Um novo campo de petróleo no sul de Yamal, com reservas geológicas de 55 milhões de toneladas de petróleo, cuja descoberta foi anunciada pela “Gazprom (MOEX: GAZP) Neft”, pode se tornar um novo elo no cluster ártico da empresa. Para esclarecer o potencial de produção, serão necessárias atividades de exploração adicional, que podem levar até três anos e exigir investimentos de 10 a 30 bilhões de rublos. Os custos para a criação de infraestrutura e perfuração são estimados em centenas de bilhões de rublos.
“Gazprom Neft” anunciou a descoberta do campo no sul de Yamal, com reservas geológicas de 55 milhões de toneladas de petróleo, informou a empresa em 11 de fevereiro.
A jazida está localizada dentro das áreas Sul Novopotovskoye e Saletinskoye, que fazem parte do cluster da empresa na região e incluem também o terminal “Portas do Ártico” na bacia da baía de Ob.
Como destacou a empresa, esta é a maior descoberta de petróleo em Yamal nos últimos 30 anos. A descoberta foi precedida por um ciclo de três anos de trabalhos de exploração geológica, incluindo pesquisas sísmicas, bem como o desenvolvimento de modelos geológicos e hidrodinâmicos. O monitoramento das perfurações ocorreu remotamente a partir do centro de controle em Tyumen. “Gazprom Neft” planeja realizar a exploração adicional em breve para esclarecer o potencial de produção. A empresa não respondeu a perguntas adicionais.
Segundo Dmitry Kasatkin, sócio-gerente da Kasatkin Consulting, a exploração adicional do projeto pode levar de dois a três anos e custar entre 10 e 30 bilhões de rublos. Para a construção de infraestrutura e perfuração do fundo de exploração, os investimentos podem alcançar centenas de bilhões de rublos, acrescentou ele. Ao mesmo tempo, o senhor Kasatkin observou que, no âmbito do cluster, o CAPEX pode ser otimizado com a utilização do campo Novopotovskoye e do terminal “Portas do Ártico”.
O chefe do departamento de análises da “Rikom-Trast”, Oleg Abelev, acredita que a entrada do projeto em uma fase estável levará de cinco a seis anos, e o pico de produção será alcançado após 2030. Segundo suas palavras, o nível de produção ideal para a infraestrutura ártica é de 3 a 3,5 milhões de toneladas de petróleo por ano. O aumento dos volumes para 5 milhões de toneladas é tecnicamente viável, observa o analista, mas exigirá uma perfuração mais intensiva e um aumento significativo dos custos de capital. Um nível estável de produção, acrescenta ele, poderá ser mantido por 10 a 12 anos.
As características do objeto permitem classificá-lo como um tipo de campo de petróleo e gás, e a base de matérias-primas provavelmente é composta de petróleo de baixo teor de enxofre, gás e condensado, acredita Dmitry Kasatkin.
O petróleo obtido pode ser integrado ao tipo ártico Novy Port, que é demandado em mercados de exportação e como matéria-prima para processamento profundo.
Ao mesmo tempo, continua o analista, a presença de gás e condensado exigirá da “Gazprom Neft” a criação de um sistema abrangente de coleta e preparação, bem como esquemas eficazes de gerenciamento de gás associado.
Uma vantagem estratégica do novo campo é o aumento da participação de tipos de petróleo de baixo teor de enxofre, observa também o CEO da Open Oil Market, Sergey Tereshkin. A demanda por esse tipo de matéria-prima, explica, permanece estável devido ao endurecimento dos padrões de combustível marítimo e de aviação. Segundo Tereshkin, o petróleo ártico será demandado em regiões com uma infraestrutura de refino robusta — China, Índia e Oriente Médio.
Segundo dados do Ministério da Natureza, em 2025 foram descobertos 31 campos de petróleo na Rússia, e as reservas de petróleo e condensado aumentaram em 640 milhões de toneladas.
Os maiores campos de hidrocarbonetos foram encontrados em Yamal e na região de Krasnoyarsk. A descoberta da “Gazprom Neft” não altera o equilíbrio do mercado russo, mas confirma que Yamal pode gradualmente substituir a Sibéria Ocidental, aponta Oleg Abelev. Segundo Dmitry Kasatkin, o campo garante à “Gazprom Neft” uma reserva de longo prazo para o desenvolvimento do cluster ártico. A exploração do projeto, acrescenta ele, permitirá mitigar os riscos de redução da produção em campos maduros de províncias tradicionais de petróleo e gás.
Fonte: Kommersant
