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Campo de Mero recebe 84 sensores sísmicos a 2 mil metros de profundidade, capazes de operar por até 5 anos e transmitir dados por laser para monitorar o pré-sal
Escrito por Carla Teles
Publicado em 10/10/2026 às 15:09
Atualizado em 10/10/2026 às 15:10
Setor Offshore
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Campo de Mero recebe 84 sensores sísmicos a 2 mil metros, com operação de até cinco anos e transmissão óptica para monitorar reservatórios do pré-sal.
O Campo de Mero, localizado no pré-sal da Bacia de Santos, recebeu 84 sensores sísmicos OD OBN instalados no fundo do mar a aproximadamente 2 mil metros de profundidade. A implantação integra um projeto desenvolvido por Shell Brasil, Petrobras, SENAI CIMATEC e Sonardyne para testar uma nova forma de realizar monitoramento sísmico 4D dos reservatórios offshore.
As informações foram divulgadas pela Sonardyne em maio de 2026, em comunicado datado de 19 de maio. A instalação concluiu a primeira fase de qualificação da tecnologia, resultado de oito anos de desenvolvimento, fabricação de protótipos, testes laboratoriais e mais de 2 mil dias de avaliações em águas profundas.
Campo de Mero recebe 84 unidades instaladas no fundo do mar
A primeira etapa de campo envolveu a implantação de 84 unidades OD OBN a aproximadamente 2 mil metros de profundidade. Os equipamentos formam um lote piloto destinado a comprovar, em ambiente real, a logística de instalação e o desempenho do sistema.
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O Campo de Mero é operado por um consórcio formado pela Petrobras, com participação de 38,6%; Shell Brasil e TotalEnergies, com 19,3% cada; CNPC e CNOOC, com 9,65% cada; e PPSA, com 3,5%.
O projeto utiliza recursos da Shell Brasil e do CENPES, da Petrobras, por meio da cláusula de pesquisa, desenvolvimento e inovação da ANP. A execução envolve SENAI CIMATEC e Sonardyne.
Sensores podem permanecer até cinco anos no fundo do mar
Um dos diferenciais da tecnologia está no tempo de permanência dos equipamentos. Os nós OD OBN foram desenvolvidos para operar no fundo do mar por até cinco anos, podendo ser ativados ou desativados remotamente conforme a necessidade de aquisição de dados.
A capacidade técnica do sistema prevê operação em profundidades de até 3 mil metros. Isso não significa que as unidades instaladas atualmente em Mero estejam nessa profundidade: o lote piloto foi colocado a cerca de 2 mil metros, enquanto 3 mil metros correspondem ao limite operacional informado para a tecnologia.
Essa longa permanência busca reduzir a necessidade de repetidas campanhas de instalação e retirada dos sensores sempre que uma nova aquisição sísmica for realizada.
Comunicação óptica permite retirar dados sem recuperar os sensores
Durante a implantação no Campo de Mero, parte dos equipamentos também passou por testes de validação da transmissão de dados utilizando comunicação óptica a laser.
A Sonardyne desenvolveu tecnologias de comunicação acústica e óptica submarina que permitem controlar os nós e recuperar os dados armazenados sem conexão física convencional. Veículos submarinos podem se aproximar dos equipamentos e realizar a comunicação óptica para coletar as informações registradas.
Os sensores podem, portanto, permanecer instalados no leito marinho enquanto os dados são recuperados por comunicação sem fio. A empresa também participa da integração de sistemas e da fabricação do lote piloto juntamente com o SENAI CIMATEC.
Sísmica 4D acompanha mudanças dentro dos reservatórios
Os nós OD OBN captam ondas sísmicas refletidas pelas estruturas geológicas onde estão localizados os reservatórios de petróleo. Depois da coleta, os registros são processados em sistemas computacionais para produzir informações sobre o comportamento do campo.
A chamada sísmica 4D utiliza levantamentos realizados em momentos diferentes para acompanhar alterações no reservatório ao longo da produção. No Campo de Mero, a tecnologia deverá ser avaliada como uma ferramenta para apoiar decisões relacionadas à extração e à injeção de fluidos.
Essas informações podem auxiliar no ajuste das taxas de produção e na reinjeção de água e gás utilizada para estimular os poços. O objetivo é permitir decisões de gerenciamento de reservatório mais frequentes e precisas.
Projeto passou por oito anos de desenvolvimento e testes
A chegada dos primeiros 84 sensores ao fundo do mar é resultado de um processo iniciado anos antes da instalação offshore. Segundo as informações divulgadas, foram oito anos de desenvolvimento tecnológico até a conclusão dessa primeira fase de qualificação.
O percurso incluiu projeto conceitual, construção de protótipos e avaliações em laboratório. A tecnologia também acumulou mais de 2 mil dias de testes em ambientes de águas profundas antes da implantação do lote piloto em Mero.
Essa etapa permitiu verificar não apenas o funcionamento individual dos sensores, mas também a logística necessária para colocar dezenas de equipamentos no leito marinho e estabelecer comunicação com eles durante as operações.
Aquisição sísmica e recuperação dos dados serão próximas etapas
A implantação dos sensores não encerra a qualificação. As próximas fases previstas incluem aquisição sísmica, recuperação dos dados registrados, processamento e interpretação das informações obtidas pelo sistema.
O levantamento sísmico será realizado sobre a área monitorada. Depois disso, os dados armazenados nos nós serão recuperados por comunicação óptica e seguirão o fluxo tradicional de processamento e interpretação utilizado em levantamentos sísmicos 4D.
Somente após essas etapas será possível avaliar de forma mais completa o desempenho da solução no Campo de Mero e sua capacidade de apoiar o gerenciamento dos reservatórios.
Tecnologia é fabricada no Brasil por parceria de P&D
Outro ponto destacado pelo projeto é o desenvolvimento industrial associado à tecnologia. O sistema piloto é produzido no Brasil por meio da colaboração entre Sonardyne e SENAI CIMATEC, dentro de uma iniciativa que também envolve Petrobras e Shell Brasil.
A Petrobras destacou que o trabalho representa uma iniciativa para desenvolver no país uma tecnologia destinada ao monitoramento sísmico dos campos do pré-sal. A proposta é transformar investimento em pesquisa e desenvolvimento em uma solução aplicável às operações offshore.
A Sonardyne também indicou que pretende avançar para uma etapa de comercialização e fabricação completa dos OD OBNs no Brasil, após a conclusão das fases de validação previstas no projeto.
Monitoramento permanente pode mudar campanhas sísmicas no pré-sal
A principal mudança proposta pelo OD OBN está na possibilidade de deixar os sensores instalados por longos períodos. Em campanhas convencionais, equipamentos podem precisar ser mobilizados novamente sempre que uma nova aquisição for necessária.
Com unidades capazes de permanecer até cinco anos no fundo do mar e transmitir informações por comunicação óptica, a estrutura busca tornar o monitoramento mais disponível ao longo da vida produtiva do campo.
No Campo de Mero, os primeiros 84 sensores representam justamente o teste em escala real dessa proposta. O desempenho das próximas etapas mostrará até onde o sistema poderá reduzir complexidade operacional e melhorar a frequência de aquisição de dados sísmicos.
Campo de Mero vira laboratório para nova geração de monitoramento submarino
A implantação reúne números incomuns em uma única operação: 84 sensores a cerca de 2 mil metros de profundidade, capacidade de permanência de até cinco anos e transmissão óptica de dados, após oito anos de desenvolvimento tecnológico.
Ainda falta concluir as etapas de aquisição sísmica, recuperação e interpretação dos registros antes da avaliação final da qualificação. Por isso, os benefícios operacionais definitivos do sistema ainda precisam ser comprovados pela sequência do projeto.
Mesmo assim, a instalação coloca o Campo de Mero no centro de uma experiência tecnológica voltada ao acompanhamento contínuo dos reservatórios do pré-sal brasileiro.
Conteúdo reproduzido originalmente em: clickpetroleoegas por Carla Teles.