Análisis del tamaño y la cuota de mercado de equipos y servicios para la terminación de pozos: tendencias de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias y perspectivas del mercado global de equipos y servicios para la terminación de pozos.

Aumento de las actividades de perforación a nivel mundial

El número de plataformas internacionales ascendió a 1,112 unidades a principios de 2025, añadiendo 15 plataformas interanuales incluso cuando la actividad en Norteamérica se contrajo, lo que pone de manifiesto un giro hacia los operadores estatales en Oriente Medio y Asia que priorizan la seguridad energética sobre las rentabilidades a corto plazo. La puesta en marcha de Jafurah por parte de Saudi Aramco y la expansión de la flota de ADNOC Drilling por valor de 1 millones de dólares subrayan esta tendencia. Los pozos más profundos y calientes están impulsando la demanda de empacadores con clasificación HPHT, colgadores de revestimiento resistentes a la corrosión y herramientas de fracturación multietapa, lo que eleva los plazos de entrega a 26 semanas a finales de 2025. Por lo tanto, los ingresos por terminación están creciendo más rápido que el número de plataformas porque cada pozo consume más hardware de valor añadido. El clúster Krishna-Godavari de ONGC evidencia la intensidad de capital, con aproximadamente 69 millones de dólares gastados por pozo, la mayor parte de los cuales financia el hardware de terminación y las conexiones submarinas.

Mayor enfoque en las reservas no convencionales

Los yacimientos no convencionales se expanden a un ritmo del 6.9% anual, a medida que Argentina, Arabia Saudita y China replican la economía del gas de esquisto norteamericano. Vaca Muerta ejecutó 23,784 etapas de fracturación en 2025, un 34% más que el año anterior, y requerirá otros 1,000 pozos para 2032 para cumplir con sus compromisos nacionales y de GNL. Jafurah, de Saudi Aramco, aspira a producir 2 millones de pies cúbicos estándar diarios de gas para 2030 mediante flotas de fracturación eléctricas con bajas emisiones de carbono, mientras que las cuencas chinas de Sichuan y Ordos emplean monitoreo por fibra óptica para reducir el tiempo de terminación en un 18%. Las cadenas de suministro localizadas y la financiación estatal están facilitando el aprendizaje, lo que permite que el mercado de equipos y servicios de terminación de pozos se diversifique más allá de Norteamérica.

Las flotas de fracturación electrificadas reducen los gastos operativos y las emisiones de CO₂.

Las flotas eléctricas ofrecen un ahorro de combustible del 30 % al 40 % y prácticamente eliminan las partículas diésel, ventajas que se ven magnificadas por la normativa estadounidense sobre metano de la EPA, que añade un cargo por residuos de entre 900 y 1,500 dólares por tonelada a partir de 2026. El sistema DuraStim de Liberty logró una reducción de emisiones del 99 % y un ahorro de combustible del 30 % en las campañas de Permian durante 2025, mientras que la flota Zeus de NexTier registró un ahorro del 40 % y obtuvo contratos plurianuales. ^{[ 1 ]Equipo editorial, “DuraStim de Liberty alcanza un hito en materia de emisiones”, Liberty Oilfield Services, libertyoilfieldservices.com}Las empresas de servicios que pueden financiar entre 25 y 30 millones de dólares por flota obtienen mayor flexibilidad en la fijación de precios, como lo demuestra el margen de beneficio del 15 % que Liberty registró en el tercer trimestre de 2025, a pesar del descenso generalizado en el número de flotas activas en el sector. Los primeros proyectos piloto en Arabia Saudita y los proyectos de ADNOC demuestran la expansión global de esta tecnología.

Reutilización de pozos de terminación para CCUS y pozos geotérmicos

Actualmente, los proyectos piloto de captura de carbono y geotermia representan menos del 2 % del mercado de equipos y servicios para la terminación de pozos; sin embargo, alcanzan precios superiores del 20 % al 30 % debido a que los elastómeros resistentes al CO₂ y los sistemas de cemento a 400 °F requieren metalurgia a medida. La planta Stratos de Occidental inyecta 500 000 t/año de CO₂ utilizando empacadores modificados diseñados para una vida útil de 50 años. ^{[ 2 ]Redactor del artículo “Instalación DAC de Stratos en funcionamiento”, Occidental Petroleum, oxy.com}Los proyectos Bayou Bend CCS de ExxonMobil y la planta geotérmica Project Red de Fervo Energy siguen diseños similares, ampliando así la base de clientes para equipos de terminación de alta especificación. Los proveedores que invierten en I+D de materiales avanzados pueden beneficiarse del crecimiento impulsado por las políticas a medida que se expande la fijación de precios del carbono.

Precios volátiles del petróleo crudo

El precio promedio del Brent fue de 69 USD/bbl en 2025, antes de dispararse a 94 USD en marzo de 2026, una fluctuación del 36 % que redujo los presupuestos de terminación, ya que las empresas de exploración y producción (E&P) cotizadas mantuvieron el gasto sin cambios a pesar de los precios más altos. Las tarifas diarias para la fracturación hidráulica cayeron un 8 % en el primer trimestre de 2026, incluso con el aumento de los costos del diésel, lo que redujo los márgenes de las bombas de presión. Los proyectos en alta mar son menos sensibles a los precios porque los compromisos plurianuales protegen los cronogramas de terminación, pero los presupuestos de exploración y la cartera futura de pozos siguen ligados al sentimiento del mercado.

Escasez de elastómeros y aleaciones de grado HPHT

Los plazos de entrega para los empacadores y colgadores de revestimiento de 15 000 psi se duplicaron a 26 semanas a finales de 2025 debido a la escasez de aleaciones de níquel-cromo-molibdeno y fluoroelastómeros. Tanto Weatherford como TechnipFMC señalaron retrasos en las entregas que aplazaron los ingresos, y los operadores ahora realizan pedidos anticipados de equipos con hasta un año de antelación para evitar paradas de las plataformas. ^{[ 3 ]Transcripción de la teleconferencia sobre resultados, “Resultados del tercer trimestre de 2025 de TechnipFMC”, TechnipFMC, technipfmc.com}Los cuellos de botella en la cadena de suministro corren el riesgo de limitar el potencial de crecimiento de los proyectos HPHT de rápido crecimiento en el extranjero y en Oriente Medio, a menos que entre en funcionamiento nueva capacidad de fundición.

Análisis de segmento

Por tipo: Los servicios superan a los equipos en la tendencia de subcontratación.

Se prevé que los ingresos por servicios crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 6.8 % hasta 2031, a medida que los operadores subcontraten la fracturación hidráulica, el cableado y el aislamiento zonal. Los ingresos de Liberty de 727 millones de dólares en el tercer trimestre de 2025 ponen de manifiesto la demanda de flotas de fracturación eléctrica que ahorran un 30 % en combustible. El cableado está evolucionando hacia un servicio de perforación inteligente, con la plataforma ReSOLVE iX de Schlumberger reduciendo el tiempo improductivo en un 12 %. La demanda de empaquetamiento de grava está aumentando en pozos de aguas profundas, donde el control de la arena protege inversiones multimillonarias.

En 2025, el sector de equipos mantuvo una cuota del 54.4 % del mercado de equipos y servicios para la terminación de pozos, impulsado por los empacadores, las herramientas de fracturación multietapa y los colgadores de revestimiento. Sin embargo, el crecimiento se está desacelerando a medida que los programas de reacondicionamiento extienden cada vez más la vida útil de las herramientas y disminuyen la frecuencia de reemplazo. NOV registró pedidos de equipos para la terminación de pozos por valor de 420 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2025, principalmente de sistemas submarinos destinados a Guyana y Brasil. Los proveedores capaces de adaptarse a los nichos de alta presión y alta temperatura (HPHT) y submarinos, o de ofrecer servicios de instalación de paquetes, podrán defender sus márgenes.

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

Por tipo de pozo: Ganancias no convencionales en la escala horizontal

En 2025, los pozos convencionales aún representaban el 61.0 % de la cuota de mercado de equipos y servicios de terminación de pozos, impulsados ​​por los productores de Oriente Medio y los yacimientos marinos maduros. Estos pozos se basan en perforaciones de zona única, empacadores transportados por tubería y empaques de grava. El proyecto de gas profundo SARB de ADNOC aplicará terminaciones inteligentes a cuatro pozos de 4,500 m a 15 000 psi.

Las terminaciones no convencionales están aumentando un 6.9 % anual, impulsadas por entre 40 y 100 etapas de fracturación por pozo, perforaciones horizontales más largas y mayores cargas de apuntalante. El proyecto Jafurah de Saudi Aramco utiliza un promedio de entre 60 y 80 etapas por pozo, mientras que los programas de CNPC en Sichuan redujeron el tiempo de terminación un 18 % al combinar la perforación direccional rotativa con el monitoreo por fibra óptica. Las empresas de servicios que dominan la logística local y la gestión del agua obtienen una ventaja competitiva.

Por aplicación: Offshore Premium impulsa un crecimiento del 7.0%.

En 2025, la actividad terrestre acaparó el 73.1 % del mercado de equipos y servicios para la terminación de pozos, lo que refleja el dominio del gas de esquisto norteamericano. El principal motor de crecimiento reside en la intensidad de la terminación, más que en el número de plataformas; la longitud media de los pozos horizontales en la cuenca Pérmica superó los 10 000 pies en 2025, y la separación entre grupos de pozos se redujo a entre 15 y 20 pies, lo que aumentó las etapas de perforación por pozo y mantuvo ocupadas las flotas de bombeo a presión.

Se prevé que las operaciones de perforación en alta mar crezcan un 7.0% a medida que Guyana, Brasil y África Occidental avancen en el desarrollo de yacimientos en aguas profundas hacia la obtención de petróleo. El programa multicuenca de Chevron, valorado en 7 millones de dólares, y la cartera de pedidos submarinos de TechnipFMC, valorada en 11.9 millones de dólares, ilustran los compromisos de capital que garantizan una demanda a largo plazo. Las herramientas para perforación en alta mar tienen un precio entre un 40% y un 60% superior al de sus equivalentes terrestres debido a la complejidad de la instalación submarina y a la metalurgia de alta presión y alta temperatura (HPHT).

Análisis geográfico

América del Norte mantuvo una participación del 40.3 % en 2025, pero la divergencia a nivel de cuenca se está ampliando. La cuenca Pérmica mantiene su dinamismo con pozos horizontales más largos y la adopción de la fracturación hidráulica eléctrica, que reduce las emisiones antes de la entrada en vigor de las tarifas de metano de la EPA, mientras que Bakken y Eagle Ford se contraen a medida que los operadores priorizan el flujo de caja libre. Los programas canadienses de Montney y Duvernay dependen del bombeo a alta tasa y destinan los fondos de terminación a las cadenas de valor de exportación de GNL.

Asia-Pacífico es la región de mayor crecimiento, con un 7.2%. Las expansiones de Wenchang 16-2, Weizhou 11-4 y Panyu de CNOOC añadieron más de 100,000 barriles equivalentes de petróleo al día en 2025 mediante terminaciones submarinas equipadas con filtros de control de arena y empacadores de alta presión y alta temperatura, mientras que el clúster Krishna-Godavari de ONGC produjo 25,000 barriles al día a partir de ocho pozos y una inversión de 477.28 millones de dólares. ^{[ 4 ]Comunicado de prensa, “Primer petróleo de Wenchang 16-2”, CNOOC, cnooc.com}Los objetivos de Indonesia y Malasia en materia de gas no convencional están impulsando acuerdos de colaboración, como el pacto que Pertamina firmó con Halliburton en 2025 para automatizar las operaciones de terminación de pozos.

Oriente Medio y África giran en torno a los proyectos de desarrollo de gas profundo Jafurah de Aramco y SARB de ADNOC, junto con el trabajo submarino integrado de TechnipFMC en África Occidental. ADNOC Drilling planea ampliar su flota a 151 plataformas para 2028, tras invertir más de 1 millones de dólares en 2025, lo que indica una demanda de terminación de pozos a largo plazo, más allá de la recuperación de petróleo. Vaca Muerta, en Sudamérica, sigue siendo un punto brillante, con un incremento anual del 34 % en las etapas de fracturación y la aprobación de ventas transfronterizas de gas a Petrobras, lo que garantiza una actividad sostenida durante la década.