Taille et part du marché du tubing enroulé en Amérique du Sud - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché du tubing enroulé en Amérique du Sud

Expansion de la production pré-salifère au Brésil et en eaux profondes au Guyana

L'expansion de la production pré-salifère du Brésil augmente le nombre de puits nécessitant une complétion, un nettoyage et un soutien à la production. Le Brésil a enregistré une production pétrolière et gazière de 4,9 millions de boe/j en 2025, tandis que la production pré-salifère représentait 79,6 % du total national. Petrobras prévoit 120 milliards USD d'investissements amont pour 2026 à 2030, la production pré-salifère devant représenter jusqu'à 82 % de sa production d'ici 2030. Chaque nouveau puits sous-marin nécessite des travaux lors de la complétion et peut nécessiter une intervention ultérieure à mesure que les conditions de production évoluent. Au Guyana, ExxonMobil a pris une décision finale d'investissement en septembre 2025 sur le projet Hammerhead d'une valeur de 6,8 milliards USD, son septième développement sur le bloc Stabroek, avec une installation de 150 000 bopj attendue en 2029. Le nombre croissant de projets FPSO crée une opportunité pour les prestataires de services capables de mobiliser localement équipements et personnel.

Développement de puits et activité de recomplétion à Vaca Muerta

Vaca Muerta élargit la base de demande terrestre pour le marché du tubing enroulé en Amérique du Sud grâce au développement de plateformes multi-puits et aux travaux de recomplétion. Le tubing enroulé est utilisé pour le forage des bouchons entre les étapes de fracturation et peut soutenir les rentrées latérales et les déviations. Ces activités deviennent plus fréquentes lorsque les opérateurs passent des travaux d'évaluation précoce au développement répétable de plateformes. Le schéma de demande diffère du Brésil car il est centré sur des campagnes à volume élevé plutôt que sur des travaux basés sur des navires en eaux profondes. Le contrat de complétion Zeus exclusif et pluriannuel de Halliburton avec YPF couvre les complétons non conventionnelles, mais l'expansion plus large de l'activité de plateformes soutient également les travaux d'intervention et de recomplétion en dehors du périmètre du contrat. Cela laisse de la place aux prestataires capables de fournir des colonnes fiables, des outils de fond de puits et des équipes de terrain pour des opérations répétées dans le bassin de Neuquén.

Optimisation de la production et prolongation de la durée de vie des puits matures

Les champs matures au Brésil, en Colombie et au Chili nécessitent des travaux fréquents pour maintenir la production et gérer les conditions des puits. Le tubing enroulé peut soutenir les nettoyages, le relevage à l'azote, la stimulation et les travaux de diagnostic sans le coût total d'un appareil de workover. Cela le rend pertinent pour les champs post-salifères du bassin de Campos et les actifs terrestres conventionnels. Les services numériques peuvent améliorer la valeur de ces travaux en fournissant des informations sur la pression, la température et le débit lors du même passage en fond de puits. Le service ACTive de SLB combine des mesures par fibre optique avec des opérations de tubing enroulé et peut surveiller ces conditions de puits en temps réel^{[2]SLB, "Services de tubing enroulé de fond de puits en temps réel ACTive," SLB, slb.com}. Le marché du tubing enroulé en Amérique du Sud peut donc bénéficier non seulement d'un plus grand nombre d'interventions, mais aussi d'une utilisation accrue des outils de diagnostic dans les programmes de puits matures.

Demande d'intervention sans appareil de forage pour réduire le temps improductif offshore

Les opérateurs en eaux profondes cherchent à réduire le temps d'attente d'un appareil de forage, d'un navire, d'un équipage ou d'une fenêtre météorologique favorable. Les travaux de tubing enroulé sans appareil de forage peuvent traiter certains travaux d'intervention et d'abandon de puits sans utiliser d'appareil de forage. Le contrat de Halliburton avec Petrobras pour l'intervention offshore et l'abandon de puits inclut le tubing enroulé parmi ses services principaux. Baker Hughes a également étendu ses installations de Macaé pour fournir une capacité de tubing enroulé et de pose de tubulaires pour son programme offshore Petrobras. Ces engagements de service font des opérations sans appareil de forage une partie planifiée des programmes de travaux offshore plutôt qu'une option occasionnelle. Cette approche est particulièrement pertinente pour le Brésil et le Guyana, où la logistique offshore et la disponibilité des navires peuvent affecter les calendriers d'intervention.

Coûts élevés de mobilisation et de personnel spécialisé

Les travaux de tubing enroulé en eaux profondes nécessitent des équipements de contrôle de pression, des navires spécialisés et du personnel qualifié pour les opérations à haute pression. Ces exigences augmentent le coût d'envoi d'équipements vers les champs pré-salifères du Brésil ou de leur importation au Guyana. La barrière des coûts est particulièrement pertinente là où les bases de service locales sont limitées. Les exigences de sécurité de l'ANP obligent les opérateurs à documenter l'intégrité des barrières de pression pour les travaux sur puits offshore, ce qui ajoute des travaux de conformité à la planification des interventions. Les prestataires établis ont un avantage car ils peuvent répartir les coûts d'équipement, de formation et de conformité sur plusieurs contrats. Cela peut ralentir l'entrée de prestataires plus petits même lorsque la demande offshore est en expansion.

Concurrence des unités de câblage, de workover hydraulique et autres substituts

Les unités de câblage et de workover hydraulique peuvent traiter certains travaux d'intervention et de nettoyage à un coût inférieur à celui du tubing enroulé. Leur attrait est le plus fort dans les puits plus simples et les champs terrestres conventionnels. Cela affecte le marché du tubing enroulé en Amérique du Sud le plus clairement dans les actifs matures en Colombie, au Chili et dans certaines parties de l'Argentine. Les prestataires de tubing enroulé doivent démontrer que leurs outils offrent un avantage pratique en matière de diagnostic, d'accès au puits ou de délai d'exécution des travaux. La plateforme d'intervention autonome sur puits de SLB combine des flux de travail numériques entre les services de câblage et de tubing enroulé, ce qui donne aux opérateurs plus de flexibilité dans le choix de la méthode de service. Les prestataires sans outils différenciés peuvent faire face à un pouvoir de fixation des prix plus faible dans les travaux d'intervention moins complexes.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par type de service : l'intervention sur puits ancre les revenus tandis que le forage s'accélère

L'intervention sur puits représentait 63,2 % de la part du marché du tubing enroulé en Amérique du Sud en 2025. Le segment bénéficie des actifs offshore matures du Brésil et de la charge de travail d'intervention continue dans le bassin de Campos. Les opérateurs utilisent le tubing enroulé pour les nettoyages, les travaux de gestion de la pression, la stimulation et d'autres tâches de soutien à la production. Le contrat de Halliburton avec Petrobras couvre l'intervention offshore et l'activité d'abandon de puits, y compris les services de tubing enroulé^{[3]Halliburton Company, "Contrat d'intervention offshore et d'abandon de puits au Brésil attribué à Halliburton," Relations investisseurs Halliburton, ir.halliburton.com}. Baker Hughes a également engagé une capacité dédiée à Macaé pour son programme de workover offshore et d'abandon de puits^{[4]Baker Hughes Company, "Baker Hughes remporte un contrat majeur de solutions intégrées pour les champs offshore de Petrobras," Relations investisseurs Baker Hughes, investors.bakerhughes.com}. Ces contrats fournissent une base stable pour les revenus d'intervention sur puits pendant les durées actives des programmes.

Le forage est le type de service à la croissance la plus rapide et la taille du marché du tubing enroulé en Amérique du Sud pour ce segment devrait croître à un CAGR de 6,7 % de 2026 à 2031. Le forage par tubing enroulé soutient les rentrées latérales et les opérations de déviation, notamment à Vaca Muerta. Le segment est lié à un besoin croissant de prolonger la durée de vie productive des puits de plateforme et d'accéder aux sections de réservoir restantes. L'activité de complétion de puits augmente également à mesure que le Brésil et le Guyana ajoutent des puits de développement sous-marins connectés aux FPSO. Les autres services, notamment le relevage à l'azote et la stimulation matricielle, restent plus modestes mais soutiennent l'amélioration de la production dans les puits matures. Une étude de 2025 de l'Universidade do Estado de Santa Catarina a examiné l'utilisation de l'azote par tubing enroulé pour l'induction de la production, illustrant la pertinence technique de cette approche pour les puits brésiliens.

Par lieu de déploiement : l'offshore stimule à la fois l'échelle et la vitesse

L'offshore représentait 60,3 % de la part du marché du tubing enroulé en Amérique du Sud en 2025 et devrait se développer à un CAGR de 7,1 % jusqu'en 2031. Le segment est en tête car les champs pré-salifères du Brésil s'appuient sur des puits sous-marins, des navires et des services d'intervention spécialisés. Les travaux offshore comprennent le soutien à la mise en service, l'optimisation de la complétion, l'intervention et l'activité d'abandon de puits. Petrobras prévoit que le pré-salifère contribuera jusqu'à 82 % de la production de la société d'ici 2030, ce qui prolonge le besoin de services de puits offshore. SLB a reçu en septembre 2025 un contrat Petrobras pour des services et des technologies pour jusqu'à 35 puits en ultra-eaux profondes dans le bassin de Santos. Ces conditions favorisent les prestataires capables de combiner l'accès aux navires, les services de fond de puits et la capacité opérationnelle locale.

Le déploiement terrestre est plus modeste, mais il joue un rôle différent et important dans la demande régionale. Vaca Muerta nécessite des forages répétés de bouchons entre les étapes de fracturation sur des plateformes multi-puits. Cela donne au marché du tubing enroulé terrestre un schéma de service à haute fréquence qui diffère des travaux offshore plus importants. Les champs conventionnels en Colombie et au Chili nécessitent également des travaux de nettoyage et de maintenance, bien que leur échelle soit plus limitée. Le cadre d'investissement de l'Argentine soutient une planification de projets à cycle plus long et peut améliorer la visibilité pour le déploiement d'équipements. Le segment offre donc aux prestataires un moyen d'équilibrer l'exposition offshore avec des campagnes terrestres récurrentes. Le secteur du tubing enroulé en Amérique du Sud est façonné par les deux modèles de service, bien que les travaux offshore restent la source de revenus la plus importante.

Analyse géographique

Le Brésil représentait 57,3 % des revenus du marché du tubing enroulé en Amérique du Sud en 2025. La position du pays résulte de l'ampleur et de la profondeur technique de son système de production offshore. Les champs pré-salifères ont produit 3 millions de barils de pétrole par jour en 2025 et représentaient près de 80 % de la production brésilienne. Petrobras a alloué 120 milliards USD à l'investissement amont pour 2026 à 2030. Ce programme soutient la complétion de nouveaux puits, l'intervention et les travaux de déclassement. Les opérateurs offshore ont également besoin d'équipements adaptés aux conditions de haute pression en eaux profondes. Ces exigences renforcent le rôle des prestataires techniquement compétents au Brésil.

Le Guyana devrait enregistrer la croissance régionale la plus rapide à un CAGR de 8,2 % de 2026 à 2031. La demande de tubing enroulé du pays est liée aux développements successifs de FPSO sur le bloc Stabroek. ExxonMobil a approuvé le projet Hammerhead d'une valeur de 6,8 milliards USD en septembre 2025, avec un démarrage prévu en 2029. Chaque projet apporte des puits de développement nécessitant un soutien à la complétion et des services d'intervention ultérieurs. La petite base d'approvisionnement nationale augmente les besoins logistiques en outils et en personnel qualifié. Une présence locale permanente de services pourrait donc devenir un avantage concurrentiel à mesure que l'activité offshore se développe.

L'activité de tubing enroulé terrestre en Argentine est menée par Vaca Muerta. Le bassin soutient des campagnes régulières de forage de bouchons et des exigences de recomplétion sur des plateformes multi-puits. Cela crée un schéma de demande récurrent pour les équipes et les équipements. La Colombie et le Chili restent axés sur la maintenance conventionnelle et les travaux sur puits matures. La Bolivie et le Pérou ajoutent des volumes plus modestes au total régional. Le marché du tubing enroulé en Amérique du Sud combine de grands projets en eaux profondes avec des campagnes terrestres à forte intensité opérationnelle. Cette combinaison limite l'utilité d'un modèle de prestation unique pour tous les pays.