巴西国家石油公司（Petrobras）刚刚发布了其2026-2030年战略计划，作为海上场景的主要动力能源，有必要对巴西市场上即将交付的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公司制造新的船体， 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。
展开剩余92%P-78 旨在圣桑斯盆地深水区运营，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%）和中国石油天然气集团公司（CNODC，占3.67%）合作，PPSA（巴西石油共享服务公司）作为合同的管理方。
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，旨在减少启动时间，预计于2026年初抵达巴西。
FPSO P-80, P-82 和 P-83 - 2027
FPASO P-80 / CIMC
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装置。 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Sembcorp Marine签订。预计这些装置将在2027年投入运行。
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
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，几乎是一个浮动的超大型气田，以及一条长达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 公里管道中 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 / Repsol 中石化
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年间开始生产，并且对于国有的石油公司在本十年末维持生产至关重要。建造遵循全球模式：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
创新与可持续发展（全电概念） 该设计整合了多种高效技术，旨在减少30%的温室气体排放：
封闭循环气体：完全消除燃烧（零常规火炬）和常规通风，回收储罐蒸汽和火炬气体用于能源回收。 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，商业性声明发布，由BM-S-54和Gato do Mato南区块组成的单元化资产，包含API值为41°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上的重大调整。
最初，巴西国家石油公司（Petrobras）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个报价（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）在建设完成并生产出第一滴原油之前，即拥有该装置的所有权。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进行运营。
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，用新的浮式生产储卸油船（FPSO）替换旧的装置（P-25和P-31），该FPSO的日处理油量可达120万桶。该项目有两个重点：一是回收盐下地区的剩余石油，二是开发位于前盐下地区的Forno储油区，并将其与Brava北区进行单元化开发。
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/南天然气凝析油装置 - 2031+
马林姆东
马里姆南
资产 revitalization 和 替代
Marlim South和Marlim East的复苏项目旨在现代化生产和延长这些领域的使用寿命。新的设施（P-86）将取代目前在该地区运营的P-38、P-40、P-53和FPSO Niterói City。
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：
回归项目阶段： 巴西石油公司暂停了招标，单位回到了基础工程阶段。 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： 该项目正在重新审查，以简化规格并降低成本，旨在寻求更“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，塞吉普的劳动力不得不向东南部（Macaé/Rio）转移。SEAP，以其240,000桶/天的原油处理能力和每日1800万立方米的天然气处理能力（无需陆地上的压缩天然气），将作为该州重工业化的火车头。该天然气的到来是确保Laranjeiras FAFENs（肥料）运营持续的关键，这将创造一个经济循环，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。结束了长达五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 延期至 MERO - 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。
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