Eni entrega contrato de até US$ 750 milhões à McDermott para tirar gás de quatro poços no fundo do Mediterrâneo e levar produção do Chipre até instalações no Egito

12 min de leitura

Eni entrega contrato de até US$ 750 milhões à McDermott para tirar gás de quatro poços no fundo do Mediterrâneo e levar produção do Chipre até instalações no Egito

Escrito por Roberta Souza

Publicado em 09/09/2026 às 18:03

Atualizado em 09/09/2026 às 18:51

Petróleo e Gás

Canal

Seja o primeiro a reagir!

Prefira o CPG no Google

Cronos será desenvolvido com quatro poços submarinos no Mediterrâneo, deverá produzir cerca de 500 milhões de pés cúbicos de gás por dia e evitará uma nova planta de processamento no Chipre ao enviar o combustível por duto para instalações existentes no Egito

Um campo de gás descoberto em águas profundas do Mediterrâneo em 2022 acaba de avançar para uma das etapas decisivas antes do início da produção. Conforme informações publicadas pelo Offshore Energy em 8 de setembro de 2026, a americana McDermott conquistou seu primeiro contrato submarino com a italiana Eni para trabalhar no desenvolvimento de Cronos, no Bloco 6 offshore do Chipre. A companhia classifica o acordo como “substancial”, categoria que, em seus próprios critérios financeiros, representa contratos avaliados entre US$ 500 milhões e US$ 750 milhões.

Além disso, o projeto chama atenção pela escala e pela profundidade. Cronos possui mais de 3 trilhões de pés cúbicos de gás inicialmente no local, segundo a Eni, e deverá alcançar um platô de produção de aproximadamente 500 milhões de pés cúbicos por dia. Porém, em vez de construir no Chipre toda uma nova estrutura para processar e liquefazer o combustível, as empresas escolheram uma rota diferente: o gás viajará pelo fundo do Mediterrâneo até o Egito, usará instalações existentes de Zohr e seguirá para a planta de GNL de Damietta, de onde poderá ser exportado principalmente para a Europa.

Entretanto, é importante separar os números. A McDermott não informou o valor exato do contrato. Ela apenas o enquadrou numa categoria que vai de US$ 500 milhões a US$ 750 milhões. Da mesma forma, os mais de 3 trilhões de pés cúbicos correspondem ao gás inicialmente no local (GIIP), e não a uma afirmação de que todo esse volume poderá ser comercialmente recuperado. Ainda assim, a decisão final de investimento já foi tomada e a Eni trabalha para colocar o primeiro gás cipriota no mercado em 2028.

ARTIGO CONTINUA ABAIXO

Veja também

Recomendado para você

Geração de Energia

Morador de Bom Jesus vai ver uma usina de 1,8 megawatt virar 11,75 no Rio Chapecozinho, numa obra de R$ 60 milhões que multiplica a geração por 6,5 vezes mas só termina em dezembro de 2030

O morador de Bom Jesus vai ver uma usina de um vírgula oito megawatt virar onze vírgula setenta e cinco no Rio Chapecozinho, numa obra de sessenta milhões de reais…

Paulo Nogueira

0

A McDermott entra pela primeira vez num projeto submarino da Eni e mobiliza equipes de quatro continentes

O contrato coloca a McDermott numa posição central na implantação da infraestrutura submarina de Cronos. A empresa ficará responsável por gerenciamento de projeto, engenharia, aquisição e suporte à instalação, reunindo recursos de suas equipes de Subsea and Floating Facilities.

Além disso, a execução será distribuída globalmente. Profissionais e estruturas de Houston, Perth, Londres e Kuala Lumpur participarão do trabalho, enquanto a frota de construção marítima da companhia dará suporte às atividades offshore.

A McDermott destacou particularmente o Amazon, seu navio de construção em águas ultraprofundas. Entretanto, o anúncio oficial não apresenta um cronograma detalhado de mobilização da embarcação nem especifica todas as instalações que ela executará. Portanto, é mais preciso dizer que a companhia destacou o Amazon como um ativo importante para sua capacidade de execução em águas profundas, sem atribuir ao navio tarefas que ainda não foram publicamente detalhadas.

Na prática, esse tipo de empreendimento exige uma combinação de engenharia em terra e operações marítimas extremamente especializadas. É justamente por isso que grandes projetos de petróleo e gás em alto-mar movimentam não apenas as operadoras dos campos, mas também empresas de engenharia, embarcações, sistemas submarinos e extensas cadeias de fornecedores.

Quatro poços ficarão no fundo do Mediterrâneo, mas o projeto evita construir uma gigantesca fábrica nova no Chipre

A arquitetura escolhida para Cronos ajuda a explicar por que o projeto pode avançar rapidamente.

O campo deverá ser desenvolvido com quatro poços submarinos de produção. Depois de extraído, o gás não seguirá para uma nova planta construída especialmente no território cipriota. Em vez disso, a estratégia conecta Cronos à infraestrutura já existente no Egito.

Primeiro, o combustível seguirá por gasoduto submarino entre Chipre e Egito.

Em seguida, chegará às instalações de Zohr, operadas pela Eni, onde ocorrerá o processamento.

Depois, o gás seguirá para a planta de liquefação de Damietta. Finalmente, convertido em GNL, poderá ser carregado em navios e vendido aos mercados internacionais, com a Europa como principal destino previsto.

Essa solução reduz a necessidade de construir do zero uma cadeia completa de processamento e exportação no Chipre. Consequentemente, a Eni afirma que o aproveitamento de instalações existentes gera eficiência de custos, reduz impactos associados a novas infraestruturas e acelera a chegada do gás ao mercado.

É uma estratégia particularmente importante num projeto offshore profundo. Afinal, construir novas plantas, terminais e estruturas marítimas pode acrescentar bilhões de dólares, anos de obras e novos processos de licenciamento.

Cronos guarda mais de 3 trilhões de pés cúbicos de gás e pode produzir cerca de 500 milhões de pés cúbicos todos os dias

A dimensão geológica aparece nos números divulgados pela própria Eni.

Cronos possui mais de 3 Tcf — trilhões de pés cúbicos — de gás inicialmente no local. A descoberta ocorreu em 2022, enquanto trabalhos de avaliação continuaram em 2024.

Além disso, durante a avaliação do campo, testes no poço Cronos-2 indicaram potencial de produção superior a 150 milhões de pés cúbicos padrão por dia em um único poço, resultado que ajudou a sustentar o desenvolvimento acelerado.

Quando o sistema completo estiver operando, a expectativa é atingir aproximadamente 500 milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia.

Esse fluxo equivale, segundo as informações sobre o projeto, a algo próximo de 2,8 milhões de toneladas de GNL por ano.

Porém, novamente existe uma diferença técnica essencial: 3 Tcf de gás inicialmente no local não são 3 Tcf de reservas comercialmente recuperáveis. O GIIP representa uma estimativa do volume existente na formação geológica antes de considerar integralmente fatores de recuperação e outras limitações.

Portanto, a escala do depósito é enorme, mas não deve ser transformada em uma afirmação de que todo esse gás necessariamente chegará aos consumidores.

Metade do campo pertence à TotalEnergies, que também ficará com 50% do GNL produzido para comercialização

O Bloco 6 não pertence apenas à Eni.

A italiana opera a concessão com 50% de participação, enquanto a francesa TotalEnergies possui os outros 50%.

Além disso, a divisão aparece também na comercialização.

Segundo a Eni, 50% dos volumes de GNL, equivalentes a aproximadamente 1,4 milhão de toneladas anuais, serão comercializados pela própria companhia. A estrutura ajuda a empresa em sua estratégia de superar 20 milhões de toneladas anuais de GNL contratado até 2030.

Ao mesmo tempo, o projeto cria uma ponte energética entre três regiões.

O gás nasce geologicamente no Chipre.

O processamento e a liquefação acontecem no Egito.

Grande parte do produto poderá terminar na Europa.

Dessa forma, Cronos funciona menos como um projeto isolado e mais como uma peça de uma nova rede regional de gás no Mediterrâneo Oriental.

A descoberta de 2022 pode transformar o Chipre em produtor de gás em apenas seis anos

O cronograma também chama atenção.

Cronos foi descoberto em 2022. Depois, a Eni realizou a avaliação em 2024 e avançou nos acordos necessários para utilizar a infraestrutura egípcia.

Em 28 de julho de 2026, a companhia anunciou a decisão final de investimento, conhecida como FID, autorizando o avanço do desenvolvimento. Agora, menos de dois meses depois, a McDermott aparece entre as grandes contratadas da fase de execução.

A meta é colocar o primeiro gás no mercado em 2028.

Se o cronograma for cumprido, haverá aproximadamente seis anos entre a descoberta e o início comercial previsto — um intervalo relativamente curto para um empreendimento offshore profundo que atravessa fronteiras e depende de instalações em outro país.

Por isso, a Eni chama Cronos de uma iniciativa fast-track.

Além disso, a companhia considera o projeto um marco porque será seu primeiro desenvolvimento no Chipre e o primeiro projeto de hidrocarbonetos do próprio país a entrar em produção.

O verdadeiro atalho está no Egito: Zohr e Damietta eliminam a necessidade de duplicar infraestrutura bilionária

Construir um campo submarino é apenas uma parte do desafio.

Depois de retirar gás a grandes profundidades, uma empresa precisa processá-lo, transportá-lo, liquefazê-lo e finalmente entregá-lo ao mercado.

Em Cronos, boa parte dessa infraestrutura já existe.

As instalações de Zohr fornecem capacidade de processamento, enquanto Damietta oferece a estrutura necessária para transformar gás natural em GNL — gás natural liquefeito.

Assim, a Eni aproveita ativos existentes em vez de construir uma nova planta de liquefação dedicada ao Chipre. Esse modelo também reduz a quantidade de novas estruturas necessárias na superfície.

Ainda assim, a parte submarina permanece complexa. Quatro poços precisam ser conectados, e o gás precisa atravessar o Mediterrâneo com segurança. Por isso, engenharia e instalação de estruturas em águas profundas continuam representando uma parcela crítica do empreendimento.

É justamente nessa etapa que entra a McDermott.

Contrato pode chegar a US$ 750 milhões, mas o valor final permanece confidencial

A expressão utilizada pela McDermott exige atenção.

A companhia chama o contrato de “substantial”.

Dentro de sua metodologia de classificação, isso significa entre US$ 500 milhões e US$ 750 milhões.

Portanto, não é possível afirmar que a Eni “pagará US$ 750 milhões” à McDermott.

Também não é possível cravar US$ 500 milhões.

O que pode ser afirmado é que o valor contratual se encontra dentro dessa faixa segundo a classificação financeira divulgada pela contratada.

Essa diferença parece pequena, mas muda completamente a precisão da manchete. Em projetos offshore, contratos podem envolver opções, escopos adicionais e condições comerciais que as empresas não tornam públicas.

Assim, a faixa de até US$ 750 milhões mostra a dimensão do pacote sem inventar um valor exato que não foi divulgado.

Amazon foi construído justamente para trabalhos em águas ultraprofundas, mas anúncio não detalha todas as tarefas do navio

A McDermott também colocou um nome em destaque: Amazon.

Trata-se de um ativo especializado da frota de construção marítima da empresa, projetado para trabalhos submarinos complexos em grandes profundidades.

No comunicado, Mahesh Swaminathan, vice-presidente sênior de Subsea and Floating Facilities da McDermott, associou a conquista do contrato à capacidade integrada da companhia e ao seu ativo diferenciado de águas profundas, o Amazon.

Entretanto, a empresa não divulgou no anúncio um cronograma completo de mobilização.

Também não especificou publicamente cada trecho de tubulação, equipamento ou estrutura que será instalado pelo navio.

Por isso, qualquer descrição excessivamente detalhada do trabalho do Amazon neste momento seria especulativa.

O que está confirmado é que a frota de construção marítima da McDermott apoiará o projeto, enquanto a empresa executará gerenciamento, engenharia, aquisição e suporte à instalação.

Europa aparece no fim da rota porque segurança do abastecimento continua mudando o mapa mundial do gás

Cronos não está sendo desenvolvido apenas para atender o mercado local cipriota.

A Eni afirma que o GNL produzido em Damietta será direcionado aos mercados internacionais, principalmente à Europa.

Isso coloca o projeto dentro de uma transformação energética iniciada com força depois que o continente europeu passou a buscar maior diversificação de fornecedores de gás.

Nesse cenário, o Mediterrâneo Oriental ganhou importância.

Reservas descobertas em águas de Egito, Chipre e países vizinhos podem ser conectadas a instalações existentes e chegar aos compradores europeus na forma de GNL.

Por isso, Claudio Descalzi, CEO da Eni, relacionou Cronos diretamente à diversificação e à segurança do abastecimento de gás europeu.

Além disso, o executivo afirmou que o projeto ajuda a estabelecer um hub regional de gás no Mediterrâneo Oriental, aproveitando justamente a infraestrutura de hidrocarbonetos que o Egito já possui.

Cronos também pode ajudar a recolocar Damietta numa posição importante nas exportações egípcias de GNL

Existe ainda outro efeito.

Ao enviar gás para o Egito, Cronos fornece matéria-prima para uma planta de liquefação que já está construída.

Segundo a Eni, o projeto permitirá retomar exportações estruturais de GNL a partir de Damietta.

Portanto, um campo localizado no Chipre pode aumentar a utilização de infraestrutura egípcia.

Essa conexão demonstra por que compartilhar instalações pode alterar a economia de descobertas offshore.

Um campo isolado talvez não justifique sozinho uma nova planta de GNL.

Porém, quando existe uma instalação próxima com capacidade e conexões adequadas, o projeto pode avançar utilizando parte daquilo que já foi construído.

Consequentemente, descobertas futuras na região também poderão ser avaliadas dentro de uma lógica semelhante.

Bloco 6 guarda outras descobertas e Cronos pode abrir caminho para uma rede maior no Mediterrâneo Oriental

Cronos não está sozinho no Bloco 6.

A área também inclui Calypso, descoberta anteriormente, e Zeus, encontrado em 2022.

Isso cria uma possibilidade estratégica importante.

Se a infraestrutura implantada para Cronos funcionar conforme planejado, outros volumes descobertos na região poderão, dependendo de estudos e decisões futuras, aproveitar sinergias semelhantes.

Entretanto, isso ainda não significa que Calypso ou Zeus estejam automaticamente incorporados ao projeto atual.

Cada descoberta precisa passar por avaliação técnica, comercial e regulatória.

Ainda assim, Cronos estabelece algo que antes não existia: uma rota concreta para transformar gás cipriota offshore em GNL exportável utilizando infraestrutura egípcia.

Uma vez construída essa primeira ponte, projetos adicionais podem se tornar mais fáceis de avaliar.

O projeto mostra como a indústria offshore tenta gastar menos reaproveitando estruturas que já custaram bilhões

Durante décadas, grandes descobertas frequentemente resultavam em enormes projetos independentes.

Novas plataformas.

Novos dutos.

Novas unidades de processamento.

Em alguns casos, novas instalações de exportação.

Entretanto, a indústria passou a procurar maneiras de reduzir custos e encurtar cronogramas usando tie-backs, hubs e infraestrutura compartilhada.

Cronos leva essa lógica a uma escala internacional.

O campo fica em águas cipriotas, enquanto parte essencial da cadeia está no Egito.

Assim, em vez de duplicar estruturas, os parceiros conectam um novo reservatório a ativos existentes.

Essa lógica de compartilhamento também explica por que navios especializados e sistemas de instalação submarina continuam recebendo contratos bilionários mesmo quando operadoras tentam reduzir o número de grandes instalações fixas.

Quanto mais equipamentos vão para o fundo do mar, mais importante fica a capacidade de instalá-los, conectá-los e mantê-los.

Primeiro gás em 2028 é a meta; ainda existem dois anos de engenharia, fabricação e operações offshore pela frente

A decisão final de investimento representa um passo decisivo, mas Cronos ainda não está produzindo.

A meta oficial é levar o primeiro gás ao mercado em 2028.

Até lá, será necessário executar engenharia detalhada, contratar e fabricar equipamentos, preparar a infraestrutura submarina, realizar operações marítimas e integrar o sistema às instalações egípcias.

Além disso, projetos offshore profundos enfrentam riscos relacionados a cronograma, clima, disponibilidade de embarcações, cadeias de fornecimento e complexidade técnica.

Portanto, 2028 deve ser tratado como meta de início de produção, não como data garantida.

Ainda assim, a FID tomada em julho e a contratação da McDermott em setembro mostram que o projeto já passou da fase em que existia apenas como descoberta geológica.

Cronos entrou efetivamente na fase de execução.

Um campo descoberto há quatro anos agora conecta Chipre, Egito e Europa por baixo do Mediterrâneo

A história de Cronos começa com uma descoberta em 2022, mas sua importância só fica completamente visível quando se observa a rota planejada para o gás.

Quatro poços submarinos produzirão o combustível em águas profundas do Chipre.

Depois, um sistema submarino levará esse gás até o Egito.

Zohr fará parte do processamento.

Damietta transformará o produto em GNL.

Finalmente, navios poderão transportá-lo para compradores internacionais, principalmente europeus.

Enquanto isso, a McDermott assume um contrato classificado entre US$ 500 milhões e US$ 750 milhões, mobilizando conhecimento de quatro grandes centros internacionais e sua capacidade de construção offshore.

Se tudo avançar conforme planejado, Cronos produzirá aproximadamente 500 milhões de pés cúbicos de gás por dia, transformará o Chipre em produtor e exportador de gás e ajudará a alimentar uma infraestrutura de GNL localizada em outro país.

Assim, o grande diferencial do projeto talvez não esteja apenas nos mais de 3 trilhões de pés cúbicos encontrados no subsolo.

Está na solução escolhida para tirá-los de lá.

Em vez de construir uma cadeia completamente nova, Eni e TotalEnergies pretendem conectar uma descoberta cipriota a instalações egípcias já existentes e colocar o gás no mercado europeu em apenas seis anos desde a descoberta.

E você: faz mais sentido desenvolver novos campos offshore aproveitando instalações e gasodutos que já existem em países vizinhos, ou grandes reservas de gás deveriam ter infraestrutura própria para reduzir a dependência entre países?

Fonte

Offshore Energy