleo. Esta conexión circular alinea los objetivos de descarbonización con la recuperación de hidrocarburos, ampliando la base de clientes para los proveedores de captura y consolidando los precios del CO₂, lo que estabiliza la rentabilidad de los proyectos en el mercado de recuperación mejorada de petróleo.

Altos gastos de capital y gastos operativos de los procesos térmicos ante la volatilidad de los precios

Los generadores de vapor, las unidades de tratamiento de agua y las líneas de gas combustible hacen de la recuperación mejorada de petróleo (EOR) térmica la opción más intensiva en capital. Los márgenes se reducen drásticamente cuando bajan los precios del crudo o aumenta la materia prima de gas natural, lo que obliga a los operadores a posponer las reparaciones. Las regiones con escasez de agua deben pagar el transporte de agua dulce por camión o la instalación de grandes plantas de reciclaje, lo que aumenta la carga operativa. Las nuevas herramientas de combustión en el fondo del pozo prometen mejoras en la eficiencia, pero aún exigen personal especializado y logística de hardware. Estas sensibilidades de costos desvían los presupuestos hacia métodos de gas o químicos, lo que limita la expansión a corto plazo de proyectos dominados por el vapor en el mercado de la recuperación mejorada de petróleo.

Prestamistas vinculados a ESG, excluyendo proyectos petroleros incrementales

Un porcentaje cada vez mayor de bancos europeos y norteamericanos descartan préstamos vinculados a nuevos volúmenes de hidrocarburos, incluso si el almacenamiento de CO₂ forma parte del plan. Cuando existe financiación disponible, las primas de interés superan las de las fuentes de energía renovables, lo que eleva las tasas mínimas de rentabilidad. Por lo tanto, los operadores deben financiar los proyectos con su flujo de caja interno o buscar socios soberanos, lo que ralentiza las decisiones finales de inversión. Este cambio de política concentra la propiedad de los proyectos en grandes petroleras integradas y petroleras nacionales con balances sólidos, lo que limita las oportunidades para las pequeñas empresas independientes dentro de la industria de la recuperación mejorada de petróleo.

Análisis de segmento

Por tecnología: La escala térmica se une al rápido crecimiento de la inyección de gas

Los métodos térmicos contribuyeron con el 45.3 % de los ingresos de 2024, lo que subraya su arraigado papel en yacimientos de petróleo pesado en Canadá y California. El drenaje gravitacional asistido por vapor y la estimulación cíclica con vapor continúan produciendo barriles predecibles, incluso cuando los operadores modernizan las calderas con quemadores que utilizan combustibles bajos en carbono. La inyección de gas, liderada por la inyección de CO₂ miscible, está registrando la adopción global más rápida, con una perspectiva de CAGR del 6.5 % hasta 2030. Por lo tanto, el tamaño del mercado de recuperación mejorada de petróleo para proyectos de inyección de gas se está expandiendo más rápido que cualquier otro grupo tecnológico. Los procesos híbridos (agua de baja salinidad alternada con CO₂ o slugs de polímero) están ganando terreno en los proyectos piloto porque combinan el alcance de las inyecciones de agua con las mejoras en la miscibilidad de los solventes. Los avances de laboratorio en biosurfactantes y calentamiento electromagnético son prometedores, pero aún se encuentran en etapas precomerciales.

La competitividad de la inyección de gas aumenta cuando los centros industriales garantizan un suministro de CO₂ antropogénico de bajo costo. Los clústeres de la Costa del Golfo de EE. UU. ya mezclan los gases de escape de las refinerías en las líneas troncales que alimentan los inyectores del Pérmico, mientras que los operadores de Oriente Medio aprovechan las plantas de amoníaco y metanol para el mismo propósito. ^{[ 4 ]Chevron Corporation, “EOR en cuencas de esquisto compactas”, chevron.com}El vapor sigue siendo dominante en los yacimientos de betún porque la viscosidad del yacimiento aún determina la elección del proceso. Sin embargo, el impulso para reducir las emisiones de alcance 1 impulsa a los productores hacia la generación de vapor asistida por solventes, difuminando aún más los límites tecnológicos dentro del mercado de la recuperación mejorada de petróleo.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por tipo de yacimiento: Dominancia de arenisca enfrenta impulso de roca compacta

La arenisca aporta el 46.8 % del volumen actual gracias a su porosidad favorable y a su largo historial de inundaciones, que preacondiciona los yacimientos para las etapas terciarias. La cuota de mercado de la recuperación mejorada de petróleo, liderada por la arenisca, se encuentra bajo presión debido a las formaciones no convencionales, donde se espera que los yacimientos de esquisto o de esquisto compacto muestren una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 7.7 %. Las redes de microfracturas formadas durante la perforación horizontal sirven como vías para el surfactante y los tapones de gas, lo que facilita una recuperación incremental significativa a pesar de la baja permeabilidad de la matriz. Los carbonatos plantean problemas de mojabilidad; no obstante, las mezclas de surfactante y polímero y las técnicas de gestión inteligente del agua están mejorando progresivamente los factores de recuperación, especialmente en los supergigantes de Oriente Medio.

El análisis digital de rocas ayuda a los operadores a modelar el flujo a escala de poro en carbonatos heterogéneos, lo que reduce el tiempo de diseño para formulaciones químicas. Los yacimientos de petróleo pesado aún requieren aportes térmicos debido a su alta viscosidad; sin embargo, los híbridos vaporizados con solventes están reduciendo los requerimientos de agua hasta en un 30%, aliviando así las presiones ESG. Dado que la geología dicta la selección de métodos, los proveedores que ofrecen carteras multitecnológicas obtienen mayor valor en todas las clases de yacimientos, reforzando así su posición competitiva en el mercado de recuperación mejorada de petróleo.

Por madurez del campo: los activos maduros anclan el volumen, los nuevos se aceleran

Los campos maduros representan el 58.4% de los proyectos activos, principalmente debido a la reducción de los horizontes de recuperación de la inversión resultante de los datos de infraestructura y producción. Las estrategias de los productores ahora incluyen alcances de trabajo integrados —como reemplazos de tuberías, mejoras de levantamiento artificial y redes de inyección de CO₂— ejecutados como campañas únicas. Los programas de campos abandonados que incorporan la recuperación mejorada de petróleo (EOR) a las reurbanizaciones por fases se benefician de la inversión de capital compartida, lo que mejora la resiliencia económica. Los diseños de campos verdes están cambiando: los equipos de subsuelo modelan los requisitos terciarios en la etapa de evaluación, instalando separadores de alta presión y líneas de flujo dimensionadas para futuros inyectantes. Esta práctica sustenta la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8.3% proyectada para campos verdes, la más rápida dentro del espectro de madurez.

Los organismos reguladores de Noruega y Brasil exigen cada vez más capacidad de gas inmiscible en las nuevas FPSO, lo que normaliza la recuperación mejorada de petróleo (EOR) en sus etapas iniciales de vida útil. Esta planificación reduce los costos de extracción durante la vida útil e impulsa la demanda de bombas de alta presión y aceros resistentes a la corrosión. Por lo tanto, el tamaño del mercado de recuperación mejorada de petróleo, vinculado a las instalaciones nuevas, aumenta incluso antes de la primera producción de petróleo, lo que refleja una tendencia sistémica hacia la gestión proactiva de yacimientos.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por ubicación de implementación: fortaleza en tierra con auge en alta mar

Las cuencas terrestres representaron el 86.5 % de los despliegues en 2024, lo que refleja una logística más sencilla y tarifas de servicio más bajas. Oriente Medio, los 48 estados contiguos de EE. UU. y China dominan este recuento, cada uno con extensas redes de superficie, ideales para ciclos secundarios y terciarios. Sin embargo, se prevé que las cuencas marinas registren una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 7.2 %, a medida que los operadores adaptan el bombeo submarino y las líneas de flujo aisladas a las condiciones de aguas profundas. Los sistemas de protección de presión de alta integridad de Ginger, de BP, y Gato do Mato, de Shell, demuestran que los yacimientos profundos pueden alojar de forma segura la inyección de gas miscible. Las primeras lecciones de los fluidos ricos en carbono del presal brasileño muestran que la reinyección de CO₂ también mitiga los límites a la quema de gas impuestos por los organismos reguladores.

En aguas someras, los generadores de vapor compactos montados en plataformas de boca de pozo extienden la recuperación mejorada de petróleo (EOR) térmica a yacimientos marginales de petróleo pesado. La curva de aprendizaje de capital se está aplanando, reduciendo la brecha de costos con sus equivalentes en tierra y ampliando el conjunto de oportunidades para los proveedores activos en el mercado de recuperación mejorada de petróleo.

Análisis geográfico

Norteamérica lidera el mercado de recuperación mejorada de petróleo con una participación del 40.1% en los ingresos en 2024, generada por las inundaciones de CO₂ a gran escala en la Cuenca Pérmica y las operaciones térmicas en las arenas petrolíferas de Alberta. Incentivos federales y estatales, como el crédito 45Q y la exención del impuesto sobre la extracción de Wyoming, reducen significativamente el punto de equilibrio de los proyectos, mientras que una red de oleoductos de 8,000 km permite la entrega de CO₂ antropogénico en la entrada del yacimiento. Las ganancias de ExxonMobil en 2024, de 33.7 millones de dólares, subrayan la importancia de los modelos de negocio integrados de captura a oleoducto para impulsar la rentabilidad, incluso en condiciones de mercado volátiles.

La región de Asia y el Pacífico es la de más rápido crecimiento, y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8.0 % hasta 2030. Los programas de inyección de polímeros de PetroChina en Daqing y la inyección piloto de gas de CNOOC en la bahía de Bohai ilustran la rápida difusión de la tecnología.^{[ 5 ]CNOOC Limited, “Programa de recuperación mejorada de la bahía de Bohai”, cnooc.com.cn}PTTEP destinó 261 000 millones de THB para inversiones de capital en el sector upstream en 2025, incluyendo sistemas piloto de gas miscible en el Golfo de Tailandia. El centro de CCUS de Darwin, Australia, y los ensayos de reinyección de CO₂ en alta mar de larga duración en Japón amplían aún más las capacidades regionales. A medida que avanza la descarbonización industrial, los clústeres de suministro de CO₂ vinculados al hidrógeno en China, Corea e India reforzarán los fundamentos de crecimiento del mercado de recuperación mejorada de petróleo.

Europa mantiene un impulso constante, con el Reino Unido y Noruega como base, donde los operadores del Mar del Norte integran el almacenamiento de CO₂ con la perforación de alcance extendido para explotar las zonas petrolíferas del ático. Las normas de taxonomía de la UE clasifican el almacenamiento permanente de CO₂ como sostenible, lo que facilita la financiación mediante bonos verdes para activos seleccionados. Oriente Medio aprovecha los carbonatos gigantes naturalmente fracturados; el centro de Jubail de Saudi Aramco tiene como objetivo la captura de 9 millones de toneladas anuales (t/a), gran parte de las cuales se destinarán a las inundaciones de gas miscible en Ghawar y otros supergigantes. El crecimiento de Sudamérica se centra en las FPSO del presal brasileño, equipadas para bucles de reinyección, y en los bloques de petróleo pesado venezolanos, preparados para híbridos de solvente y vapor, una vez que se alivien las sanciones.

En conjunto, las políticas específicas de cada geografía y las condiciones de los recursos dan forma a curvas de adopción divergentes; sin embargo, cada región ahora incorpora la recuperación mejorada de petróleo en su planificación de suministro a largo plazo, consolidando así la demanda en todo el mercado de recuperación mejorada de petróleo.