APROVADO O PLANO DE DESENVOLVIMENTO DE MERO, COM US$ 15,3 BILHÕES EM INVESTIMENTOS

Um novo marco importante para a Petrobrás e suas parceiras no consórcio que atua no bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos. A diretoria da Agência Nacional do Petróleo (ANP) aprovou na manhã de hoje (9) o primeiro plano de desenvolvimento do campo de Mero, que fica dentro da área de Libra. Ao todo, serão perfurados 65 poços na região e a previsão de investimentos por parte da Petrobrás e demais empresas do consórcio chegará a US$ 15,3 bilhões. O fator de recuperação de óleo previsto é de 30%.

Do total de poços previstos para o campo de Mero, 32 serão produtores e 33 serão injetores de água e gás (WAG). Como já é de conhecimento do mercado, Mero receberá 4 plataformas definitivas. O FPSO Guanabara deve começar suas atividades na área em março de 2022. Já o FPSO Sepetiba tem previsão de entrada em operação para o segundo trimestre de 2023. Por fim, o FPSO Marechal Duque de Caxias e o FPSO Mero 4 (ainda sem um nome definitivo) terão início de atividade no segundo trimestre de 2024 e no segundo trimestre de 2025, respectivamente.

O campo contará ainda com o FPSO Pioneiro de Libra, usado nos Sistemas de Produção Antecipada (SPA), que deverá atuar na região até 2029. A última produção de Mero foi de 24,5 mil barris de óleo por dia e 1,6 milhões m³ de gás por dia em julho de 2021, quando chegou ao fim o período do primeiro SPA.

A ANP também deu o sinal verde para o Acordo de Individualização da Produção de Mero, já que a jazida do ativo extrapola ao Norte e ao Sul a área do entorno (ring fence) do campo.

Com a aprovação pela ANP, a Petrobrás terá até 31 de dezembro para detalhar o cronograma de implantação dos equipamentos HISEP em cada um dos quatro módulos do campo. Para lembrar, o HISEP é uma nova tecnologia desenvolvida e patenteada pela Petrobrás para que, no fundo do mar, seja realizada a separação e a reinjeção do CO2 do petróleo nas rochas reservatórios.

A operadora terá ainda até 31 de dezembro de 2022 para apresentar a estimativa de custos com remoção de linhas e equipamentos. Por fim, a ANP exigiu que a Petrobrás apresente até 31 de dezembro de 2025 um relatório com a atualização da avaliação da viabilidade técnica e econômica dos cenários para aproveitamento de gás; e a previsão da disponibilidade da infraestrutura de exportação de gás natural para o período entre 2025 e 2035.