Depois de uma era de soberania dos risers flexíveis, a configuração submarina híbrida vai se firmando como opção preferida da Petrobras para seus novos projetos no pré-sal. Assim como em Mero 1, a estatal utilizará o sistema SLWR (steel lazy wave riser), com dutos rígidos e flexíveis, na interligação subsea do campo de Sépia.

Conforme reportagem publicada em abril, os risers rígidos voltaram a figurar como alternativa para os empreendimentos da Bacia de Santos após o registro de incidentes com linhas flexíveis de injeção de gás natural nos campos de Lula e Sapinhoá.

O campo de Sépia terá 15 poços interligados a um FPSO instalado em lâmina d’água de aproximadamente 2,140 mil m. Assim como em Mero 1, o sistema de coleta será formado por dutos rígidos de produção de óleo e de injeção, enquanto as linhas de serviço e jumpers serão compostas por dutos flexíveis.

O edital para contratação de bens e serviços de instalação e interligação submarina de Sépia prevê a aquisição de mais de 30 km de tubos rígidos de aço carbono, sete PLETs (Production Line End Manifold), além de jumpers, módulos de conexão vertical (MCVs) e estacas de sucção, entre outros equipamentos. Os risers flexíveis virão de frame agreements fechados no passado com fornecedores como BHGE, NOV, Prysmian e TechnipFMC.

Entre os serviços previstos estão o detalhamento do projeto de engenharia, a operação de uma base logística e de armazenamento onshore e atividades offshore, incluindo a mobilização de embarcação de lançamento de dutos, pré-comissionamento e instalação de equipamentos submarinos.

A Petrobras exigirá índices de conteúdo local de 95% para a engenharia de detalhamento, de 80% para as atividades de gerenciamento, construção e montagem e de 50% na fabricação das linhas de produção e injeção rígidas.

O período de entrega de propostas da licitação está programado para começar no próximo dia 24 de setembro, estendendo-se até 8 de outubro deste ano.