Quinta unidade instalada no terceiro maior ativo do pré-sal atinge o platô de 180 mil barris por dia; projeto consolida avanços tecnológicos com monitoramento PRM e tecnologia HISEP®.
O navio-plataforma (FPSO) Alexandre de Gusmão atingiu a capacidade máxima de produção no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos, alcançando a marca de 180 mil barris de óleo por dia (bpd). A unidade afretada junto à SBM Offshore é a quinta a operar na jazida, consolidando o ativo como o terceiro maior campo produtor do país, atrás apenas de Búzios e Tupi.
A operação prevê a conexão de 12 poços no total, sendo seis produtores de óleo e seis injetores alternados de água e gás. A malha de interligação submarina já conta com cinco poços produtores e três injetores operacionais, acelerando a curva de aprendizado e o escoamento de volumes no bloco sob regime de partilha da produção.
Para a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, “cada unidade que atinge o patamar máximo de produção previsto em projeto, além de contribuir para o resultado da empresa, confirma a superação de grandes desafios técnicos e o acerto das estratégias que temos adotado”.
Curva de aprendizado e eficiência operacional no pré-sal
A entrada no topo de produção do Alexandre de Gusmão reforça a trajetória de crescimento do ativo, que opera em conjunto com outros quatro FPSOs: Pioneiro de Libra, Guanabara, Sepetiba e Marechal Duque de Caxias. O desempenho da nova unidade amplia a capacidade de extração e a eficiência operacional em uma das áreas de maior produtividade da Bacia de Santos.
No segundo trimestre de 2026, o campo registrou produção média de aproximadamente 740 mil barris por dia (mbpd), volume contabilizado antes mesmo do atingimento do platô pelo novo FPSO.
A diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, destaca que “o ativo de Mero teve uma produção média de cerca de 740 mbpd no segundo trimestre de 2026, ainda sem o topo do Alexandre de Gusmão. O topo da unidade mostra que seguimos uma trajetória firme de aumento da eficiência operacional dos nossos ativos”.
Inovação submarina: monitoramento PRM e tecnologia HISEP®
Além do ganho de escala em volume, o desenvolvimento de Mero posiciona a jazida como polo de validação técnica para reservatórios de alta profundidade. O ativo abriga o maior projeto de monitoramento sísmico do mundo, o Permanent Reservoir Monitoring (PRM). A infraestrutura submarina é composta por uma rede de sensores e instrumentos óticos desenhada para mapear o comportamento dos fluidos em tempo real e maximizar o fator de recuperação do petróleo.
O campo também foi selecionado para receber o HISEP®, tecnologia patenteada pela estatal que realiza a separação submarina do gás associado rico em CO₂ diretamente no leito marinho, reinjetando-o no reservatório sob alta pressão. A solução descarrega o topo da plataforma, otimiza o consumo de energia e reduz a pegada de carbono da operação.
O campo de Mero é operado pela Petrobras em consórcio sob regime de partilha, em parceria com a Shell Brasil, TotalEnergies, CNPC, CNOOC e a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), que atua como gestora do contrato e representante da União.
