May 26, 2025

Primer petróleo de la FPSO Mero-4

Shell Brasil, con una participación del 19,3%, inició la producción en buque flotante de producción, almacenamiento y descarga, (FPSO, Alexandre de Gusmão, localizado en el campo Mero, en la Cuenca de Santos.


Como parte del proyecto Mero-4, la FPSO se conectará a 12 pozos, con una capacidad operativa de 180.000 barriles de producción de petróleo y 12 millones de metros cúbicos de compresión de gas al día.La FPSO se ubica a 180 kilómetros de la costa de Río de Janeiro, a una profundidad de agua de aproximadamente 2.000 metros.

Peter Costello

Peter Costello, Presidente de Upstream de Shell, declaró “Mero-4 es el ejemplo más reciente de cómo trabajamos con nuestros socios para generar valor en yacimientos de clase mundial, manteniendo la producción de líquidos esenciales y satisfaciendo las necesidades energéticas actuales del mundo. Nuestra cartera en Brasil incluye activos de larga duración con altos caudales, lo que resulta en algunos de nuestros barriles más competitivos tanto en costos operativos como en huella de carbono”.

AEl campo unificado Mero es operado por Petrobras (38,6%), en asociación con Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNPC (9,65%), CNOOC (9,65%) y Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) (3,5%), que representa al Gobierno en el área no contratada.

 

NOTAS:

  • La decisión final de inversión en Mero-4 se anunció en Agosto del 2021.
  • El campo Mero forma parte del Contrato de Producción Compartida (PSC) de Libra, firmado en Diciembre del 2013.
  • Las FPSO Guanabara (Mero-1), Sepetiba (Mero-2) y Marechal Duque de Caxias (Mero-3) entraron en funcionamiento en 2022, 2023 y 2024, respectivamente. En total, las cuatro FPSO y un Sistema de Producción Temprana (EPS) tienen una capacidad de producción instalada de 770.000 barriles de petróleo al día.
  • Shell es el segundo mayor productor de petróleo y gas de Brasil, solo superado por Petrobras.
  • Mero-4 contribuye al compromiso de Shell, celebrado en el Día del Mercado de Capitales del 2025, de ejecutar proyectos de gas integrados y upstream que entrarán en funcionamiento entre 2025 y 2030 con una producción máxima total de más de 1 millón de barriles equivalentes de petróleo por día (bep/d).La capacidad operativa indicada anteriormente representa el 100 % de la capacidad bruta total.