Navio-plataforma Alexandre de Gusmão atingiu a capacidade máxima prevista em projeto.
Campo registrou produção média de aproximadamente 740 mil barris de petróleo por dia no segundo trimestre de 2026.
A produção em Mero é conduzida por um consórcio liderado pela Petrobras.
O navio-plataforma Alexandre de Gusmão atingiu a capacidade máxima prevista em projeto, de 180 mil barris de petróleo por dia, no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A unidade é a quinta instalada na área, que é atualmente o terceiro maior campo produtor de petróleo do país, atrás de Búzios e Tupi.
Localizado a cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, Mero está em uma região de águas ultraprofundas, com aproximadamente 2,1 mil metros de profundidade.
O Alexandre de Gusmão é um FPSO, tipo de navio utilizado para produzir, processar, armazenar e transferir petróleo e gás em áreas offshore. A unidade é afretada da SBM Offshore e foi projetada para receber inicialmente 12 poços, sendo seis destinados à produção de petróleo e seis à injeção alternada de água ou gás.
Até o momento, cinco poços produtores e três injetores estão conectados ao navio-plataforma.
Além do Alexandre de Gusmão, Mero conta com os FPSOs Pioneiro de Libra, Guanabara, Sepetiba e Marechal Duque de Caxias. Segundo dados apresentados pela Petrobras, o campo registrou produção média de aproximadamente 740 mil barris de petróleo por dia no segundo trimestre de 2026, período em que o Alexandre de Gusmão a inda não havia alcançado sua capacidade máxima.
Mero também utiliza um sistema de monitoramento sísmico permanente, conhecido como PRM (Permanent Reservoir Monitoring). A estrutura reúne sensores instalados no fundo do mar para acompanhar o comportamento dos reservatórios e apoiar decisões sobre a produção.
Outra tecnologia prevista para o campo é o HISEP (High Pressure Separation), desenvolvida pela Petrobras e ainda em fase de qualificação. O sistema foi projetado para separar, ainda no fundo do mar, o petróleo do gás associado com alta concentração de dióxido de carbono. A proposta é permitir a reinjeção do gás no reservatório.
A produção em Mero é conduzida por um consórcio liderado pela Petrobras. Também participam Shell Brasil, TotalEnergies, CNPC, CNOOC e Pré-Sal Petróleo (PPSA), que representa a União e exerce a função de gestora do contrato de partilha.
A diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, afirmou que a chegada da unidade ao nível máximo de produção representa o cumprimento das metas estabelecidas para o projeto. Já a diretora de Exploração e Produção, Sylvia Anjos, relacionou o resultado ao aumento da eficiência operacional dos ativos da companhia.
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