A China National Offshore Oil Corporation (doravante chamada de "CNOOC (25.650, 0,00, 0,00%)") anunciou no dia 26 que o Projeto Mero 4 no Brasil já entrou em produção de forma segura.

A CNOOC Petroleum Brasil Ltda, filial totalmente detida da CNOOC, possui 9,65% do contrato de participação em produção (PSC) do campo de petróleo Mero. O operador Petrobras detém 38,6% do interesse, a TotalEnergies possui 19,3%, a Shell possui 19,3%, a CNPC possui 9,65% e o Pré-Sal Petróleo S.A - PPSA, como representante da federação federal da região não contratada, possui 3,5%.

De acordo com o responsável da CNOOC, o campo de petróleo Mero está localizado na Bacia Pré-Sal de Santos, no mar sudoeste do Brasil, a cerca de 180 quilômetros de Rio de Janeiro, com uma profundidade de água entre 1.800 e 2.100 metros. O Projeto Mero 4, que agora entrou em produção, adotou o modelo de desenvolvimento de campos de petróleo pré-sal em águas profundas tradicional, ou seja, Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO) + sistema de produção subaquático. O projeto implantou 12 poços de desenvolvimento, incluindo 5 poços de produção, 6 poços de injeção alternada de água e gás e 1 poço de injeção secundária. Para garantir a maximização da produção, os poços de desenvolvimento do projeto foram equipados com tecnologia de finalização inteligente, que permite a conversão de poços de produção em poços de injeção por meio de controle remoto da plataforma. O projeto também adotou ativamente a concepção de desenvolvimento verde e de baixo carbono, utilizando a tecnologia de separação e reinjeção de gás associado no fundo do mar, alcançando simultaneamente o aumento da produção e a redução das emissões.

Além disso, o FPSO usado no Projeto Mero 4 é um dos maiores Unidades Flutuantes de Produção, Armazenamento e Transferência do mundo. Esse FPSO foi construído e integrado na China em dezembro de 2024 e chegou à área-alvo em março de 2025. Ele tem uma capacidade de processamento de petróleo bruto de 180 mil barris por dia, uma capacidade de processamento de gás natural de 12 milhões de metros cúbicos por dia e uma capacidade de injeção de água de 250 mil metros cúbicos por dia. Após a entrada em produção do projeto, a produção diária total de petróleo bruto do campo será aumentada para 770 mil barris.