巴西国家石油公司（Petrobras）刚刚发布了其2026-2030年战略计划，作为离岸场景的主要动力能源，有必要对巴西市场上的下一个FPSO进行更新。

FPSO P-78 - 2025

P-78

FPSO P-78是布齐奥斯的第6个项目，是世界上 deepest waters 的最大油田。随着“第一桶油”预计在2025年12月开采，该装置在国家公司提高该油田的日产量到160万桶的十年目标中发挥着关键作用。

P-78由Seatrium交付。这个复杂的安排涉及在韩国现代重工业建造新的船体， 在BrasFELS船厂（安格拉 dos Reis，RJ）建造战略模块， 最后在新加坡进行最终集成。

在一项物流创新中，该单位进行了新加坡-巴西的航行，船员在船上，这使得在航行期间可以继续进行调试，并在大约两周内提前开始生产。该平台于2025年9月30日到达布齐奥斯海上油田的租赁地点，并且目前处于海底互联的最后阶段。

P-78 旨在圣桑托斯盆地盐下地区运营，水深可达2,100米，具有180,000桶/日的生产能力以及720万立方米/日的气体处理能力。该项目由布齐奥斯联合体管理，由巴西国家石油公司（Petrobras，占88.99%）领导，与中国海洋石油集团有限公司（CNOOC，占7.34%）和中国石油天然气股份有限公司（CNODC，占3.67%）合作，PPSA（巴西石油共享服务公司）作为共享合同的管理方。

FPSO P-79 - 2026

P-79

FPSO P-79是Búzios油田的第八个最终开发单元，是P-78的直接“姐妹”，也是仅有的两个根据巴西国家石油公司（Petrobras）基本参考设计（PBREF）开发的项目。其容量与前一个项目相同，每天18万桶石油和720万立方米天然气。P-79的主要区别在于其执行策略和建设联盟。

与P-78（由Seatrium/新加坡交付）不同，P-79是在联合企业中由意大利的Saipem和韩国的DSME（现为Hanwha Ocean）组成的。建造策略显著不同：

• 集中化整合：无论是船体的建造还是模块的最终整合均在韩国巨济的Hanwha Ocean船厂进行，而P-78则在新加坡进行整合。
• 供应链： topsides 的制造的生产已实现全球化，主要组件来自中国（由青岛的COOEC提供）、印度尼西亚，以及部分本地内容在巴西执行（南里奥格兰德州的EBR船厂）。

该平台于2025年11月11日从韩国船厂启航。复制P-78的物流成功，P-79也进行跨洋航行。这一操作使调试团队能够在航行期间进行关键的工业系统测试，以减少启动时间，预计于2026年初抵达巴西。

FPSO P-80, P-82 和 P-83 - 2027

头盔 P-80 / CIMC 哈夫拉

AsP-80, P-82 e P-83是FPSO类型的装置，用于开发桑托斯盆地的布齐奥斯油田。

• P-80: 第九个将要在布齐奥斯安装的单位。
• P-82: 第十个将在布齐奥斯安装的单元。
• P-83: 第11个将安装在布齐奥斯的装置。

这些装置是全球石油和天然气工业中最大的装置之一。这三座装置都具有相似的技术规格，专注于高生产力：

石油生产能力： 225.000 桶/日

气体处理能力： 1200万立方米/天

巴西石油公司采用了EPC（工程、采购和施工）模式进行招标由于新加坡两大巨头的合并，这些建设项目最终归入了Seatrium集团的伞下（Keppel与Sembcorp合并），但最初的合同是：

• P-80 e P-83: 最初由Keppel Shipyard订购。
• P-82: 最初由胜科海事签订。

预计这些装置将在2027年投入运营。

这个三人组的一个重要特点是专注于减少碳排放，整合了“绿色平台”的概念。主要技术包括：

• CCUS (碳捕集、利用与封存): 碳捕集、利用与封存技术，其中从天然气中分离出的富含二氧化碳被重新注入到储层中，避免其排放到大气中，并增加压力以开采石油。
• 封闭式火炬： “封闭式火炬”系统在常规操作中避免火炬燃烧气体，大大减少排放和气体浪费。
• 数字孪生： 使用数字孪生进行远程监控和实时运营优化。

FPSO RAIA - 2028

头盔 FPSO 鲁阿 / Repsol 中石油

不仅仅是一个浮式生产储卸油船（FPSO），Raia项目包括一个FPSO，其气体出口能力为每天1600万立方米，直接面向国内市场，也就是说，几乎是一个浮动的大型天然气处理平台（UPGN）和一条长达200公里的连接到大陆的长距离天然气管道。

在 Equinor 和 Tenaris 之间价值 20 亿雷亚尔的合同中，我们庆祝了在生产已经交付的 200 公里管道时 99% 的本地化内容。

交付200公里的钢管 / Tenaris SP

旧的BM-C-33区块包括Pão de Açúcar、Gávea和Seat三个领域。Consórcio Raia的运营由Equinor35%负责，与Repsol Sinopec Brasil35%和Petrobras30%合作，该项目承诺每桶原油仅排放6公斤的CO2。

FPSO雷亚/雷普索尔中石化时间线

FPSO P-84 和 P-85 - 2029 和 2030

P-84（Atapu-2）和P-85（Sépia-2）平台作为巴西石油公司（Petrobras）历史上最大的浮式生产、处理和储存装置（FPSO），每天可处理225,000桶石油。这两个项目的关键优势是其天然气出口能力（每天1000万立方米的压缩机专门用于出口），这使它们在其他主要关注再注入的大型近期开发项目（如Bacalhau或PBAC项目）中脱颖而出。

P-84 / 巴西国家石油公司

与Seatrium船厂签署了一项价值81.5亿美元的合同，这些船只预计在2029年至2030年间开始出油，并且对于国有的石油公司在本十年末维持生产至关重要。建设遵循全球模式：船体在中国的CIMC Raffles制造，而模块集成在巴西（Seatrium Aracruz）和新加坡进行。

P84 项目钢材切割仪式 / Seatrium

创新与可持续性（全电概念） 该设计整合了多种高效技术，旨在将温室气体排放量减少30%：

• 封闭循环气体：完全消除燃烧（零常规火炬）和常规通风，通过回收储罐蒸汽和火炬气体进行能量再利用。
• CCUS和热效率：从气体中分离并捕获CO2，结合残余热能回收(Whru)进行能源回收，以及在深水捕获水用于更高效的冷却。

合作结构

• P-84 (Atapu): 巴西国家石油公司 (65.7%), 荷兰皇家壳牌 (16.7%), 总统能源 (15%), 葡萄牙国家石油公司 (1.7%) 和 PPSA (0.9%).
• P-85 (棕褐色): Petrobras (55.3%), TotalEnergies (16.9%), Petronas (12.7%), QatarEnergy (12.7%) 和 Petrogal (2.4%).

FPSO 猫鼬 - 2029

在2022年中期选择由BW Offshore和Saipem组成的财团后，壳牌在同年11月取消了招标，理由是通货膨胀上升和确保资产经济可行性的需要。于是，2023年至2024年的时期被用来彻底重新设计项目以削减成本。

越过这一阶段后，最终投资决策（FID）于2025年3月公布。2025年7月，商业性宣布以及由BM-S-54和Gato do Mato南区块整合而成的资产，含有41º API的轻质原油，正式命名为Orca油田。在这个新的配置中，由Shell（70%）和Ecopetrol（30%）组成的财团选择了日本MODEC来建造FPSO，预计2029年首次产油。

第一次剪铁仪式 / Modec

FPSO REVIT 鲨鱼与卡拉辛加 - 2031+

巴拉库达和卡拉廷加地图

在原合同模式失败后，巴拉卡杜和卡塔琳加球场的振兴项目经历了战略性的重大调整。

最初，巴西石油公司计划租用一座每天10万桶的新型浮式生产储卸油船（FPSO），以替换旧的装置（P-43和P-48），旨在提高运营效率和降低成本。然而，2023年发布的国际招标仅收到一份报价（来自Shapoorji Pallonji），其过高的价格使项目在经济上不可行，导致2024年招标取消。

为了克服成本危机和市场资金短缺，巴西石油公司重新调整了基于三个支柱的项目：

BOT模式（建设-运营-转让）：与传统租赁不同，新的BOT模式提前购买资产。巴西石油公司（Petrobras）在建设完成时即拥有装置的所有权，甚至在第一桶油之前。在这种模式下，承包商在生产阶段的角色被重新配置，作为第三方运营商在活动的前几年内运作。

技术简化: 对工程进行彻底审查（重新回到绘图板），以减少规格和成本，使工厂适应更现实的生产曲线。

循环经济与再利用： 决定利用已概念性批准的P-37来再利用退役平台的罩体，以减少对亚洲船厂的依赖并促进本地工业的发展。

FPSO REVIT DE ALBACORA - 2031+

金枪鱼农场

该项目旨在更新Albacora的成熟资产，用新的FPSO（每天处理120万桶石油）替换旧设备（P-25和P-31）。该项目有两个目标：一是回收盐下地区的剩余石油，二是开发位于前盐区的Forno储油区，并将其与Brava Northern区块整合开发。

巴西国家石油公司（Petrobras）由于市场成本高昂，难以确保新平台的合同顺利签订。在从租赁模式转变为BOT（建设-运营-转让）模式后，这家国营企业将招标截止日期推迟至2026年5月25日。

官方理由是需要审查技术和经济假设，以使项目符合市场现实。

尽管招标仍然开放，但该项目在长期规划上遭遇了挫折。2025年11月28日批准的2026-2030商业计划移除了今年的金枪鱼合同，将新系统的预期入役时间推迟到2030年以后。这一推迟引发了对现有平台的困境。例如，P-31已经通知工会有关 decommissioning 的程序。在短期内没有新的 FPSO 的情况下，巴西石油公司必须在对 P-25/P-31 进行昂贵的寿命延长投资还是提前拆除它们之间做出决定，这将导致在下十年内该油田的生产中断。

FPSO 东/南 Marlim 复合体 - 2031+

马林姆东

马里姆南

资产 revitalization 和 替代

马林南和马林东的复苏项目旨在现代化生产和延长这些油藏的使用寿命。新的设施（P-86）将取代目前在该地区运行的P-38、P-40、P-53 和 FPSO 迭特洛伊市。

P-86的状态（成本降低的焦点）

尽管P-86对替换这四艘船只具有战略重要性，但它经历了重新定义：

• 返回项目阶段： 巴西石油公司暂停了招标，单位回到了基本工程阶段。
• 经济原因: 市场提供的提案具有非常高的资本支出（CAPEX），使得无法立即签约。
• 当前目标： 项目正在被审查以简化规格并降低成本，旨在寻求一种更“精简”的技术解决方案并在财务上具有可行性，然后再进行新的招标尝试。

SEAP 2 和 SEAP 1 - 2030 和 2031+

SEAP 1 和 SEAP 2 / 巴西能源

在多年的不确定性和挫折尝试之后，巴西国家石油公司（Petrobras）终于在2025年11月正式批准了与荷兰公司SBM Offshore签订的SEAP I和SEAP II浮式生产储卸油船（FPSO）合同。这一决定结束了该国石油公司历史上最复杂的招标之一，并标志着塞拉利昂州工业的恢复。

塞尔吉皮深水项目（Sergipe Águas Profundas）的实施经历了真正的合同噩梦。2022年，第一次尝试失败，原因是联合体Ocyan/OOS因价格过高和财务风险被取消资格。情况在2024年恶化，当时招标只收到一家无历史记录的公司（IFM）的一份提案，这迫使巴西国家石油公司（Petrobras）取消招标，并承认对于这种复杂资产的传统租赁模式已告失败。解决方案来自于一个务实的战略变化：转向BOT（建设-运营-转让）模式。通过在工厂建成后立即接管其所有权并减轻供应商的财务风险，巴西国家石油公司成功说服了行业巨头重返谈判桌。SBM Offshore在竞争中击败了Modec和Shapoorji Pallonji。出价近41亿美元和43亿美元收购这些资产，这得益于其标准化头盔Fast4Ward的技术，该技术有望加速交付至2030年。

不仅仅是工程，SEAP FPSO 代表了成千上万工人回家的希望。自2019年以来，随着陆上油田的撤资、阿拉卡贾总部的关闭以及浅水平台（Guaricema、Caioba）和FPSO Piranema的拆除，塞吉帕的劳动力遭受了向东南部（Macaé/Rio）转移的冲击。SEAP，以其240,000桶/天的原油处理能力和关键的每天1800万立方米的天然气处理能力（无需陆地上的压缩气体），将作为该州再工业化的火车头。该天然气的到来是确保Laranjeiras的FAAFENs（肥料）工厂运营持续性的关键，创造了一个经济循环，使石油工人和技术人员能够回到他们的家乡操作一流的资产。结束了长达十年的不确定性和专业流亡。

FPSO P-91 (BÚZIOS 12) - 2031+

新推出的FPSO P-91 - 项目Búzios 12，将作为一个枢纽FPSO，处理天然气并出口到大陆，一部分由没有处理能力的单位（PBAC）生产的天然气。Búzios油田在未来几年有望成为亮点，新增5艘大型、复杂的装置，使该油田总共有12艘生产装置。

FPSO 延期 - 2031+

项目正在评估中。

FPSO 烤箱环境 - 2031+

项目正在评估中。

FPSO REVIT 德蒂皮 - 2031+

项目正在评估中。

FPSO ICSPB - 2031+

项目正在评估中。