A Petrobras e os parceiros do Consórcio de Libra oficializaram um investimento de cerca de US$ 450 milhões para implementar o que está sendo considerado o mais extenso projeto de monitoramento sísmico do planeta. A iniciativa foca no campo de Mero, localizado na Bacia de Santos, e utiliza uma infraestrutura submarina de alta tecnologia para monitorar o comportamento do reservatório de petróleo em tempo real.
O sistema funciona como uma espécie de ultrassom do subsolo marinho. Por meio de uma rede de sensores e instrumentos óticos, a companhia consegue visualizar as estruturas geológicas e a movimentação de fluidos como óleo, gás e água. Essa visibilidade é crucial para entender como o reservatório reage à extração ao longo dos anos.
Recorde de produção e gestão de reservatórios
A relevância do campo de Mero para a matriz energética brasileira é crescente. Em janeiro de 2026, a área atingiu a marca de 680 mil barris por dia na média mensal. Com o aumento da produção, o desafio técnico passa a ser a recuperação máxima de petróleo, evitando desperdícios e otimizando o fluxo dentro das camadas de rocha abaixo do leito oceânico.
O projeto é inédito em águas profundas e foca no gerenciamento aprofundado da dinâmica do reservatório. Ao entender para onde o óleo se desloca, a Petrobras consegue ajustar a operação para garantir que o máximo de recurso seja aproveitado, prolongando a vida útil do campo produtor.
A tecnologia PRM e a redução de emissões
A tecnologia utilizada é conhecida pela sigla PRM (Permanent Reservoir Monitoring), ou Sistema de Monitoramento de Reservatórios Permanente. Trata-se da instalação de uma rede fixa de sensores diretamente no solo oceânico. Diferente das pesquisas sísmicas tradicionais, que são feitas periodicamente por navios, o PRM permite uma coleta de dados constante e muito mais precisa.
Além do ganho financeiro, a tecnologia possui um viés ambiental. Ao otimizar o gerenciamento dos campos, a estatal consegue maximizar a produção sem a necessidade de um aumento relevante nas emissões de gases. Isso contribui diretamente para a redução da pegada de carbono por barril produzido, alinhando a extração às metas de sustentabilidade da companhia.
Cronograma e expansão do sistema óptico
A primeira fase do projeto já apresenta resultados físicos. Em março deste ano, foi concluída a instalação de mais de 460 km de cabos com sensores ópticos. Essa rede cobre uma área de 222 km² e está conectada aos FPSOs Guanabara (Mero 1) e Sepetiba (Mero 2), plataformas que possuem a função de produzir, armazenar e descarregar o petróleo.
A coleta dos primeiros dados gerados por essa rede está prevista para começar no segundo trimestre de 2026. A partir daí, os engenheiros e geólogos da companhia terão em mãos um mapa dinâmico do que acontece quilômetros abaixo da lâmina d’água, permitindo intervenções mais assertivas nos poços.
Segunda etapa e integração de dados
Uma segunda fase já está em andamento para ampliar a cobertura do sistema. Estão sendo construídos mais 316 km de cabos sismográficos, que deverão cobrir outras 140 km² das áreas de produção. Desta vez, o foco será o atendimento às plataformas Duque de Caxias (Mero 3) e Alexandre de Gusmão (Mero 4), com conclusão prevista para 2027.
Atualmente, o processamento dessas informações ocorre em computadores instalados a bordo das próprias plataformas. Contudo, o planejamento da Petrobras prevê que, no futuro, todos os dados coletados sejam enviados diretamente para a sede da companhia, no Rio de Janeiro, por meio de conexões de fibra ótica de alta velocidade.
Uso de Inteligência Artificial e Parceria com a UFRJ
Para lidar com o volume massivo de informações geradas pelo sistema PRM, a Petrobras estabeleceu uma cooperação técnica com a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). O objetivo é utilizar Inteligência Artificial para capturar e analisar informações continuamente. A IA ajudará a identificar padrões de comportamento no reservatório que seriam imperceptíveis em análises manuais.
Essa integração tecnológica fortalece a pesquisa científica brasileira e aumenta a segurança operacional. “A coleta de dados sísmicos permitirá melhor gerenciamento do campo e aumento da produção”, destaca o texto técnico do projeto, reforçando que a digitalização do subsolo é o novo padrão para a indústria de óleo e gás em águas ultraprofundas.
O consórcio responsável por Libra
O campo de Mero opera sob o regime de partilha de produção e pertence ao Consórcio de Libra. A Petrobras atua como operadora da área em parceria com gigantes globais do setor: Shell Brasil, TotalEnergies, as chinesas CNPC e CNOOC, além da estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).
A PPSA exerce o papel de gestora do contrato e representante da União na área. O investimento de US$ 450 milhões é compartilhado entre esses parceiros, consolidando o Brasil como um laboratório de inovação para a extração em águas profundas e reafirmando o compromisso do grupo com o desenvolvimento tecnológico da Bacia de Santos.
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