Ordens de flutuadores de produção estão no rebote

Por Jim McCaul • 31 março 2018

Esta é uma grande mudança a partir de 2016, quando as encomendas de novas unidades secaram totalmente e o futuro em águas profundas ficou bastante sombrio.

pedidos recentes
Aqui está uma rodada de contratos concedidos no ano passado e em janeiro de 2018.

O Tempera FPSO - Keppel em janeiro de 2017 recebeu um contrato da Dixstone Holdings, uma afiliada da Perenco, para converter um navio-tanque em um FPSO para uso no campo de Yombo, no litoral do Congo. O petroleiro de tamanho Aframax, construído em 2002, está sendo usado como casco de conversão. Quando concluído, substituirá o Conkouati, que atua como FPSO no campo desde 1991.

FPSO Carioca MV30 - Em outubro de 2017, a Modec foi premiada com um contrato EPCI + 21 anos de arrendamento para fornecer um FPSO à Petrobras para uso no campo Sépia na Bacia de Santos. O FPSO, chamado Carioca MV30, terá tamanho VLCC (1,4 milhão de barris de armazenamento) e capacidade de produzir 180 mil b / d de óleo, 212 mmcf / d de gás (que será reinjetado) e 240 mil b / d de injeção de água.

Ca Rong Do FPSO - Em abril de 2017, a Yinson Production finalizou um contrato para fornecer um FPSO à Repsol para uso na descoberta de petróleo / gás em Ca Rong Do, na costa do Vietnã. A unidade será alugada em uma base de afretamento temporário para uma empresa de 10 anos com cinco opções de extensão de um ano cada. O valor agregado estimado do afretamento de casco é de US $ 1 bilhão para todo o período de 15 anos.

Guanabara MV31 FPSO - A Petrobras assinou em dezembro de 2017 um contrato EPC + um contrato de 22 anos com a Modec para fornecer um FPSO como unidade piloto de produção no campo Mero (ex-Libra). O FPSO será uma unidade do tamanho VLCC com capacidade para 180.000 b / d de óleo, 420 mmcf / d de gás, 225.000 b / d de injeção de água e 1.4 milhões de bbls de armazenamento. O início da produção está previsto para 2021.

O Liza # 1 FPSO - SBM em junho de 2017 recebeu o contrato de EPC e o aluguel de um FPSO para iniciar o desenvolvimento da descoberta de petróleo / gás de Liza na costa da Guiana. O arrendamento é para uma empresa de 10 anos com até 10 extensões de um ano. O FPSO terá capacidade de produção de 120.000 b / d de óleo, 170 mmcf / d de gás e capacidade de injeção de água de 200.000 b / d. A conversão está sendo feita no Keppel.

FPSO Adolo   - A BW Offshore, em meados de 2017, começou a modificar o FPSO Azurite para uso como unidade de produção offshore do Gabão. Keppel está fazendo a modificação. Azurite estava disponível para reimplantação desde 2014. O FPSO atualmente tem capacidade de produção de 40.000 b / d de óleo, 18 mmcf / d de gás e 60.000 b / d de água. É um casco simples com ancoradouro espalhado capaz de armazenar 1,35 milhão de barris de petróleo.

FPSO da Aoka Mizu - Em julho de 2017, a Bluewater foi contratada pela Hurricane Energy para modificar e reimplementar a Aoka Mizu para uso como um sistema de produção inicial no exterior do Reino Unido. O FPSO de 605.000 bbl tem capacidade de produção de 30.000 b / d de óleo e 20.000 b / d de produção de água. Ele será conectado através de um manifold a dois poços de produção no reservatório de Lancaster. Dubai Drydocks World está fazendo as modificações / atualizações.

Johan Castberg A FPSO - Statoil concedeu em dezembro de 2017 um contrato de EPC à Sembcorp Marine para fabricar o casco do FPSO e os alojamentos do FPSO Johan Castberg. Em fevereiro de 2018, foi adjudicado à Kvaerner um contrato de NOK de 3,8 biliões para a fabricação de topsides e integração de casco / topsides. A SBM está fornecendo o sistema de ancoragem de torre. O FPSO terá capacidade de armazenamento e produção de 1,1 milhão de bbls de 190.000 b / d de óleo, 290 mmcf / d de gás.

A Fast4Ward Spec FPSO - SBM contratou em junho de 2017 a CSTC e a SWS, ambas na China, para construir um casco especulativo FPSO de tamanho VLCC que pode ser usado em um futuro contrato de FPSO com requisito de execução curta. De acordo com a SBM, a Fast4Ward pode acelerar a entrega de um FPSO em até 12 meses.

Mad Dog 2 Production Semi - Em janeiro de 2017 a Samsung recebeu um contrato de US $ 1,27 bilhão para construir o semiproduto para o projeto Mad Dog Phase 2 da BP. A unidade terá capacidade para produzir 110.000 b / d de óleo e 25 mmcf / d de até 14 poços de produção. O Mad Dog 2 será usado para desenvolver novas descobertas de petróleo perto do Mad Dog Spar original no GOM. A produção deve começar no final de 2021.

Vito Production Semi - Em dezembro de 2017, a Sembcorp Marine recebeu uma LOI da Shell por um contrato turnkey para construir a semi-produção para o campo de Vito no GOM. A unidade de produção será composta por um único módulo superior apoiado em um casco semissubmersível de quatro colunas. Ela será ancorada em lâmina d'água de 1160 metros e terá capacidade de produção de 100.000 b / d óleo + 100 mmcf / d de gás.

Ca Rong Do TWLP - Em abril de 2107, a PTSC recebeu um contrato EPCI para fabricar uma TWLP de árvore seca de 18 ranhuras para usar com um FPSO no campo de petróleo / gás Ca Rong Do no mar do Vietnã. O PTSC está fabricando a unidade em suas instalações de Vung Tan. Este é o primeiro contrato de fabricação do TWLP a ser executado pelo PTSC. A FloaTEC tem um contrato de US $ 40 milhões para fornecer serviços de engenharia e suporte ao PTSC durante o período de construção.

A Coral South FLNG - ENI procedeu em junho de 2017 ao seu projeto de desenvolvimento das exportações de GNL no offshore de Moçambique, utilizando uma capacidade de produção de FLNG de 3 mtpa de GNL + 0,5 mtpa de condensado. A Technip / Samsung / JGC JV foi selecionada para o contrato EPC de US $ 2,5 bilhões da FLNG. O FLNG terá 439 m de comprimento, 65 m de largura - e deslocará 210.000 toneladas. O início da produção está programado para meados de 2022.

Pinguins FPSO - Shell em janeiro de 2018 contratou a Fluor para fornecer um FPSO para uso no cluster de pinguins no setor do Reino Unido no norte do Mar do Norte. A unidade de produção será baseada em um FPSO de projeto cilíndrico Sevan Marine 400. Ela terá uma capacidade de produção de pico de 45.000 boe / d - incluindo 35.000 b / d de óleo - e armazenamento para 400.000 bbls.

O MTC Ledang FPSO - Puteri Bangsa, um petroleiro construído em 1992 de 350.000 barris, anteriormente usado como FSO, foi modificado em um pequeno FPSO de 15.000 b / d para uso no campo Ophir, na costa da Malásia. A MTC Engineering tinha o contrato de EPC + arrendamento para fornecer a unidade. Keppel tinha o contrato de conversão.

FPSO Sururu - Em dezembro de 2017, a Petrobras contratou a CIMC Raffles para construir o casco do FPSO para os campos Sururu / Atapu Norte, na Bacia de Santos. O casco será do tamanho VLCC, projetado para suportar uma planta de 100 / 120.000 b / d + 200 mmcf / d na parte superior. A entrega do casco está prevista para meados de 2019. Este foi anteriormente o P 71, o sexto FPSO no projeto de casco serial.

Projetos planejados

Olhando para o futuro, estamos atualmente acompanhando 227 projetos de produção flutuantes em vários estágios de planejamento.

Geograficamente, 35% dos projetos na fila de planejamento estão localizados na América do Sul, 26% na África, 11% no Sudeste Asiático, 8% no norte da Europa e 7% no GdM. Os 13% restantes estão espalhados por meia dúzia de outras regiões.

Do total de projetos, 53% envolvem um FPSO, 10% outro tipo de flutuador de produção de petróleo / gás, 33% de flutuador de liquefação / regaseificação e 4% de flutuador de armazenamento / descarga.

Quanto ao tempo, 64% dos projetos na fila de planejamento provavelmente levarão a um contrato de sistema de produção dentro dos próximos cinco anos. Os 36% restantes consistem em projetos de longo prazo onde a ordem do sistema de produção é provável após 2022. No curto prazo, são 24 projetos FPSO, vários projetos FPU e mais de 20 projetos FLNG / FSRU capazes de chegar a uma decisão de investimento em 2018/19.

Os detalhes de todos os projetos planejados conhecidos são fornecidos no Banco de Dados de Produção Flutuante WER on-line.

Para mais informações, contate Jim McCaul ou Jean Vertucci .

(Conforme publicado na edição de março de 2018 da Maritime Reporter & Engineering News )