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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
JOCELYNE BOTSHIMBO M’PUSA
DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS MARÍTIMAS:
ESTUDO COMPARATIVO DOS CASOS REINO UNIDO E BRASIL
Niterói
2017
JOCELYNE BOTSHIMBO M’PUSA
DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS MARÍTIMAS: ESTUDO
COMPARATIVO DOS CASOS REINO UNIDO E BRASIL
Trabalho de conclusão de curso apresentado
ao curso de Engenharia de Petróleo da
Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para a obtenção do grau de
Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientadores:
Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiroz
Eng. Vitor José Campos Bourbon
Niterói
2017
Ficha Catalográfica elaborada pela Biblioteca da Escola de Engenharia e Instituto de Computação da UFF
M939 M’Pusa, Jocelyne Botshimbo
Descomissionamento de plataformas marítimas : estudo
comparativo dos casos Reino Unido e Brasil / Jocelyne Botshimbo
M’Pusa. – Niterói, RJ : [s.n.], 2017.
68 f.
Projeto Final (Bacharelado em Engenharia de Petróleo) –
Universidade Federal Fluminense, 2017.
Orientadores: João Crisósthomo de Queiroz, Vitor José Campos
Bourbon.
1. Plataforma marítima. 2. Descomissionamento. 3. Indústria
petrolífera. 4. Brasil. 5. Grã-Bretanha. I. Título.
CDD 627.98
JOCELYNE BOTSHIMBO M’PUSA
DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS MARÍTIMAS: ESTUDO
COMPARATIVO DOS CASOS REINO UNIDO (UKCS) E BRASIL
Trabalho de conclusão de curso apresentado
ao curso de Engenharia de Petróleo da
Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para a obtenção do grau de
Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Aprovado em 14/07/2017
BANCA EXAMINADORA
____________________________________________
Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiroz Neto
Universidade Federal Fluminense (UFF)
____________________________________________
Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Universidade Federal Fluminense (UFF)
___________________________________________
Eng. Vitor José Campos Bourbon
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
DEDICATÓRIA
À memória do meu querido pai Gabriel
Botshimbo Wa Monya, que infelizmente não
pode estar presente neste momento tão feliz da
minha vida, mas que não poderia deixar de
homenagear, pois eu lhe devo tudo. Obrigada
por tudo meu herói! Saudades eternas!
À minha querida mãe Catherine Efomba
Ntatiyeli, que consegue ser pai e mãe e ainda
companheira, ao mesmo tempo. Meu grande
exemplo da vida! Eu te amo infinitamente!
AGRADECIMENTOS
Agradeço em primeiro lugar a Deus por me dar o sustento e força nas horas que mais
precisei na minha vida.
À minha família, em especial a minha mãe, pelo suporte e apoio durante toda minha
vida, esforçando-se e abnegando-se muitas vezes para fornecer aos filhos o estudo e
qualificação necessária para a vida.
Aos meus irmãos Judel Botshimbo Bakota, Yannick Botshimbo Eyongo e Yves
Botshimbo Luana pelo carinho e atenção. Por nada nessa vida, trocarei vocês, eu amo vocês!
Ao Marthély Velela por me incentivar e aturar sempre independente da minha chatice.
A todos os meus amigos que tive o prazer de conhecer durante a minha estadia no
Brasil.
À UFF e aos seus professores por me propiciarem esses mais de cinco anos de estudo
com qualidade, nos inspirando e sendo modelos para o nosso futuro.
Às minhas queridas Terezinha Morena e Márcia que tive oportunidade de conhecer na
coordenação do PEC-G.
Às amigas de petróleo: Aline, Rebecca, Barbara e Amanda.
À ANP que me concedeu o estágio, e onde pude aprender e abrir meu horizonte com
relação à indústria de petróleo, além de me darem suporte nesse presente trabalho. Minha
sincera gratidão às equipes da SEP e SDP, especialmente a Rafael Bastos, Terezinha, Gustavo
Santana, Nonato e Pedro.
Ao meu co-orientador Vitor, faço um agradecimento especial. Obrigada por me guiar
no desenvolvimento deste trabalho. Cheguei até você sem ideia do que escrever, mas fui
recebida de braços abertos sem me conhecer e meu deu suporte eficiente e suficiente para a
realização desse trabalho.
Ao meu orientador Professor João Queiroz, que me ajudou nesse período em que eu
estive fazendo esse presente trabalho, me dando os conselhos necessários.
Gratidão a todos que de certa forma contribuíram para a conclusão desse trabalho!
“Não há nada melhor do que a adversidade. Cada
derrota, cada mágoa, cada perda, contém sua própria
semente, sua própria lição de como melhorar seu
desempenho na próxima vez”.
(Malcom X)
RESUMO
A fase final do ciclo de vida produtivo de um poço produtor de petróleo é o
descomissionamento. Nos últimos anos, essa etapa ganhou visibilidade nas pautas das
principais conferências e debates na Indústria do petróleo, tanto nacionais como
internacionais, além de se destacar no âmbito de planejamento das operadoras como na visão
governamental dos países produtores de petróleo. O interesse pelo tema está motivado pelo
amadurecimento dos campos ao redor do mundo. O descomissionamento ocorre em 5 etapas:
planejamento e gerenciamento do projeto, encerramento da produção de óleo e gás, remoção
da estrutura offshore, disposição final ou reciclagem dos equipamentos removidos e limpeza e
monitoramento submarino do ambiente. O objetivo desse conjunto de etapas do
desmantelamento é garantir o encerramento mais seguro e eficiente das atividades de
produção de óleo e gás. A pesquisa empreendida neste trabalho consiste em discutir o
processo de descomissionamento das plataformas marítimas como um tudo e realçando os
aspectos regulatórios. Embora a legislação internacional sobre o descomissionamento
marítimo preconize a opção da remoção completa com disposição final na terra por ser a mais
segura, existem outras opções de abandono das plataformas com disposição final diversa:
remoção completa com disposição no fundo do mar, remoção parcial, tombamento no local e
deixar a estrutura no local. A causa do aperfeiçoamento nessa legislação se deve ao fato da
indústria de petróleo ser marcada pela ocorrência de incidentes e acidentes cujos danos podem
causar perda de vidas humanas, enormes prejuízos econômicos e, sobretudo, agredir o meio
ambiente. O presente trabalho teve como objetivo apresentar o arcabouço legal do processo de
descomissionamento no âmbito tanto internacional quanto do Reino Unido e do Brasil. Além
de realçar os tipos de plataformas marítimas e as possíveis soluções de descomissionamento e
disposição final. O atual excesso de oferta de petróleo no mercado induz a depreciação no
preço que causa o adiamento nas operações de desativação das estruturas complexas. Em
termos de custos econômicos, o principal fator está diretamente relacionado ao peso dos
componentes a serem removidos e também a quantidade de içamentos e barcos de apoio. Com
base nisso, até o momento, não existe caso de desmantelamento de estrutura de concreto.
Palavras-chave: Descomissionamento, Plataformas marítimas, Reino Unido, Brasil.
ABSTRACT
The final phase of the productive life cycle of an oil producing well is
decommissioning. In recent years, this stage has gained visibility in the guidelines of the main
conferences and debates in the Oil industry, both national and international, besides being
highlighted in the planning of the operators as in the governmental view of the oil producing
countries. The interest in the subject is motivated by the maturing of fields around the world.
The decommissioning takes place in 5 stages: project planning and management, oil and gas
production closure, offshore structure removal, final disposal or recycling of the removed
equipment, and cleaning and underwater monitoring of the environment. The objective of this
set of stages of the decommissioning is to ensure the most secure and efficient closure of oil
and gas production activities. The research undertaken in this paper consists of discussing the
decommissioning process of the offshore platforms as a whole, and highlighting the
regulatory aspects. Although international legislation on maritime decommissioning
advocates the option of complete removal with final disposal on the ground for being the
safest, there are other options for abandoning the platforms with different final disposal:
complete removal with disposal on the seabed, partial removal, tipping on the spot and leave
the structure in place. The cause of the improvement in this legislation is due to the fact that
the oil industry is marked by the occurrence of incidents and accidents whose damages can
cause loss of human lives, enormous economic losses and, above all, damage the
environment. The present work had as objective to present the legal framework of the process
of decommissioning in both the international scope as of the United Kingdom and Brazil. In
addition to highlighting the types of offshore platforms and possible decommissioning and
final disposal solutions. The current excess supply of oil in the market induces depreciation in
the price that causes the delay in operations to deactivate the complex structures. In terms of
costs, the main factor is directly related to the weight of the components to be removed and
also the quantity of deposits and support boats. Based on this, to date, there is no case of
concrete structure dismantling.
Keywords: Decommissioning, Platforms offshore, United Kingdom, Brazil
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Estatísticas das Plataformas no Brasil ..................................................... 21
Figura 2: Fluxo de trabalho típico das fases de descomissionamento (BEIS) ....... 36
Figura 3: Desativação de Instalações Marítimas ..................................................... 40
Figura 4: Desativação de Instalações Marítimas sem Remoção Total ................... 41
Figura 5: Tipos de plataformas ................................................................................. 47
Figura 6: Plataforma fixa de concreto Troll A, localizada na Noruega - Mar do
Norte ............................................................................................................................. 47
Figura 7: Corte da Subestrutura de aço (Remoção Parcial) .................................. 56
Figura 8: Corte e Tombamento no local ................................................................... 58
Figura 9: Ilustração das principais técnicas para implementação dos recifes
artificiais ...................................................................................................................... 61
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1: Instalações no Mar do Norte ................................................................... 18
Gráfico 2: Quantidade de plataformas de produção por operador da instalação
(base 2015) ................................................................................................................... 20
Gráfico 3: Idade Média das Instalações do Mar do Norte ...................................... 20
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Cronograma da Agenda Regulatória 2017 – 2018 .................................. 16
Tabela 2: Comparação entre as normativas brasileiras e internacionais sobre o
descomissionamento ................................................................................................... 43
Tabela 3: Campos da rodada zero prorrogados pela ANP para mais 27 anos ..... 45
Tabela 4: Avaliação da Opção Deixar no Local ....................................................... 55
Tabela 5: Avaliação da Opção Remoção Parcial ..................................................... 57
Tabela 6: Avaliação da Opção Remoção Completa ................................................. 59
SUMÁRIO
RESUMO ................................................................................................................................... 5
ABSTRACT .............................................................................................................................. 6
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO ............................................................................................ 14
1.1 Definição do Problema ................................................................................................ 14
1.2 Objetivo ......................................................................................................................... 15
1.3 Motivação ..................................................................................................................... 15
1.4 Metodologia .................................................................................................................. 17
CAPÍTULO 2 - REFERENCIAL TEÓRICO ...................................................................... 18
2.1 Breve Revisão Histórica de Evolução do Processo de Descomissionamento .......... 18
2.2 Convergência e divergências entre as bacias do Mar do Norte e Brasil ................. 19
CAPÍTULO 3 - ASPECTOS REGULATÓRIOS ................................................................ 23
3.1 Principais Tratados Internacionais ............................................................................ 23
3.1.1 Convenção das Nações Unidas sobre a Plataforma Continental de 1958 ou
Convenção de Genebra de 1958 (The Continental Shelf Convention and the High
Seas Continental) ................................................................................................... 23
3.1.2 Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar (United Nations
Convention on the Law of the Sea - UNCLOS, 1982) ........................................... 24
3.1.3 Diretrizes da IMO (1989) ............................................................................. 25
3.2 Principais Acordos Regionais ..................................................................................... 27
3.2.1 Convenção de Londres de 1972 (London Dumping Convention 1972 - LC)
............................................................................................................................... 27
3.2.2 OSPAR 1992 ................................................................................................ 28
3.2.3 Decisão OSPAR 98/3 ................................................................................... 29
3.3 Normas Regulatórias na Plataforma Continental do Reino Unido ......................... 30
3.3.1 Visão geral das instituições reguladoras do Reino Unido ......................... 31
3.3.1.1 Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial (Department of
Business, Energy and Industrial Strategy - BEIS) ................................................ 31
3.3.1.2 Autoridade de Petróleo e Gás (Oil and Gas Authority - OGA) ................. 31
3.3.1.3 Executivo de Saúde e Segurança (Health and SafetyExecutive - HSE) .... 32
3.3.2 Regulamentos de descomissionamento aplicados no UKCS - Reino Unido 33
3.3.2.1 Lei do Petróleo de 1998 (Petroleum Act 1998) ......................................... 33
3.3.2.2 Lei de Energia do Reino Unido de 2008 (Energy Act 2008) ..................... 33
3.3.2.3 Legislação sobre Avaliação de Impacto Ambiental e Avaliação da
Regulamentação do Habitat (Habitat Regulation Appraisal – HRA). .................. 34
3.4 Plano de Descomissionamento na UKCS ................................................................... 35
3.5 Legislação Brasileira .................................................................................................... 36
3.5.1 Instituições reguladoras do Brasil e suas competências ............................... 37
3.5.1.1 IBAMA ...................................................................................................... 37
3.5.1.2 ANP ........................................................................................................... 39
3.6 Plano de Descomissionamento do Brasil .................................................................... 42
CAPÍTULO 4 - DESCOMISSIONAMENTO DAS PLATAFORMAS MARÍTIMAS ... 44
4.1 Motivações dos Descomissionamentos ....................................................................... 44
4.2 Processo de Descomissionamento de Plataformas .................................................... 46
4.2.1 Plataforma Gravitacional de Concreto (Fixa) .............................................. 47
4.2.2 Plataforma Jaqueta (Fixa) ............................................................................. 48
4.2.3 Torre Complacente – Plataforma fixa .......................................................... 49
4.2.4 Plataforma de Pernas Atirantadas ................................................................. 49
4.2.5 Plataforma do tipo SPAR ............................................................................. 49
4.2.6 Plataforma Semissubmersível ...................................................................... 50
4.2.7 Navio de Produção, Armazenagem e Desembarque (FPSOs) ..................... 50
CAPÍTULO 5 - SOLUÇÕES DE DESCOMISSIONAMENTO ........................................ 51
5.1 Opção de Descomissionamento para as Plataformas Flutuantes ............................ 51
5.2 Opções de Descomissionamento para as Plataformas Fixas .................................... 52
5.2.1 Plataforma Gravitacional de Concreto ......................................................... 52
5.2.2 Plataforma Jaqueta (subestrutura de aço) ..................................................... 53
5.2.2.1 A Opção de Deixar no Local ..................................................................... 54
5.2.2.2 A Opção de Remoção Parcial .................................................................... 55
5.2.2.3 A Opção de Tombar no Local ................................................................... 57
5.2.2.4 A Opção de Remoção Completa ............................................................... 58
5.2.2.4.1 Opções de disposição final da plataforma removida por completo ........ 60
5.2.2.5 Uso Alternativo ......................................................................................... 62
CAPITULO 6 - CONSIDERAÇÕES FINAIS ..................................................................... 63
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 64
14
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO
1.1 Definição do Problema
O termo descomissionamento na Indústria de petróleo e gás é um conjunto de
operações que ocorre ao término da vida útil de uma área de produção de petróleo (campo)
e/ou de uma estrutura de produção, visando o abandono do poço, a desmontagem, remoção e
disposição ou reutilização da estrutura ou plataforma, e tendo por finalidade a restauração das
condições iniciais do local.
Do ponto de vista etimológico, o termo “descomissionamento” vem do inglês
“Decommissioning”. Porém e não tem relação com o “comissionamento de plataformas” o
qual é um processo que engloba técnicas e práticas de engenharia, visando torná-la
operacional, dentro dos requisitos especificados para a execução de um projeto
(BENDIKSEN et. al., 2005).
Segundo WIEGAND (2011, apud TEIXEIRA, 2013), o descomissionamento é um
processo multidisciplinar que sugere a melhor maneira de desativar as operações de produção
quando já não há mais interesse técnico-econômico, com o objetivo principal de devolver a
área, livre de danos ambientais e restaurada nas condições originais.
Contudo, devido à ambiguidade na interpretação do termo descomissionamento nos
encontros e debates internacionais, o uso do termo “descomissionamento” foi adotado para o
melhor entendimento do conceito como um todo, que envolve o abandono, a desativação, a
remoção e a disposição final. O uso do termo “desativação” é adotado, na legislação
brasileira.
Do modo geral, as atividades de apoio ao descomissionamento começam a partir da
etapa de desenvolvimento inicial de um campo, continuam durante a aprovação do plano de
desenvolvimento e se prorrogam na produção do campo até o encerramento das atividades de
produção propriamente dito. No Reino Unido, o programa detalhado e revisado do
descomissionamento deve ser apresentado pelo operador em aproximadamente cinco anos
antes do encerramento da produção do poço.
No Brasil, por exemplo, o plano de desenvolvimento de campo, deve apresentar a
previsão de custo das atividades de desativação e de recuperação de áreas, além de definir os
critérios para aprovisionamento de recursos necessários à desativação das instalações do
campo conforme o artigo 19 da Resolução ANP n.º 17/2015.
15
1.2 Objetivo
Este trabalho tem como objetivo analisar o processo de descomissionamento das
plataformas offshore na Plataforma Continental do Reino Unido (The United Kingdom
Continental Shelf - UKCS) e na do Litoral Brasileiro de modo a explanar alguns dos aspectos
que regem a última etapa de ciclo de vida de produção de petróleo nas respectivas regiões.
Serão abordados diferentes tipos de plataformas marítimas e opções de abandono,
além de realçar as disposições finais correspondentes. Na mesma perspectiva, os aspectos
regulatórios serão discutidos com intuito de listar brevemente os principais regulamentos
internacionais, o arcabouço legal do Brasil e do Reino Unido por fins de orientação e
monitoramento de forma adequada os processos de alto grau de risco e salvaguardar o
ecossistema.
1.3 Motivação
A previsão de encerramento das atividades operacionais de um número considerável
de plataformas nos próximos anos, ao redor do mundo, trouxe à cena da indústria de óleo e
gás a relevância de debater sobre o tema.
Estima-se que em torno de 6.500 plataformas no mundo serão descomissionadas até o
ano de 2025, a um custo aproximado de 40 bilhões de dólares, o que justifica uma intensa
atividade de descomissionamento nos próximos anos (RUIVO, 2001).
No contexto das mudanças ocorridas na indústria do petróleo nos últimos anos, como
baixos preços do barril de petróleo e ao aumento da disponibilidade de plataformas com
estruturas cada vez mais complexas operando em águas profundas (400 a 1.000 m) e
ultraprofundas (acima de 1.000 m), torna-se imperativo que a legislação a respeito do
descomissionamento seja revisada e mais competente para o bom desempenho do projeto.
Na mesma perspectiva, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP) está atualmente focada no desenvolvimento e atualização de sua
estrutura regulatória para melhor gerir melhor o processo de desativação das plataformas. De
De acordo com a Convenção das Nações Unidas sobre o Direto do Mar, a “Plataforma Continental” de
um país engloba o leito e subsolo marinho das áreas submarinas que se estendem para além do seu mar
territorial, em toda a extensão do prolongamento natural do seu território terrestre, dentro de limites mínimos e
máximos.
16
acordo com a agenda regulatória 2017/2018 da ANP, a revisão da Resolução ANP n.º
27/2006, está em fase de estudo e com previsão de conclusão em maio de 2018, conforme
descrito na Tabela 1:
Tabela 1: Cronograma da Agenda Regulatória 2017 – 2018
Fonte: ANP (2017)
A questão do descomissionamento no setor de óleo e gás instiga órgãos reguladores,
instituições, organizações e empresas envolvidas na área a discutirem cada vez mais com o
intuito de fortalecer e enriquecer o arcabouço legal diante de grandes riscos operacionais,
ambientais e econômicos que envolvem as atividades do descomissionamento no âmbito da
própria indústria, do governo e público.
A escolha da Plataforma Continental do Reino Unido (UKCS) se justifica pelo fato de
possuir muitos campos maduros, um mercado de descomissionamento em crescimento e
muito bem consolidado. Já o Brasil projeta a primeira fase da desativação de plataformas nos
próximos anos, quando os ativos chegarão ao fim de vida útil. Fora isso, a escolha foi
motivada também pelo país planejar novas parcerias no setor com o Reino Unido devido à
expertise desse país no mercado.
17
1.4 Metodologia
Este trabalho foi realizado com base de pesquisas em artigos científicos, teses e nas
literaturas nacionais e internacionais. Além disso, para estruturar os aspectos regulatórios, foi
feito um levantamento dos tratados e acordos internacionais e regionais, resoluções, portarias
e diretrizes normativas que regem as atividades relacionadas ao processo de
descomissionamento tanto Brasil. Foram usadas como fontes as regulações de ANP, OSPAR,
IMO.
18
CAPÍTULO 2 - REFERENCIAL TEÓRICO
2.1 Breve Revisão Histórica de Evolução do Processo de Descomissionamento
O desenvolvimento da Indústria de Óleo e Gás no Mar do Norte teve início a partir dos
anos de 1967, com um grande progresso atingindo cerca de 1.500 instalações registradas,
incluindo instalações fixas variando de 100 a 500.000 toneladas de aço ou concreto, em 2013
(OSPAR, 2013) [1]. Excluindo as instalações submarinas, isso equivale a 715 plataformas. A
maioria das estruturas offshore, ou seja, 83% são plataformas fixas de aço cujos 53% se
localizam na Bacia Continental do Reino Unido, conforme mostrada no gráfico 1:
Fonte: OSPAR (2013) [1]
O descomissionamento de plataformas em larga escala marítimas desenvolveu-se
pela primeira vez no Golfo do México e logo depois no Mar do Norte, legando aprendizados
e tecnologias ao mundo. No Golfo de México, já foram efetuados mais de 400
descomissionamentos em plataformas, das quais 80 foram aproveitadas como Recifes
Artificiais por meio do programa ecológico intitulado “Rigs to Reefs” [2].
As discussões acerca do descomissionamento e os impactos ambientais associados ao
abandono de plataformas de produção de óleo e gás ganharam destaque no cenário
internacional a partir da tentativa de afundamento da unidade de Brent Spar, no Mar do Norte,
sob a jurisdição do Reino Unido, em 1995 (Beatriz M. et. Al., 2012). O protesto social
Gráfico 1: Instalações no Mar do Norte
19
resultou da proposta da Shell da permissão das autoridades competentes britânicos para dispor
em águas profundas, uma estrutura de 14.500 toneladas, em meados da década de 1990.
Muito embora esse fato tivesse ocorrido no Reino Unido, teve repercussão na opinião
pública europeia, principalmente na Alemanha. Como conseqüência disso, a Shell –
operadora do campo de Brent – viu suas ações sofrerem queda no mercado de bolsa das ações,
culminando com a redução nos lucros naquele ano. Esse fato foi motivo de discussão na
Convenção OSPAR de 1992, já que estava em desacordo com a opinião pública. Essa
Convenção OSPAR 1992 será discutida adiante, no capítulo 3.
Além disso, esse caso incentivou as operadoras a revisar as práticas aplicadas na
execução do processo visando melhoria e conformidade com a regulamentação vigente, além
de desenvolver olhar crítico perante a opinião pública.
2.2 Convergência e divergências entre as bacias do Mar do Norte e Brasil
A Bacia de Campos, situada no Brasil, apresenta algumas características equivalentes
com o Mar do Norte, no que se refere à atuação das plataformas em profundidade de lâmina
de água rasa e média
, e tipo de plataforma em uso. Ela apresenta aproximadamente 51
campos em produção cujos 25 (35%) são FPSOs, 19 (26%) plataformas fixas, 17 (24%)
semissubmersíveis, 2 (3%) outros e 9 (12%) plataformas inativas (ANP, 2017).
Entretanto, existem muitas diferenças entre os mercados de descomissionamento
brasileiro e do Mar do Norte. No Brasil, a atividade de descomissionamento é mais nova do
que no Mar do Norte, como pode ser visto no Gráfico 2, apresenta ativos novos. Por causa
disso, o país dispõe ainda de pouca experiência em programas de descomissionamento, muito
embora já tivesse que lidar com ocorrências de desativação algumas vezes, previamente à
constituição da ANP.
Água rasa: 0 até 100 metros de profundidade (IMO)
Água média: 101 até 400 metros de profundidade (IMO)
20
Gráfico 2: Quantidade de plataformas de produção por operador da instalação (base
2015)
Fonte: Macedo, Marcelo M.B., Descomissionamento de Instalações Offhore – Subsea Forum Rio de
Janeiro.
De acordo com a literatura, a idade média das instalações na UKCS é de 25 anos,
como pode ser visto no Gráfico 3. Por esse gráfico, verifica-se que o Reino Unido possui um
conjunto de ativos mais antigos, a Dinamarca tem os mais novos Holanda e a Noruega valor
intermediário.
Gráfico 3: Idade Média das Instalações do Mar do Norte
Fonte: OSPAR (2013) [1]
Existem aproximadamente 245 ativos com mais de 30 anos de idade em campos do
Mar do Norte. Contudo, desses apenas 12% (88) foram descomissionados até o momento.
Esses ativos são: 55 plataformas fixas, 22 plataformas flutuantes, 3 plataformas gravitacionais
21
de concreto e 8 de outros tipos. Isso reflete a natureza incipiente do mercado de
descomissionamento até o Mar do Norte, onde existe produção há várias décadas [2].
Por outro lado, no Brasil, foram feitos 50 pleitos para a devolução de instalação de
2014 até o momento (ANP, 2016). Esse cenário sinaliza a urgência em se aprofundar estudos
e pesquisas nesse tema, de modo a organizar o mercado de desativação de plataformas.
Segundo os dados da Marinha do Brasil - coletados pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás
- a República Federativa do Brasil dispõe de aproximadamente 163 plataformas offshore
ativas e 34 inativas, tal como apontado na figura 1.
Figura 1: Estatísticas das Plataformas no Brasil
Fonte: Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP)
Por conta da experiência adquirida de descomissionamento, a UKCS é o principal polo
de serviços de desativação do Mar do Norte, com a estimativa de custos em torno de 47
bilhões de libra esterlina até 2050 [3]. O atual excesso de oferta de petróleo e gás no mercado
induz a depreciação no atual preço do petróleo e com preços baixos, houve queda na
rentabilidade das operadoras, causando adiamento nas desativações. Por causa disso, 60% dos
ativos no Reino Unido estão operando com perda [3]. Por isso, a estratégia de muitas
operadoras tem sido postergar qualquer atividade que gere grandes despesas e baixo retorno
financeiro, como são as atividades de descomissionamento.
Em divergência, a média das profundidades da lâmina d’água no Mar do Norte
(UKCS) é de 127 m e plataformas fixas são mais usadas. Já nas bacias offshore brasileiras,
que possuem lâmina d’água mais profunda, requer instalações flutuantes.
22
Além disso, as bacias brasileiras em exploração dispõem de um número reduzido de
operadoras, sendo a Petrobras a mais dominante. Já no Mar do Norte, a composição das
operadoras é geralmente dominada por um número muito maior de pequenas empresas do
setor privado. O presente cenário das operadoras no Brasil é análogo aos estágios iniciais das
operações no Mar do Norte. A paisagem brasileira pode mudar, já que a Petrobras projeta
desativar alguns de seus ativos em campos mais maduros, em processos de Cessão de Direitos
e Obrigações.
Dito isso, com base da política de revitalização onshore das bacias mais maduras do
Brasil, a Petroleira Brasileira desenvolveu os projetos Ártico e Topázio. O Projeto Ártico visa
vender nove campos em águas rasas da região nordestina juntamente com 300 poços
perfurados e 30 unidades de produção instaladas [4]. Na mesma ótica, o Projeto Topázio
pretende ceder a empresas privadas os direitos de exploração, desenvolvimento e produção de
petróleo e gás natural de 98 campos sendo 95 em terra e 3 em águas rasas campos terrestres
[5].
De todo o exposto, o cenário nacional brasileiro tende a ser igual àquele visto nos
países produtores de hidrocarbonetos no Mar do Norte, tornando a comparação entre as bacias
brasileiras e do Mar do Norte válida.
23
CAPÍTULO 3 - ASPECTOS REGULATÓRIOS
Este capítulo explana de forma sucinta os principais tratados internacionais e normas
vigentes que regulamentam as atividades relacionadas ao processo de descomissionamento
das plataformas marítimas no Reino Unido e no Brasil. Nesse contexto, também serão listados
os principais órgãos e instituições governamentais do Brasil e Reino Unido, assim como as
respectivas competências.
3.1 Principais Tratados Internacionais
A legislação internacional referente ao processo de descomissionamento é regida por
uma série de regulamentos e normas emanadas de organismos, convenções, tratados e acordos
internacionais e regionais.
3.1.1 Convenção das Nações Unidas sobre a Plataforma Continental de 1958 ou
Convenção de Genebra de 1958 (The Continental Shelf Convention and the High Seas
Continental)
A Convenção das Nações Unidas sobre a Bacia ou Plataforma Continental de 1958, é
um excelente ponto de partida para a revisão da legislação internacional, pois ela serve de
referência para regulamentações e tratados internacionais posteriores.
O envolvimento jurídico internacional a respeito da implantação de instalações ou
plataformas nas bacias continentais e a posterior remoção iniciaram-se a partir dessa
Convenção. Ela concede aos países membros, direitos soberanos de explorar recursos
naturais e desenvolver instalações offshore ou plataformas para fins de proceder à produção
de óleo e gás.
A Convenção, no seu artigo 5(5) exige que: “Qualquer instalação abandonada ou
desativada deve ser totalmente removida no local”.
Entende-se que, esse era um requisito razoável em 1958, quando as operações offshore
eram em sua maioria em águas relativamente próximas da costa. Mas, na medida em que o
desenvolvimento da tecnologia impulsionou operações remotas em águas mais profundas, as
atividades de remoção completa passaram a ser questionadas.
24
Segundo John Paterson (2015), a exploração do petróleo e do gás no Mar do Norte,
principalmente durante a década de 1970, envolveu a superação de desafios de engenharia
sem precedentes e a colocação de estruturas muito massivas, cuja remoção completa se
revelou de árduo alcance [6].
A Convenção de 1958 propôs a prevenção de poluição marinha resultando das
operações offshore, com as seguintes diretrizes:
• Requereu dos países signatários tomarem medidas adequadas para a proteção
da biotaque pode ser afetada por essas operações;
• Estabeleceu a remoção total de qualquer instalação em abandono ou em
desativação;
• Proibiu que a exploração ou a produção em offshore resultasse em qualquer
interferência não justificado com a negação, a pesca ou a preservação da vida Marinha.
A maioria dos países produtores de petróleo e membros das Nações Unidas é
signatária da Convenção de 1985, cujas diretrizes permanecem vigentes.
3.1.2 Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar (United Nations
Convention on the Law of the Sea - UNCLOS, 1982)
O preâmbulo da Convenção da UNCLOS reconhece explicitamente que a Convenção
de 1958 precisava ser revista, devido ao caráter obrigatório de remoção completa das
estruturas offshore, a qual não avaliava caso a caso o projeto de desativação.
Isso foi modificado pelo artigo 60(3) da UNCLOS 1982:
“Qualquer instalação ou estrutura abandonada ou desativada
deve ser removida para garantir a segurança da navegação, levando
em consideração as normas internacionais geralmente aceitas,
estabelecidas a este respeito pela organização internacional
competente. Essa remoção deve também ter em conta a pesca, a
proteção do meio marinho e os direitos e deveres de outros Estados.
Deve ser dada publicidade adequada à profundidade, posição e
dimensões de quaisquer instalações ou estruturas não totalmente
removidas”. (tradução livre)
Biota é um conjunto de todos os seres vivos de um determinante ambiente ou determinado período.
25
Em suma, a nova posição jurídica internacional aceita a ideia de que as instalações
offshore podem ser deixadas total ou parcialmente no lugar, refletindo muito os argumentos
apresentados pela indústria do Reino Unido. A organização internacional competente referida
no artigo 60 é a Organização Marítima Internacional por intermédio do Comitê de Segurança
Marítima da IMO.
3.1.3 Diretrizes da IMO (1989)
A Organização International das Nações Unidas (International Maritime Organization -
IMO) é responsável pela segurança marítima, a navegação, a prevenção e o controle da
poluição marinha. A IMO estabeleceu diretrizes e normas para a remoção de instalações e
estruturas offshore (excluindo dutos) nas plataformas continentais e nas zonas econômicas
exclusivas (ZEE). Esses dispositivos legais foram elaborados em consonância com países
membros, incluindo outras organizações das Nações Unidas e adotaram como Resolução
A.672(16) em 19 de outubro de 1989.
As diretrizes (IMO, 1989) começam com um requisito geral de remoção:
“Instalações ou estruturas abandonadas ou desativadas
em qualquer plataforma continental ou em qualquer zona
econômica exclusiva devem ser removidas, exceto quando não
remoção ou remoção parcial é consistente com as seguintes
diretrizes e padrões”. (tradução livre)
Ressalta-se que essas diretrizes não são juridicamente vinculativas na legislação
nacional dos Estados membros, a menos que elas sejam incorporadas no arcabouço legal de
cada país membro. As diretrizes listam os padrões que devem ser levados em consideração
quando uma decisão é tomada sobre a remoção de uma instalação ou estrutura offshore. Os
principais elementos destas diretrizes são resumidos a seguir:
Segundo UNCLOS 1882, a zona econômica exclusiva (ZEE) é uma faixa situada além do mar
territorial que se estende por até 200 milhas marítimas da costa ou mais conforme a extensão da plataforma
continental. Ressalta-se que na zona econômica exclusiva, o Estado costeiro exerce jurisdição no que concerne à
colocação e a utilização das ilhas artificiais, instalações e estruturas, preservação e proteção do meio marinho,
sem prejuízo de outros direitos e deveres previstos na mencionada Convenção. A ZEE separa as águas nacionais
das águas internacionais.
26
• Todas as estruturas em desuso que permaneçam em menos de 75 m de lâmina
d’água e pesando menos de 4.000 toneladas, excluindo o convés, devem ser completamente
removidas;
• Todas as estruturas em desuso instaladas no fundo do mar a partir de 1º de
janeiro de 1998, situadas em menos de 100 m d’agua e pesando menos de 4.000 toneladas,
devem ser completamente removidas;
• A remoção deve ser realizada de forma a não causar efeitos adversos
significativos na navegação ou no ambiente marinho. Os detalhes da posição e das dimensões
de todas as instalações que permanecem após as operações de remoção devem ser
imediatamente transmitidos aos órgãos e autoridades competentes;
• Quando a remoção total não é tecnicamente viável ou envolve custos extremos
ou apresenta risco operacional para o pessoal ou o meio marinho. Nesse contexto, cabe ao
órgão compete do país comprovar que a estrutura não precisa ser completamente removida.
• Qualquer instalação ou estrutura abandonada ou em desuso, que se projeta
acima da superfície do mar, deve ser adequadamente mantida para evitar falhas estruturais.
Nos casos de remoção parcial, uma coluna de água desobstruída suficiente para garantir a
segurança da navegação, mas não inferior a 55 m, deve ser fornecida acima de qualquer
instalação ou estrutura parcialmente removida que não se projete acima da superfície do mar;
• As espécies marinhas podem ser aprimoradas pela colocação no fundo do mar
de material de instalações ou estruturas removidas (por exemplo, para criar um recife
artificial), esse material deve estar localizado bem longe das vias de tráfego usuais, levando
em consideração essas diretrizes e Padrões e outros padrões relevantes para a manutenção da
segurança marítima.
• A partir de 1º de janeiro de 1998, nenhuma instalação ou estrutura deve ser
colocada em qualquer plataforma continental ou em qualquer ZEE, a menos que sua
concepção e construção sejam tais que a remoção total após o abandono ou o desuso
permanente seja viável.
27
3.2 Principais Acordos Regionais
Fora as diretrizes discutidas na sessão anterior, existem uma série de normas e acordos
ambientais no âmbito regional. Nesta seção, serão abordados resumidamente alguns acordos
relevantes para o processo de descomissionamento.
3.2.1 Convenção de Londres de 1972 (London Dumping Convention 1972 - LC)
Uma das tentativas para a proteção ambiental das atividades petrolíferas offshore foi a
Convenção de Londres sobre Prevenção da Poluição Marinha por despejo de Resíduos e
Outros Matérias de 1972, que abrange apenas o Nordeste Atlântico, o Mar do Norte e porções
do Oceano Ártico. A LC é uma das primeiras convenções globais para proteger o meio
marinho das atividades humanas e está em vigor desde 1975.
O principal objetivo da Convenção de Londres é evitar a eliminação indiscriminada no
mar de resíduos que possam ser responsáveis pela criação de riscos para a saúde humana,
prejudicando recursos vivos e vida marinha ou por interferir com outros usos legítimos do
mar.
De acordo com a Convenção de Londres de 1972, o dumping (despejo) consiste em
descartar deliberadamente no leito ou subsolo do mar de resíduos gerados em terra ou por
navios ou aeronaves ou ainda instalações offshore e também o despejo do próprio navio
obsoleto, aeronave e plataforma em desuso.
A Convenção classifica os resíduos que resultam das atividades offshore em três
categorias específicas:
i. Mercúrio e compostos; cádmio e compostos; plásticos e outros materiais
sintéticos não degradáveis, como redes e cordas, que podem flutuar ou permanecer em
suspensão no mar, de modo a interferir com a pesca, navegação ou outros usos legítimos do
mar; petróleo e seus resíduos, resíduos radioativos.
ii. Resíduos contendo quantidades significativas dos seguintes elementos:
arsênico, berílio, cromo, cobre e seus compostos, níquel, vanádio, zinco, cianetos, sucatas e
outros resíduos volumosos susceptíveis de afundar no fundo do mar, o que pode representar
um sério obstáculo à pesca ou à navegação. Porém, o despejo dos elementos da segunda
categoria requer uma autorização prévia especial.
28
iii. E por final, o despejo de todos outros resíduos requer uma autorização geral
prévia e que nenhuma autorização, especial ou geral, deve ser emitida antes de uma análise
cuidadosa dos possíveis fatores causadores de poluição.
Contudo, não se considera dumping, a descarga de resíduos derivando da exploração ou
processamento offshore dos recursos minerais do leito marinho. Além disso, a descarga
operacional de navios ou plataformas offshore conforme com as diretrizes da Convenção
também não é avaliada como dumping.
3.2.2 OSPAR 1992
A Convenção para a Proteção do Meio Marinho do Atlântico Nordeste de 1992,
comumente denominada Convenção de OSPAR tem por proposta abordar a aceleração da
degradação dos oceanos e das zonas costeiras no cenário internacional por meio da gestão e
utilização do meio marinho e costeiro de forma sustentável.
O artigo 2 da OSPAR 1992 estipula que:
“Os operadores a tomar medidas necessárias com objetivo de
prevenir e minimizar a poluição, ou seja, proteger o ambiente
marítimo contra os efeitos adversos das atividades humanas, a fim de
salvaguardar a saúde humana e conservar os ecossistemas marinhos
e, sempre que possível, restaurar as áreas marinhas prejudicadas.”
(tradução livre)
No que diz respeito à retirada de instalações offshore, as disposições essenciais
constam no artigo 5(1) do anexo III, o qual prevê que:
“Nenhuma instalação offshore em desuso ou um gasoduto
offshore em desuso deve ser despejada e nenhuma instalação offshore
em desuso será deixada total ou parcialmente no local da área
marítima sem autorização emitida pela autoridade competente da
Parte Contratante em questão caso a caso”. (tradução livre)
29
O artigo 5(3) prevê ainda que:
“Quando uma Parte Contratante pretende emitir tal licença
de despejo após 1º de Janeiro de 1998, deve, através da Comissão
[OSPAR], informar as outras Partes Contratantes dos motivos que
justificam a aceitação desse despejo, para tornar possível a
consulta”. (tradução livre)
Essa disposição ecoa os acordos de notificação e consulta anteriormente contidos nas
Diretrizes para a Eliminação de Instalações Offshore emitidas em junho de 1991. A
Convenção também prevê certas exceções às regras gerais impostas. Em primeiro lugar,
retirada de instalações offshore não se aplicam em caso de força maior, devido à rigidez do
clima ou a qualquer outra causa, quando a segurança da vida humana ou de uma instalação
offshore está ameaçada.
Em segundo lugar, há possibilidade de deixar as instalações no local ou de colocá-las
para fins diferentes daqueles para os quais foram originalmente destinados como a
reutilização como recifes artificiais. No entanto, isso só será possível, onde é especificamente
autorizado pela autoridade competente da Parte Contratante e de acordo com as diretrizes a
serem elaboradas pela Comissão OSPAR.
3.2.3 Decisão OSPAR 98/3
A Decisão OSPAR 98/3 proíbe o despejo das instalações offshore em desuso no mar
ou deixando-as parcial ou totalmente no local de atuação. Contudo, se houver razões
significativas para que uma instalação seja abandonada no local, cabe à autoridade
competente conceder ou não para o operador uma isenção desse requisito intitulada
“derrogação”.
De acordo com a Decisão OSPAR 98/3, são elegíveis para essa derrogação:
• Totalidade ou parte das bases de uma estrutura de aço com peso superior a 10.
000 toneladas implantadas no mar antes de 9 fevereiro de 1999;
• Subestrutura de concreto;
• Em circunstâncias excepcionais e imprevistas, como por exemplo, danos ou
deterioração de uma estrutura, ou por qualquer outro caso que apresenta dificuldades de
remoção comprovadas.
30
Entretanto, vale ressaltar que a elegibilidade para uma derrogação não significa será
concedida automaticamente. O operador requerente da isenção deve apresentar os motivos
para uma disposição alternativa por meio de uma avaliação comparativa que será validada
caso a caso pelo órgão competente.
Entretanto, as instalações ou equipamentos offshore que se enquadram nos seguintes
casos abaixo, devem ser absolutamente removidas e não são elegíveis para isenção:
• Todas as estruturas conveses;
• Todas as estruturas de aço com menos de 10.000 toneladas;
• Todas as estruturas de aço instaladas após de 9 de fevereiro de 1999;
A Decisão OSPAR 98/3 não se aplica a:
• Qualquer parte de uma instalação abaixo do fundo do mar;
• Outras infraestruturas de aço submarino, tais como coletores;
• Oleodutos e sua infraestrutura de proteção;
• Qualquer outra infraestrutura que não esteja classificada como instalação
offshore;
As disposições da Decisão OSPAR 98/3 não se aplicam aos dutos e outros
equipamentos submarinos de aço, como por exemplo, coletores (manifolds).
3.3 Normas Regulatórias na Plataforma Continental do Reino Unido
O processo de descomissionamento das estruturas offshore instaladas na Plataforma
Continental do Reino Unido é norteado principalmente por três entidades governamentais: o
Departamento de Negócios Energéticos e Estratégia Industrial, a Autoridade de Petróleo e
Gás e o Executivo de Saúde e Segurança. O regimento do Reino Unido, em matéria de
descomissionamento, é um dos mais consultados na Indústria de Óleo e Gás Natural por
atender os requisitos dos organismos internacionais.
31
3.3.1 Visão geral das instituições reguladoras do Reino Unido
3.3.1.1 Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial (Department of
Business, Energy and Industrial Strategy - BEIS)
O Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial é o departamento
governamental do licenciamento ambiental, fundado, em julho de 2016. Ele surgiu com a
fusão do Departamento de Energia e Mudança Climática (DECC) e o Departamento de
Negócios, Inovação e Habilidades (BIS) cujas funções desses órgãos foram transferidas para
BEIS.
Este departamento tem como função:
• Aprovar e regulamentar os programas de descomissionamento para todas as
instalações e dutos offshore da UKCS;
• Apoiar os operadores ao longo de desenvolvimento dos programas de
descomissionamento;
Aprovar os programas de descomissionamento e monitorar suas
execuções;
Gerenciar a atividade pós-desativação e de monitoramento.
• Manter e desenvolver política e orientação de descomissionamento;
Manter e desenvolver a política de desativação Offshore, regulamentos
e diretrizes da indústria.
• Acompanhar o processo para garantir o cumprimento do compromisso das
operadoras;
3.3.1.2 Autoridade de Petróleo e Gás (Oil and Gas Authority - OGA)
Sobre as recomendações oriundas da revisão realizada nos anos 2013/2014 da
legislação e política do Reino no que se refere à maximização de fator de recuperação de
hidrocarbonetos, conhecida como “Wood Review”, foi criada a Autoridade de Petróleo e Gás
em abril de 2015. A OGA recebeu várias funções que anteriormente eram da responsabilidade
do DECC. Logo seguinte por meio da Lei da Energia de 2016, a OGA foi estabelecida como
um órgão governamental. Sendo uma organização relativamente nova, a OGA está
O licenciamento ambiental é um procedimento administrativo pelo o qual o órgão ambiental
competente licencia a localização, instalação, operação de empreendimentos e atividades que exploram os
recursos ambientais, consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou aquelas que, sob qualquer forma
32
desenvolvendo tanto a organização quanto a estratégia, a abordagem e a cultura estão apenas
começando a surgir.
O órgão tem por missão:
• Assegurar que os custos de descomissionamento sejam avaliados e
minimizados;
Trabalhar com os operadores para assegurar que o descomissionamento
é adequadamente enquadrado para minimizar os custos de forma
tecnicamente competente, segura e ambientalmente responsável;
Validar alternativas do abandono;
Aconselhar o Secretário de Estado sobre as despesas.
• Alcançar a máxima extensão econômica da vida no campo ou maximizar a
recuperação dos recursos in situ.
O BEIS e a OGA são os dois principais órgãos com responsabilidade de aplicar e
enquadrar a política governamental no âmbito da UKCS no que diz respeito ao procedimento
do descomissionamento das instalações offshore ou plataformas, observando os aspectos
técnicos, operacionais, econômicos e também promovendo a segurança ambiental e
operacional.
3.3.1.3 Executivo de Saúde e Segurança (Health and SafetyExecutive - HSE)
O Executivo de Saúde e Segurança é responsável pela aplicação das leis a respeito de
saúde e segurança operacional e o bem-estar que pode ser afetado por atividades offshore. Em
particular, a Divisão de Energia do HSE regula os riscos para a saúde e a segurança,
decorrentes das atividades realizadas na indústria de petróleo e gás offshore na região da
Plataforma Continental do Reino Unido. O HSE tem um papel importante a desempenhar
regulação da segurança em outros segmentos da Indústria de petróleo e gás (por exemplo,
oleodutos e gasodutos).
A política do HSE envolve:
• Do ponto de vista de saúde e segurança operacional, a elaboração de
procedimentos para identificar os riscos no local de trabalho, reduzir os acidentes e exposição
a situações ou substâncias que causam danos. Também inclui treinamento dos funcionários
33
operando em área de alto risco para fins de prevenir acidentes, preparação para emergências e
uso de roupas e equipamentos de proteção.
• Do ponto de vista ambiental, a criação de uma abordagem sistemática para o
cumprimento das regulamentações ambientais, como a gestão de resíduos ou emissões dos
componentes tóxicos para minimizar a poluição.
O HSE acompanha os processos de descomissionamento observando os estudos de
caso (safety cases), garantindo a segurança operacional e minimizando o impacto ambiental.
3.3.2 Regulamentos de descomissionamento aplicados no UKCS - Reino Unido
O governo do Reino Unido ratificou a OSPAR e a UNCLOS como diretrizes para o
descomissionamento de instalações, plataformas flutuantes, submarinas, de aço fixo ou de
concreto, estruturas feitas de aço, concreto, dentre outros. Além disso, elaboraram o
Petroleum Act, Energy Act, Habitat Regulation Appraisal.
3.3.2.1 Lei do Petróleo de 1998 (Petroleum Act, 1998)
A Lei do Petróleo de 1998 concede todos os direitos sobre os recursos petrolíferos do
Reino Unido à Coroa; porém, o Governo por intermédio dos órgãos habilitados, pode
conceder licenças ou contratos, que conferem direitos exclusivos para atividades de
exploração e produção de petróleo às partes contratantes durante um tempo determinado. [6]
O descomissionamento das instalações offshore desativadas e dos dutos é o foco da
Parte IV da Lei de Petróleo de 1998.
A Lei de Petróleo de 1998 e as Regulamentações de Segurança dos Oleodutos de 1996
descrevem pormenorizadamente os requisitos para o descomissionamento seguro de dutos [7].
3.3.2.2 Lei de Energia do Reino Unido de 2008 (Energy Act, 2008)
Esta legislação alterou alguns aspectos da Lei do Petróleo de 1998. A Lei de Energia
do Reino Unido de 2008 fez uma série de ajustes devido à natureza mutável das práticas de
negócios na Indústria de E&P. Desde a introdução da legislação, tem havido uma maior
34
participação de empresas de pequeno porte, ou seja, de menos ativos, aumentando assim o
risco de não cumprimento dos programas de descomissionamento [8].
Em resumo, a Lei de 2008 alterou o regime por:
• Permitir que o Secretário de Estado torne todas as partes relevantes
responsáveis pelo desmantelamento de uma instalação ou oleoduto e, quando uma licença
abranja várias subzonas, esclarecendo quais os licenciados que serão responsáveis;
• Dando ao Secretário de Estado poder para exigir a segurança de
desmantelamento a qualquer instante da vida de um campo de petróleo ou gás se os riscos
para o contribuinte forem avaliados como inaceitáveis;
• Proteger os fundos destinados ao desmantelamento, de modo que, em caso de
insolvência (inadimplência) da parte em causa, os fundos permanecem disponíveis para pagar
o desmantelamento e a exposição dos contribuintes é minimizada.
3.3.2.3 Legislação sobre Avaliação de Impacto Ambiental e Avaliação da
Regulamentação do Habitat (Habitat Regulation Appraisal – HRA).
A legislação principal de impacto ambiental para o UKCS em termos de operações de
petróleo e gás é a Produção de Petróleo Offshore e dutos (Avaliação de Efeitos Ambientais)
Regulamentos de 1999 alterado em 2007 pela Produção de Petróleo Offshore e oleodutos
(Avaliação de Efeitos Ambientais) Regulamentos de 2007 [9].
Isso prevê que a avaliação do impacto ambiental seja realizada durante todo o ciclo de
vida de uma instalação de petróleo e gás. Embora atualmente não exista um requisito para
realizar uma Avaliação de Impacto Ambiental (EIA) na fase de descomissionamento, o BEIS
determinou que um programa de desmantelamento tivesse de ser apoiado por um EIA.
A Declaração Ambiental apresentada para a licença de desenvolvimento nos termos
dos regulamentos de EIA, exige que o requerente considere os impactos ao longo prazo do
desenvolvimento e esses incluem os impactos decorrentes do descomissionamento. Contudo,
tendo em conta o período prolongado entre a sanção do projeto e o desmantelamento, a
exigência de uma avaliação pormenorizada é adiada até ao momento do desmantelamento
efetivo e é apresentada no âmbito do programa de desmantelamento [10].
35
3.4 Plano de Descomissionamento na UKCS
No Reino Unido, o Plano de Desenvolvimento (PD) de um campo é apresentado
juntamente com o pré-projeto de descomissionamento ao BEIS para fins de avaliação. Após a
aprovação do PD, o BEIS enviará uma notificação solicitando a confirmação dos dados que
constam no pré-projeto de descomissionamento. Porém, caso a operadora não tenha enviado o
pré-projeto, o órgão competente demandará o envio desse documento.
Após confirmação dos dados referentes à notificação, o BEIS emitirá um aviso de
acordo com o prazo combinado com o operador, para apresentar um programa de
descomissionamento. Vale lembrar que ao se aproximar ao limite econômico de produção de
um campo e/ou fim de vida das instalações, o BEIS encaminhará novamente uma notificação
pedindo a atualização do programa de descomissionamento.
O BEIS exige um contrato de segurança de descomissionamento (Decomissioning
Security Arrangement - DSA) que é um acordo contratual entre o operador e os
concessionários se houver para acordar sobre o custo total estimado e partes repartidas de
responsabilidade de descomissionamento. Ressalta-se que esse custo é revisado anualmente.
O DSA é assegurado por garantias financeiras das partes contratantes [11] que podem as
apólices seguro-garantia, cartas de crédito irrevogáveis emitidas por um banco ou por uma
seguradora regulada habilitado.
Uma vez que após a implementação dos métodos de recuperação para maximização da
produtividade, um campo atinge o limite econômico da produção, os ativos tornam-se
passivos financeiros. Isso significa que, a partir de certo período, a receita da venda dos
hidrocarbonetos produzidos já não cobre os verdadeiros custos de produção. Como não há
economicidade no campo, as partes envolvidas no contrato devem decidir sobre a
continuidade ou a parada permanente da produção. Para a efetividade do encerramento, cabe
ao operador um pedido de Cessão da Produção (Cessation of Production - CoP) à OGA
conforme ao Regulamento de Licenciamento de Petróleo de 2004 [11].
É recomendado que as partes iniciassem as discussões sobre o processo de
encerramento da produção de campo por um período de cinco anos pelo menos antes da
emissão da CoP para assegurar que o campo foi explorado dentro dos limites técnicos e
O contrato de segurança dever fornecer pelo menos 100% dos custos estimados, incluindo a limpeza
do local após o trabalho principal de remoção e também adicionar o fator de risco para cobrir as incertezas dos
cálculos dos custos.
36
econômicos. Na conclusão dessas discussões, as partes contratantes deverão apresentar o
pedido para aprovação.
Sendo a CoP aprovada, o operador deve apresentar um Programa de
Descomissionamento (Decommissioning Programme - DP) atualizado à BEIS. Cabe ressaltar
como requisitos de aprovação, o DP deve demonstrar que o processo de desativação é
entregue com impactos ambientais aceitáveis e a um custo razoável. Atualmente, o âmbito do
pedido de DP não é determinado na lei, contudo, a BEIS sugere que sejam apresentados os
DP para o campo todo, incluindo todas as infraestruturas e ativos.
As atividades e aprovações discutidas na seção Plano de descomissionamento na
UKCS estão ilustradas na Figura 2 e descritas em detalhes nesta seção.
Figura 2: Fluxo de trabalho típico das fases de descomissionamento (BEIS)
Fonte BEIS (2014)
3.5 Legislação Brasileira
O Brasil preconiza o direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado como um
direito fundamental garantido pela Constituição da República de 1988 (CF/88) e determina
expressamente a proteção de meio às presentes e futuras gerações (art. 225, caput, CF/88).
O país tem três principais órgãos reguladores das atividades relacionadas ao processo
de descomissionamento de plataformas, a Marinha do Brasil, o Instituto Brasileiro do Meio
37
Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e a Agência Nacional de Petróleo,
Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), as quais regulam a Indústria do Petróleo. Apenas o
IBAMA e ANP que são autores primordiais no exercício do Poder de Polícia dentro da União.
3.5.1 Instituições reguladoras do Brasil e suas competências
O detalhamento das competências ambientais para esse estudo é importante porque, na
sua prática, definirá qual o órgão exercerá o poder de polícia, no exercício da fiscalização e no
licenciamento. Uma vez definida a competência, estará definida a entidade responsável pelo
exercício desse poder (ANTUNES, 2008).
O Brasil dispõe de uma gama de órgãos governamentais federais, estaduais e
municipais responsáveis pelo licenciamento, fiscalização, gerenciamento, monitoramento,
orientação das atividades relacionadas ao processo de descomissionamento, como por
exemplo, o Ministério do Meio Ambiente (MMA), o Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE), a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Renováveis (IBAMA), o Conselho
Nacional do Meio Ambiente (CONAMA), a Marinha do Brasil.
Este capítulo focará apenas no IBAMA e ANP que são órgãos principais no exercício
do Poder de Polícia dentro da União, no setor de descomissionamento das plataformas
marítimas.
3.5.1.1 IBAMA
O IBAMA pertence ao Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA). Foi
instituído pela Lei n.º 7.735/89, de 22 de fevereiro de 1989.
De acordo com as Leis n.º 7.735/89 e n.º 11.516/2007, o IBAMA possui como
finalidades:
• Exercer o poder de polícia ambiental;
• Executar ações das políticas nacionais de meio ambiente, referentes às
atribuições federais, relativas ao licenciamento ambiental, ao controle da qualidade ambiental,
à autorização de uso dos recursos naturais e à fiscalização, monitoramento e controle
ambiental, observadas as diretrizes emanadas do Ministério do Meio Ambiente;
38
• Executar as ações supletivas de competência da União, de conformidade com a
legislação ambiental vigente.
Do modo resumido, o IBAMA tem por missão principal exercer o poder de
fiscalização e autorização das atividades na Indústria de Óleo e Gás brasileira nos quesitos
ambientais. O processo de licenciamento ambiental da Indústria de Óleo e Gás, também é
fiscalizado por esse órgão.
Embora não haja diretriz normativa que regulamenta o processo de encerramento das
atividades de produção de petróleo, o IBAMA exige como uma das condicionantes para o
licenciamento o Projeto de Desativação. Em pareceres técnicos consultados a fundamentação
legal utilizada para analisar os Projetos de Desativação são as normas da ANP: Portaria ANP
n.º 25/2002 e Resolução ANP n.º 27/2006 (TEIXEIRA e MACHADO, 2012). Ressalta-se que a
Resolução n.º 46/2016 Portaria Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP)
revogou a Portaria ANP n.º 25/02 e entrou em vigor em 7 de maio de 2017;
Não obstante à ausência de diretriz, é necessário que o operador apresente a Autarquia,
um projeto de licenciamento ambiental juntamente com o projeto preliminar de desativação
para a solicitação de um Termo de Referência, documento que define o conteúdo mínimo do
Estudo de Impacto Ambiental (EIA).
Na mesma perspectiva, antes de iniciar o processo de descomissionamento de fato, a
operadora deve apresentar um projeto de desativação atualizado e definitivo com antecedência
de 60 a 90 dias. O projeto deve constar minimamente os seguintes elementos: introdução
(descrição resumida da operação), descrição das atividades, metas e indicadores, destinação
das estruturas submarinas, destinação de resíduos e efluentes, destinação da mão de obra,
específica, análise de riscos ambientais. Vale salientar que o processo de descomissionamento
na indústria brasileira não possui ainda um estudo de licenciamento próprio.
De acordo com as Resoluções CONAMA n.º 237/97, n.º 23/94 e n.º 350/04, existem
cinco tipos de licenças ambientais das atividades relacionadas às fases de exploração e
produção de hidrocarbonetos tais que: Licença de Pesquisa Sísmica (LPS), Licença Prévia
para Perfuração (LPper), Licença Prévia de Produção para Pesquisa (LPpro), Licença de
Instalação (LI) e Licença de Operação (LO). No entanto, ressalta-se que não existe diretriz do
CONAMA que concede Licença ambiental ao processo de descomissionamento da Indústria
de Óleo e Gás.
39
3.5.1.2 ANP
A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis é um órgão
integrante da Administração Pública Federal e vinculado ao Ministério de Minas e Energia.
Instituída pela Lei n.º9.478/97, tem como finalidade promover a regulação, a contratação e a
fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e
dos biocombustíveis (artigo 8º),cabendo-lhe “fazer cumprir as boas práticas de conservação
e uso racional do petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis e de preservação do
meio ambiente;” (inciso IX), na forma estabelecida da Lei n.º 9.478, de 06 de agosto de 1997
e no artigo Decreto n.º 2455, de 14 de janeiro de 1998.
Ressalta-se que essa autarquia detém apenas competência residual na proteção do
meio ambiente e elabora apenas regulamentações estritamente técnicas. A ANP é responsável
por delimitar os blocos oferecidos nas Rodadas de Licitações, que são delimitados com base
em estudos geológicos e geofísicos e em considerações preliminares sobre fatores ambientais
(ANP, 2012a).
A Indústria E&P brasileira dispõe de um conjunto de diretrizes normativas no tocante
ao procedimento de abandono ou desativação de poços, que foi elaborado pela ANP de forma
colaborativa com a Indústria e apoiada em normas, regulamentos internacionais e nas
melhores práticas da indústria.
Portaria ANP n.º 25/2002 (Revogada)
A Portaria ANP n.º 25/2002 aprovou o Regulamento de Abandono de Poços
perfurados com vistas à exploração ou produção de petróleo e/ou gás, foi revogada e
substituída pela Resolução ANP n.º 46/2016, de 1º de novembro de 2016, intitulada Regime
de Segurança Operacional para Integridade de Poços e Gás – SGIP. A resolução visa
minimizar os riscos oriundos das atividades de E&P relacionadas a poços exploratórios e
explotatórios no âmbito da vida humana, do meio ambiente, do patrimônio e das atividades
econômicas do operador do contrato e de terceiros;
40
Resolução ANP n.º 27/2006
A Resolução ANP n.º 27/2006 estabeleceu o regulamento técnico que define os
procedimentos a serem adotados na desativação de instalações e especifica as condições para
devolução de áreas de concessão na fase de produção. Além disso, o regulamento define os
conteúdos de instalações e do relatório final de desativação de instalações, assim alguns
condicionantes para a devolução de áreas. Mesmo essa autarquia detendo a competência
residual na proteção do ambiente, ambas as normas tratam de maneira básica o aspecto
ambiental da desativação dos poços embasando-se especialmente, nas questões técnicas.
De acordo com a Resolução, o operador deverá comunicar previamente a ANP por
meio das atualizações do Programa Anual de Trabalho e orçamento (PAT) da concessão sobre
a retirada definitiva de operação de qualquer instalação de produção de um campo. Se as
justificativas enunciadas forem consideradas válidas, a ANP pedirá a apresentação de um
Programa de Desativação de Instalações.
Por outro lado, quando houver especificação em contrário prevista na legislação
vigente expedida pela Autoridade Marítima ou pelo órgão ambiental com jurisdição sobre a
área, as instalações permanecerão no local e deverão estar isentos de produtos nocivos que
poderão causar poluição ou risco à saúde. Vale ressaltar que tal procedimento deve ser
motivado tecnicamente ou recomendado do próprio órgão competente ao controle ambiental
ou couber pela Autoridade marítima.
A Resolução ANP n.º 27/2006 demanda que após a retirada das instalações de
produção, o fundo do mar deve ser limpo de toda e qualquer sucata, em lâminas d’água
inferior a 80 m e as Unidades de Produção pesando até 4.000 toneladas no ar, excluindo-se o
convés e a superestrutura, deverão ser retiradas totalmente em LDA até 80 m, devendo ser
cortadas a 20 m abaixo do fundo em áreas sujeitas a processos erosivos, como mostrado na
figura 3. Na ausência de processos erosivos, poderão ser cortadas ao nível do fundo.
Figura 3: Desativação de Instalações Marítimas
Fonte: ANP (2016)
41
Toda e qualquer Instalação de Produção cuja remoção for tecnicamente
desaconselhada deverá ser cortada abaixo de uma profundidade de 55 m, ilustrado na figura 4.
Figura 4: Desativação de Instalações Marítimas sem Remoção Total
Fonte: ANP (2016)
Resolução ANP n.º 17/2015
A Resolução ANP n.º 17/2015 estabeleceu o Regulamento Técnico do Plano de
Desenvolvimento de Campos de Grande Produção e Pequena Produção. A norma cita o
processo de desativação, indicando que a descrição da desativação das instalações do campo
deve enfocar o planejamento das operações de abandono de poços, remoção ou desativação de
instalações de produção e reabilitação de áreas terrestres, bem como prever os mecanismos
para disponibilização de fundos necessários à desativação.
Ademais, o operador deve apresentar a previsão de custo das atividades de desativação
e recuperação de áreas e definir os critérios para aprovisionamento de recursos necessários à
desativação das instalações do Campo. Essas estimativas são atualizadas durante a vigência
do projeto para suportar uma série de processos regulatórios e internos. O planejamento
detalhado para o descomissionamento propicia pelo operador em aproximadamente cinco
anos antes do encerramento da produção do poço.
Resolução ANP n.º 46/2016
A Resolução ANP n.º 46/2016 aprovou o Sistema de Gerenciamento da Integridade de
Poços (SGIP) que estabeleceu diretrizes e requisitos de segurança operacional e de
42
preservação do meio ambiente para perfuração, completação, avaliação, intervenção,
produção e abandono de poços de petróleo e gás natural.
A partir do estabelecimento de práticas de gestão, a presente proposta de
regulamentação apresenta requisitos mínimos a serem atendidos para garantir que a vida
humana, o meio ambiente, o patrimônio e as atividades econômicas do Operador do Contrato
e de terceiros tenham seus riscos minimizados nas atividades de E&P relacionadas a poços
exploratórios e explotatórios. Por outro lado o SGIP foca na prevenção dos incidentes, gestão
de riscos, fatores humanas e na melhoria contínua de gestão da integridade de poços.
3.6 Plano de Descomissionamento do Brasil
De acordo com o SGIP (Resolução ANP n.º 46/2016), o abandono permanente de
poços produtores ou injetores durante a Fase de Produção deverá ser realizado de acordo com
o disposto neste Regulamento e mediante notificação à ANP com 60 dias de antecedência.
A empresa detentora dos direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural
somente poderá abandonar permanentemente poços produtores ou injetores utilizados na
explotação de Campos Marítimos de Grande Produção de Petróleo e Gás Natural, conforme
definição em legislação aplicável, mediante autorização da ANP.
Sendo assim, o SGIP surge como uma opção para sanar lacunas regulatórias presentes
no atual arcabouço regulatório da ANP, de modo que possa normatizar todas as atividades
pertinentes ao ciclo de vida dos poços de petróleo e gás natural. Foi um sistema desenvolvido
com base em uma vasta revisão bibliográfica acerca de normas, regulamentos internacionais e
melhores práticas da indústria. É uma regulamentação, assim como as demais resoluções de
segurança operacional da ANP, que tem sua proposta firmada na filosofia de melhoria
contínua de seu desempenho no decorrer de todo o ciclo de vida do poço.
O processo de descomissionamento deve atender a Resolução n.º 27/2006. No entanto,
na falta de determinações expressas a ANP irá avaliar o descomissionamento de caso a caso,
segundo as Melhores Práticas da Indústria.
Ressalta-se que a Agência esta revisando e estabeleceu procedimentos de consulta Às
entidades de Indústria. Isso mostra que as determinações regulatórias nacionais estão em
processo de aperfeiçoamento e que a ANP busca a validação das práticas de desativação com
os concessionários.
A prática internacional, principalmente do Mar do Norte, também deve ser almejada
no Brasil, tendo em vista a experiência dos órgãos do Reino Unido.
43
A tabela 2 apresenta a comparação entre a regulamentação nacional e algumas normas
internacionais quanto ao descomissionamento de estruturas offshore. Comparando-se a
estrutura normativa internacional, Teixeira (2013) conclui que, em países como Reino Unido,
Noruega e Estados Unidos, há um eficiente arcabouço legal que regulamenta as atividades de
descomissionamento, enquanto no Brasil essa decisão ainda se concentra no explorador. Pode
ser interessante para o Brasil se apropriar de algumas determinações internacionais, na busca
da garantia do desenvolvimento sustentável, uma vez que é alta a possibilidade de produção
de riscos ambientais nesta fase.
Tabela 2: Comparação entre as normativas brasileiras e internacionais sobre o
descomissionamento
Eixos Regulamentação brasileira Regulamentação internacional
Regulamentos
ANP
Termo de
Referência-
IBAMA
UNCLOS IMO Resolution
A.672(16)
OSPAR
Quanto à
remoção
Remoção
completa ou
parcial
O TR só fala
em retirada
O texto fala
em remoção.
Admite a
remoção
parcial
Remoção
completa ou
parcial
Remoção
integral
Quanto à
recuperação
ambiental
Não dispõe Não dispõe Não dispõe.
Regras a
cargo de
cada país
signatário
Não dispõe.
Regras a
cargo de
cada país
signatário
Não dispõe.
Regras a
cargo de
cada país
signatário
Quanta ao
monitoramento
ambiental
Não dispõe Não dispõe Não dispõe.
Regras a
cargo de
cada país
signatário
Não dispõe.
Regras a
cargo de
cada país
signatário
Dispõe.
Fonte: Adaptado de Teixeira, 2013
44
CAPÍTULO 4 - DESCOMISSIONAMENTO DAS PLATAFORMAS
MARÍTIMAS
4.1 Motivações dos Descomissionamentos
Diversas razões podem acarreta necessidade o processo de descomissionamento de
plataforma. O tempo de vida útil, o esgotamento do poço em produção e o fator econômico
são uns dos principais fatores da desativação de plataforma. Sucintamente, a vida útil é
definida como o tempo de funcionalidade de uma instalação ou equipamento de forma
eficiente e produtiva ponderado pelo fabricante. O termino contratual de fase de produção de
um campo pode, também acarretar no descomissionamento.
Todavia, o descomissionamento de uma plataforma é mais relacionado ao exaurimento
das reservas, ou seja, à inviabilidade econômica da produção de petróleo do que ao prazo
fixado na construção da estrutura, já que essa pode ser revitalizada ou manutenida. Apesar de
não ser possível precisar quando a estrutura chega a sua exaustão física, sabe-se que o
descomissionamento está mais vinculado ao período economicamente viável da produção, do
que à fadiga do material (SILVA, 2008).
Por outro lado, destaca-se que a funcionalidade da plataforma se estende em um
período de aproximadamente 25 anos. Segundo LUCZYNSKI (2002), as projeções pré-
produção de uma plataforma é de 30 anos, podendo ser estendida devido à maximização da
produção, num dado momento de vida produtiva. O acréscimo no tempo produtivo
normalmente é devido ao uso de métodos de recuperação da integridade estrutural, que podem
estender esse período em mais de cinco anos.
Ainda assim, a Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) n.º 2,
de 3 de março de 2016 autorizou a ANP a prorrogar os prazos de vigência dos Contratos de
Concessão da Rodada Zero realizada em 1998 cujo término previsto para o ano de 2025
(ANP, 2016). Porém, essa aprovação só tem validade apenas para os campos cuja extensão
do prazo de produção se revele economicamente viável para um período limite de 27 anos a
contar a partir do vencimento do período contratual original.
A ANP aprovou a prorrogação da produção dos campos Marlim, Voador e Frade,
cujos encerramentos de produção estavam previstos em 2025. Esses campos tinham reservas
45
remanescentes a serem explotadas. Por isso, o fator econômico para a desativação das
plataformas não tem destaque.
Em Marlim, haverá o descomissionamento das nove plataformas do campo por motivo
de integridade dos equipamentos. Embora tenha sido dito que a idade da plataforma não seja
um fator tão relevante quanto a exaurimento econômico do campo é visível que a integridade
da plataforma e as capacidades de produção também são fatores importantes. Isso mostra que
o descomissionamento não ocorre apenas no término do prazo contratual.
Dado o exposto, o descomissionamento de plataformas deve ser planejado a fim de
planejar atividades de forma mais robusta e com maior flexibilidade possível.
Tabela 3: Campos da rodada zero prorrogados pela ANP para mais 27 anos
Nome Localização Bacia Descoberta
Previsão
Ant. Term.
Produção
Previsão
Atual Term. Produção Início de Produção
Marlim Mar Campos 13/02/1985 30/07/2025 05/08/2052 17/03/1991
Voador Mar Campos 31/08/1987 30/07/2025 05/08/2052 17/11/1992
Frade Mar Campos 04/12/1986 30/07/2025 05/08/2041 20/06/2009
Fonte: ANP (2017)
Além dos aspectos econômicos e o tempo de vida útil, os fatores socioambientais e de
segurança podem também influenciar no processo de descomissionamento. A título de
ilustração, Piper Alpha, plataforma de grande porte, foi tombada e afundada na região do Mar
do Norte por motivo pela explosão que engolfou a estrutura toda. O incêndio foi promovido
pelos procedimentos de manutenção de rotina inapropriados que proporcionaram o vazamento
de condensado de gás natural em 1988. Uma pressão social ocorreu na tentativa do
afundamento do Brent Spar pela Shell, a qual foi esbarrada pela ocupação física da
organização não governamental Greenpeace e teve suporte da opinião pública e da classe
política do Reino Unido.
Ainda que alguns dos aspectos citados sejam atingindo, os concessionários tendem a
postergar ao máximo o descomissionamento por ser uma operação complexa arriscada,
gerando altos custos. Portanto, o momento da desativação é fixado pelo operador em
consonância com os órgãos reguladores competentes.
46
4.2 Processo de Descomissionamento de Plataformas
Segundo a United Kingdom Offshore Operators Association (UKOOA, 1995), o
processo de descomissionamento de sistemas de produção offshore ocorre em quatro etapas
distintas:
• Desenvolvimento, avaliação e seleção de opções, elaboração de um processo
detalhado, incluindo considerações de engenharia e segurança;
• Encerramento da produção de óleo ou gás, tamponamento e abandono de
poços;
• Remoção, na maioria dos casos, de toda ou partes da estrutura offshore;
• Disposição ou reciclagem dos equipamentos removidos.
De acordo com as Leis e Normas que regem o setor de E&P de petróleo e gás, cabe à
operadora definir a melhor opção para remover a plataforma levando em consideração os
seguintes elementos fundamentais: tipo de plataformas e configuração, a extensão da
estrutura, o peso, as condições climáticas, tipo de solo marinho, complexidade operacional,
dentre outros. A opção escolhida tem que ser aprovada pelo órgão regulador competente da
área em produção antes da aplicação.
O processo de descomissionamento pode se aplicar a seguintes classes de instalações
(RUIVO, 2001):
• Navio de Produção, Armazenagem e Desembarque (Floating Production,
Storage & Offloading - FPSOs), e Plataformas Semissubmersíveis (SS);
• Torres Complacentes (Compliant Piled Tower - CPT), Plataformas de Pernas
Atirantadas (Tension Leg Platforms - TLPs) e Spars;
• Subestruturas de Concreto e de Aço;
• Topsides;
• Sistemas Submarinos;
• Oleodutos e Linhas;
• Poços.
Tendo em vista que o foco deste trabalho é a plataforma marítima, será analisado
apenas, o processo e as técnicas de descomissionamento das Plataformas Fixas de Gravidade
e de Aço, das Torres Complacentes, das TLPs, das Spars, das Plataformas Semissubmersíveis,
FPSOs.
47
Figura 5: Tipos de plataformas
Fonte: Buoy (MMS, 2001)
4.2.1 Plataforma Gravitacional de Concreto (Fixa)
A plataforma gravitacional de concreto é uma plataforma fixa usada principalmente
em áreas com fortes condições geológicas no fundo do mar quer com afloramento de rocha
quer ou formação arenosa. Esse tipo de plataforma está em operação em alguns campos de
produção de petróleo do Mar do Norte e da Costa Australiana.
Figura 6: Plataforma fixa de concreto Troll A, localizada na Noruega - Mar do Norte
Fonte: http://gigantesdomundo.blogspot.com.br
48
A plataforma gravitacional de concreto, cujo nome deriva da estabilidade horizontal da
estrutura contra as forças ambientais por meio do seu peso são mantidas no lugar pelo peso do
lastro colocado internamente e, são mais pesadas do que as plataformas de revestimento de
aço (Jaquetas). A subestrutura de uma plataforma gravitacional de concreto é, basicamente,
constituída de uma pilha de concreto, montada em uma disposição circular com colunas de
haste que se projeta para a água a fim de suportar o convés e as demais instalações na parte
superior. As plataformas gravitacionais de concreto operam em lâmina de água de até 350 m
[12].
Essas podem acomodar uma sonda de perfuração em certos casos, bem como
equipamentos de processamento e transporte, heliportos, acomodações e instalações ou
tanques de armazenamento.
As plataformas de concreto são utilizadas amplamente no setor norueguês do Mar do
Norte por muitos anos para suportar grandes instalações de produção. As plataformas de
concreto refletem resistência à fadiga, deterioração química e mecânica. Elas são atraentes
como soluções de pouco custo para áreas onde instalações e/ou armazenamento de petróleo de
grande porte são necessários, áreas onde grandes guindastes não estão disponíveis para
operações de elevação pesada; e há desenvolvimento em de águas rasas e médias.
Assim, as plataformas gravitacionais de concreto podem oferecer o mesmo potencial
de desenvolvimento do que as grandes plataformas de aço, mas a vantagem adicional de
armazenamento no local, tanto para o petróleo como para os cascalhos de perfuração ou lamas
residuais.
4.2.2 Plataforma Jaqueta (Fixa)
A plataforma fixa do tipo Jaqueta consiste em uma seção vertical alta feita de
elementos de aço tubulares suportados por pernas fixadas no solo marinho. Com um deck
(plataforma) colocado no topo, proporcionando espaço para quartéis da tripulação, instalação
de perfuração e instalações de produção. [12]
49
4.2.3 Torre Complacente – Plataforma fixa
Uma Torre Complacente (CT) conforme ilustrada na figura 5, consiste em uma torre
estreita e flexível e uma base amontada que pode suportar convés convencional (topside) para
operações de perfuração e produção. Ao contrário da plataforma fixa, a torre compatível
suporta grandes forças laterais ao sustentar deflexões laterais significativas e geralmente é
usada em profundidades de água entre 300 e 600 m. [12]
4.2.4 Plataforma de Pernas Atirantadas
Uma Plataforma de Pernas Atirantadas (TLP - Tension Leg Platform) consiste em uma
estrutura flutuante, amarrada e fixada verticalmente no fundo do mar. Ela é utilizada para
operações de perfuração, completação e a produção offshore de petróleo ou gás, e é adequada
para profundidades de água de cerca de 1.000 a 1.200 m [13].
Como pode ser visto na Figura 5, a plataforma é ancorada por estruturas tubulares,
com tendões verticais agrupados em cada um dos cantos da estrutura para de minimizar o
excesso de flutuação. Vale anotar que a TLP é bastante parecida à plataforma
semissubmersível do ponto de vista estrutura. A operação de desmontagem da TLP se torna
um pouco difícil no que diz respeito à desconexão das amarras tencionadas e dos pontos de
ancoragem no solo submarino.
4.2.5 Plataforma do tipo SPAR
Uma plataforma do tipo Spar (Figura 5) consiste em um cilindro vertical único de
grande diâmetro que suporta um convés. Possui uma parte fixa típica (plataforma de
superfície com equipamento de perfuração e produção), três tipos de risers rígidos (produção,
perfuração e exportação) e um casco amarrado usando um sistema catenária tenso de seis a
vinte linhas ancoradas no fundo do mar. As Spars são atualmente utilizadas em profundidades
de água até 1.000 m, embora a tecnologia existente possa expandir seu uso para
profundidades de água muito profundas quanto 2.500 m [13].
50
4.2.6 Plataforma Semissubmersível
A Plataforma Semissubmersível (Figura 6) é uma unidade composta de um ou mais
conveses, fixada em flutuadores submersos (colunas), que dispõe dos equipamentos de
perfuração e produção. A plataforma é ancorada no solo marinho com cabo e corrente, ou
pode ser posicionado dinamicamente usando propulsores rotativos no casco acionados por
computador que fazem com que seja mantido o equilíbrio na estrutura. A produção de poços
submarinos é transportada para a plataforma na superfície através de risers de produção
projetados para acomodar o movimento da plataforma. A Semissubmersível pode ser usada
em profundidades de lâmina d’água variada de 600 a 2.500 m [13].
4.2.7 Navio de Produção, Armazenagem e Desembarque (FPSOs)
Um FPSO (Figura 6) consiste em embarcação de grande porte do tipo tanque
amarrado ao fundo do mar. É projetado para processar e armazenar a produção de poços
submarinos próximos e para descarregar periodicamente o óleo armazenado para um
petroleiro de transporte menor. O petroleiro transporta então o óleo para uma instalação
terrestre para processamento posterior. Um FPSO pode ser adequado para campos petrolíferos
de baixa produção em águas profundas ou em ambientes severos no mar onde não se pode
usar a infraestrutura de dutos [13].
51
CAPÍTULO 5 - SOLUÇÕES DE DESCOMISSIONAMENTO
5.1 Opção de Descomissionamento para as Plataformas Flutuantes
No término da vida produtiva de um campo, as plataformas flutuantes tais como os
FPSOs, TLPs, Spars, entre outros devem ser removidas completamente do local e podem ser
reutilizadas em outros lugares, uma vez que é comprovada a integridade técnica e operacional
das estruturas. Entretanto, caso não seja viável a reutilização das plataformas devido à
integridade, essas devem ser dispostas em terra.
Tendo em vista os aspectos observados para diferentes tipos de plataforma
mencionados anteriormente, a plataforma semissubmersível e o FPSO apresentam praticidade
nas operações de remoção, devido à fácil mobilidade - por serem embarcações - do que as
plataformas fixas. Porém as desconexões das linhas de fluxo, amarrações e risers constituem
os principais desafios enfrentados no momento de desmontagem.
Além disso, o processo de abandono do poço apresenta custos operacionais
consideráveis por ocorrer em águas profundas e ultraprofundas. O descomissionamento de
FPSOs é uma questão menor do que o desmantelamento de outros tipos de instalações de
produção. Nesses casos, a estrutura flutuante é simplesmente removida, seja para reutilização
em outro lugar, seja para o abandono convencional. As partes dos equipamentos restantes, por
exemplo, as cabeças dos poços e umbilicais, podem ser completamente removidas.
Segundo RUIVO (2001), as plataformas TLP e Spars de produção são um tanto
similar a FPSOs e a Semissubmersíveis, devido à mobilidade e flutuação. A Spar é a única
plataforma flutuante que dispõe de uma estrutura comprida que chega a 225 m devido ao
cilindro vertical de seu suporte, porém isso dificulta às vezes as atividades de remoção.
A operação de desmontagem da Plataforma de Pernas Atirantadas (TLP) se torna um
pouco difícil no que diz respeito à desconexão das amarras tencionadas e dos pontos de
ancoragem no solo submarino.
52
5.2 Opções de Descomissionamento para as Plataformas Fixas
5.2.1 Plataforma Gravitacional de Concreto
Estrutura pesada em águas mais profundas requer corte submarino e guindastes
especializados para operação de remoção, aumentando riscos e custos operacionais. De
acordo com as regulamentações existentes, qualquer parte de uma estrutura não trazida em
terra para disposição final exigiria uma avaliação de impacto ambiental, da necessidade de
limpeza de resíduos oleosos, acumulações de metais pesados, cascalhos de perfuração (drill
cuttings) e da disposição. Qualquer opção de descomissionamento que não implique a
remoção completa da estrutura deve deixar pelo menos a coluna de água livre de
aproximadamente 55 m de lâmina d’água de acordo com as diretrizes da IMO para garantir a
segurança dos demais usuários do mar.
Até nos dias atuais, nenhuma grande estrutura gravitacional de concreto foi
descomissionada, sendo a aceitação de opções tombamento no local e remoção parcial as mais
recomendadas. As duas opções podem apresentar grande potencial de risco ambiental, devido
ao risco de vazamentos de óleo ou lama residual caso ocorra danificação dos pilares de
armazenamentos durante as operações de corte ou tombamento.
Dentre o total de plataformas fixas, no Brasil, apenas três unidades possuem
subestrutura de concreto; estas plataformas representam um desafio devido ao seu tamanho e
peso (AMORIM, 2010). Para realizar sua remoção deve ser utilizado um processo de lastro
para reflutuação, permitindo sua desconexão da estrutura com o solo. Posteriormente, pode
ser rebocada e disposta em águas profundas, ou cortada e disposta em terra (RUIVO, 2001).
A remoção de módulos de topsides pode ser feita através de embarcações de elevação
pesada, da mesma maneira que para plataformas de aço convencionais. Em teoria, a remoção
da plataforma de concreto envolve o processo de instalação reversa dos lastros que se revela
delicada tecnicamente. Além disso, a remoção da subestrutura de concreto apresenta mais
dificuldades, na medida em que as colunas de concreto mergulhadas se ancoram a ponto de
ficarem engatadas no solo marinho.
53
Uma possível remoção total desse tipo de estrutura dependeria do içamento por
guindastes. Para isso, a integridade estrutural da instalação no momento do
descomissionamento pode ser um fator significativo na capacidade de reflutuação. O
procedimento de reflutuação envolve o esvaziamento do lastro da estrutura (tanques de
armazenagem) para induzir a flutuação e injetar a água nos compartimentos da fundação para
desconectá-la do solo. A efetividade de tal processo é altamente dependente da integridade
estrutural da plataforma e o controle sobre a flutuação para impedir, por exemplo, a rápida
ascensão através d’água. Além disso, o tempo de rompimento da conexão estrutura/solo e o
peso dos topsides que podem ser carregados, uma vez que ambos afetam a estabilidade da
plataforma durante a operação.
A opção mais indicada para o descomissionamento de plataformas fixas de concreto
seria a remoção completa. Esse processo consiste na inversão do processo de instalação,
posterior reflutuação da subestrutura de concreto com os topsides podendo, então, ser
rebocados, afastados e dispostos em águas profundas ou secionada e disposta em terra. No
entanto, as questões técnicas associadas à remoção de grandes estruturas de gravidade de
concreto e os altos custos mapeados contribuíram em grande parte para as
isenções/derrogações em vários acordos internacionais. A experiência internacional no que
diz respeito à remoção de estruturas de gravidade de concreto insinua que pode haver
dificuldades consideráveis devido ao peso da sua subestrutura e outros aspectos discorridos
nos parágrafos antecedentes. Assim, existe grande possibilidade de todas as plataformas de
concreto do Mar do Norte e do Brasil serem deixadas no local.
5.2.2 Plataforma Jaqueta (subestrutura de aço)
De forma breve, uma plataforma fixa de aço convencional tem por opções de
descomissionamento:
• Deixar no local;
• Remoção parcial;
• Tombamento no local;
• Remoção total.
Na maioria dos casos, o descomissionamento envolve a remoção de conveses ou
topsides antes do tombamento ou eliminação da jaqueta, para disposição final em águas
54
profundas, em terra ou da criação de um recife artificial. Os fatores que afetam o descarte e o
método de disposição podem ser diferentes entre o topside e a jaqueta. As estruturas de
revestimento leve (menos de cerca de 500 toneladas) em águas rasas abaixo de 50 m de
profundidade podem ser adequadas para remoção em uma única elevação após o
tamponamento dos poços e desconexões das linhas de fluxo. Isso depende também de fatores
como dimensões, integridade estrutural e condições geológicas e ambientais do mar.
Ao desenvolver e avaliar um plano de descomissionamento de uma Jaqueta deve se
dar atenção especial à integridade estrutural. Muito embora, do ponto de vista analítico, uma
estrutura de aço possa ser removida conforme a engenharia reversa, ou seja, desmontada na
sequência inversa para a qual foi instalada; do ponto de vista prático, isso pode não ser
aconselhável, principalmente em caso de estruturas antigas. A corrosão, as adições e
remoções de equipamentos ao longo da vida da plataforma podem são relevantes para a
viabilidade de algumas opções de desmantelamento.
Por isso, as estruturas antigas, em particular, podem ser adequadas para fins
operacionais, mas podem não possuir a integridade estrutural necessária para algumas opções
de descomissionamento. No que diz respeito às estruturas mais recentes, as Diretrizes da IMO
indicam que todas as instalações construídas desde janeiro de 1998 devem ser projetadas e
construídas de forma a garantir que a remoção completa seja viável.
As opções que podem ser consideradas para o desmantelamento de estruturas fixas de
aço são descritas com mais detalhes nas seções seguintes.
5.2.2.1 A Opção de Deixar no Local
A opção de “Deixar no local” uma plataforma fixa de aço exige a limpeza das
instalações, um programa de manutenção e a segurança apropriada para posterior
desmantelamento ou uso alternativo. Na ausência de cuidados de manutenção, uma
plataforma abandonada no lugar de produção pode se deteriorar e as partes corroídas e
desagregadas poderiam espalhar-se, amplamente no fundo do mar, poluindo ambiente
marinho.
Essa opção normalmente não é mais aceita devido à legislação internacional (OSPAR
1992), que baniu o afundamento e permanência de qualquer tipo de estrutura no local. É
exigida a remoção da estrutura após o encerramento da produção. Assim sendo, o fato de
55
deixar o equipamento no lugar gera riscos de acidentes de navegação, altos custos de
manutenção e qualquer outro tipo de constrangimentos aos usuários.
Convém lembrar que, no sentido bem restrito, só é permitido o abandono in situ caso o
uso alternativo seja do interesse comunitário para, por exemplo, servir de: farol sinalizador
para embarcações, centro de pesquisas científicas, base para fontes de energia alternativa
(eólica), locais para ecoturismo, local de pesca esportiva, entre outros.
Tabela 4: Avaliação da Opção Deixar no Local
DEIXAR NO LOCAL
VANTAGENS DESVANTAGENS
Sem prejuízo à vida marinha Mantém um hábito não natural
Economias de custo imediatas
Custos de manutenção crescem com o tempo:
• Requer revestimento de proteção acima
d’água;
• Requer proteção catódica abaixo d’água;
• Requer sinalização para a navegação;
• Permanece suscetível a danos causados por
tempestades.
Proporciona local para a pescaria Conflitos com os outros usuários da região
Proporciona porto seguro para
embarcações em caso de emergências
Principais implicações:
• Embarques não autorizados;
• Colisões;
• Perigos à navegação tanto na superfície
quanto na subsuperfície.
Mantém o status quo:
• A estrutura permanece visível;
• Não requer limpeza do local;
• Proporciona habita migratório
para animais (superfície);
• Proporciona habitat (recifes)
para os animais marinhos
(subsuperfície).
Podem exigir eventual remoção com:
• Redução da integridade estrutural;
• Aumento dos riscos referentes à segurança;
• Aumento dos custos.
Afeta negativamente a indústria da construção e
remoção:
Não há reciclagem de aço.
Necessita de alterações nos regulamentos e leis
existentes Fonte: Pulsipher, 1996
5.2.2.2 A Opção de Remoção Parcial
A remoção parcial envolve a retirada da estrutura da disposição para fora, enquanto o
restante é deixado no lugar. A opção de remoção parcial é sugerida pelas diretrizes (IMO,
1989) somente para plataformas maiores para fins de possibilitar uma coluna de água
desobstruída durante o corte.
56
De modo geral, isso é apenas uma opção para estruturas em águas mais profundas para
garantir a manutenção de uma coluna de águas livre (desobstruída) de 55 m no mínimo abaixo
da linha de água de água para estruturas localizadas em lâmina de águas acima de 75 m (IMO,
2000). Questões como o impacto potencial da estrutura restante no fundo do mar para o meio
ambiente e a indústria pesqueira também precisam ser levados em consideração.
O corte da Jaqueta pode ser realizado por métodos não explosivos ou pelo uso de
carga explosiva de potência menor. Tal operação deve ser feita de modo a deixar a parte
inferior da estrutura no solo marinho como mostrada na Figura 7 e, é recomendado dispor a
parte removida em local apropriado, seja em águas profundas, disposição em terra ou em local
próxima da costa.
Figura 7: Corte da Subestrutura de aço (Remoção Parcial)
Fonte: TSB Offshore, 2000.
Vale ressaltar, que apesar seja recomendada pelo IMO, a opção de remoção parcial
deve ser justificada para obter a aprovação dos órgãos competentes, pois a regulação tanto
internacional quanto a nacional incentivam e preconizam a remoção total da plataforma.
57
Tabela 5: Avaliação da Opção Remoção Parcial
REMOÇÃO PARCIAL
VANTAGENS DESVANTAGENS
Comparado com a opção de remoção
completa, provoca menor dano à vida
marinha durante a remoção e proporciona
algum habitat como recifes.
Não retorna o habitat ao seu estado natural.
Elimina o habitat existente na estrutura
superior ao intervalo da coluna d’água.
Economias de custo:
• Não requer manutenção;
• Não requer limpeza do local.
Deve manter sinalização para navegação
(boias).
Possível apenas em lâminas d’água
suficientes para a liberação
Aumenta os riscos do mergulhador durante a
remoção.
Pode proporcionar local para a pescaria.
Prejudica a pesca com redes
Libera os operadores de eventuais
responsabilidades.
Responsabilidades ligadas à agência
reguladora:
• Inevitáveis testes governamentais;
• Perigos à navegação na superfície e
na subsuperfície.
Encoraja a inovação nos métodos de remoção
de estruturas.
Perda de recursos:
• Eliminação do habitat presente
próximo à superfície d’água;
• Não há reciclagem de aço. Fonte: Pulsipher, 1996
O Reino Unido e a Noruega são dois países que possibilitam a técnica de remoção
parcial, o Governo norueguês dispõe de arcabouço legal que promove a reutilização do aço e
concreto das plataformas desmanteladas para construção de cais e docas.
5.2.2.3 A Opção de Tombar no Local
A plataforma poder ser derrubada no local, deitando-a no fundo do mar. Isso envolve
mais precisão e controle no momento do corte que pode ser no leito marinho ou pouco acima,
de modo que a estrutura caia no fundo do mar. Essa opção é recomendada somente para
estruturas localizadas em águas mais profundas, atendendo às diretrizes do IMO que exigem
uma coluna d’água livre de 55 m de profundidade no mínimo.
Questão como potencial impacto ambiental do afundamento da estrutura restante no
meio pesqueiro precisa ser levada em consideração. Essa opção diferencia-se com a remoção
parcial apenas na disposição final da seção cortada e como na remoção parcial, também
precisa da validação do órgão regulatório competente para aplicabilidade.
58
É possível que o tombamento no local possa ser realizado em conjunto com um
projeto de recifes artificiais, Caso a localização da estrutura for designada como o local
adequado para a cultura de recife artificial. Antes que qualquer estrutura possa ser derrubada,
todos os cascalhos e óleos residuais devem ser removidos e descartados de acordo com os
regulamentos.
Como visto na Figura 8, abaixo, a seção dos membros críticos da estrutura pode ser
realizada por meio das cargas explosivas de forma sequencial para ocasionar o
desmoronamento do equipamento devido ao desequilíbrio resultando do próprio peso.
Figura 8: Corte e Tombamento no local
Fonte: Les Dauterive (2000)
5.2.2.4 A Opção de Remoção Completa
A remoção completa inicia-se após a operação de tamponamento e abandono
permanente de poço. Ela abrange a desconexão dos risers e linhas de fluxo abaixo do fundo
do mar; desmontagem total de qualquer equipamento de produção, módulos de preparação,
decks e Jaquetas para operações de elevação; a remoção de topside; o corte de pilha e a
retirada da jaqueta ou subestrutura.
Existem três opções principais a serem consideradas para a disposição do próprio
equipamento: recifes artificiais, disposição em águas profundas ou eliminação em terra. Tudo
isso envolve o corte de pilhas abaixo do fundo do mar, o levantamento e transporte da jaqueta,
possivelmente em várias peças (sucatas).
59
O corte pode ser feito através do uso de abrasivos, lanças térmicas, mecânicos ou
explosivos. A escolha dos pontos de corte dependerá de fatores específicos, como por
exemplo, o tipo e a quantidade de material a serem cortados, os fatores ambientais específicos
e a profundidade da água. Para grandes instalações, a remoção completa exigirá o uso de
equipamentos de elevação pesada e de rebocagem. Os custos são fatores que precisam ser
pensadas, visto que esses são proporcionais à quantidade de içamentos realizados. A remoção
completa exige o corte da subestrutura da plataforma até aproximadamente 5 m de
profundidade suficiente abaixo do solo marinho, a fim de evitar risco de interferência com os
demais usuários do ambiente marinho (IMO, 1989).
Tabela 6: Avaliação da Opção Remoção Completa
REMOÇÃO COMPLETA
VANTAGENS DESVANTAGENS
Atende completamente as necessidades da
atividade de pesca com redes
Impactos ambientais:
• Realoca ou elimina habitat artificial
criado ao redor da base da estrutura;
• Morte de peixes decorrentes dos
explosivos utilizados no corte da estrutura;
• Necessita de local para a disposição.
Não há conflitos com as legislações
internacionais vigentes
Dispendioso para os operadores:
• Utilização de explosivos necessita de
aprovação do órgão ambiental competente;
• Em alguns locais, há restrição na
utilização de explosivos;
• Requer o transporte a terra ou ao local
de recifes artificiais.
Não apresenta risco à navegação
Atende às necessidades da pesca com redes:
• Nada permanece acima do solo
marinho
Necessita de limpeza do local
Eliminar principais complicações e
manutenção do local Perigoso aos mergulhadores
Permite a reutilização e reciclagem dos
materiais
Problemas na remoção devido ao atrito entre
a estrutura e o solo em profundidades
superiores a 5 m abaixo do solo marinho Fonte: Pulsipher, 1996
60
5.2.2.4.1 Opções de disposição final da plataforma removida por completo
Eliminação como recife artificial
A construção de um recife artificial geralmente envolve a remoção total de uma
estrutura no fundo do mar e, em seguida, o deslocamento para um local apropriado e
destinado para as possíveis conversões. Em raros casos, pode envolver o derrubamento da
estrutura no local, mas isso só ocorre quando a localização da plataforma se enquadra no
requisito de um ambiente propício para a implementação dessa técnica.
Existe uma considerável diversidade de opinião na literatura de recifes artificiais. No
entanto, o ponto importante é que o resultado da criação de recifes artificiais é altamente
específico do local. Em alguns locais, os recifes artificiais parecem ter sido altamente bem
sucedidos na criação de locais onde os peixes reproduzem-se e agregam-se. Por outro lado,
em alguns lugares, os peixes agregam-se, sem aumento da população. No último caso, a
agregação pode tornar os peixes mais atrativos, o que por sua vez, tem o potencial de colocar
espécies em risco, a menos que a pesca seja proibida. A estrutura de um recife artificial pode
oferecer aos peixes um grau de proteção de algumas técnicas de pesca [14].
A criação de recifes artificiais em ecossistemas saudáveis envolve uma série de
potenciais custos e riscos ambientais. Esses incluem a substituição do habitat natural anterior,
um habitat artificial, com impactos nos habitats adjacentes (como turnos na estrutura trófica
ou na rede alimentar), na conectividade e padrões de dispersão de larvas entre habitats e na
introdução de poluentes, doenças ou pragas marinhas.
Os equipamentos offshore descomissionados e dispostos como recifes são estruturas
de alto relevo que servem melhor para atrair peixes. As estruturas de alto relevo também
trabalham contra a sobrevivência de peixes jovens que sugerem que os equipamentos como
recifes são simplesmente um local de atração virtualmente, independentemente da
localização.
Em outros casos, os recifes artificiais podem ter um efeito negativo nos ecossistemas.
Existe também o potencial de desvantagens em termos de navegação e custos de manutenção
ao longo prazo. Os benefícios líquidos provavelmente variam significativamente de local para
local [15].
a) No Golfo do México, o sucesso na implementação foi visto com a política Rigs
to Reefs. É permitido que as plataformas desmanteladas fossem modificadas
61
para um ambiente de recife artificial permanente no fundo do oceano. O
programa Rigs to Reef (RTR) é considerado mais econômico e ambientalmente
aceitável do que a remoção total, já que a estrutura não é totalmente removida
do mar. Há quatro técnicas principais usadas durante o programa de RTR
(Figura 9):
(a) Deixar a estrutura in situ;
(b) Afundamento da estrutura;
(c) Cortar a parte superior da estrutura a 26 m abaixo do nível do mar e dispor
a parte restante no fundo do mar;
(d) Rebocar toda a estrutura para outro local e afundá-la.
Figura 9: Ilustração das principais técnicas para implementação dos recifes artificiais
Fonte: http://decomnorthsea.com/decom-explained
i. Disposição em águas profundas
As estruturas podem ser removidas como para a criação de recifes artificiais, mas
serem descartadas em águas profundas. Vale lembrar que questões referentes aos possíveis
impactos ambientais em águas profundas acarretados por essa prática devem ser considerados
e analisados.
ii. Disposição em terra
Estruturas removidas podem ser trazidas em terra para o processo de
destruição/reciclagem. Essa opção oferece vantagens da remoção completa da estrutura do
mar e permite a reciclagem de grande parte do material. Por outro lado, gera a necessidade de
62
disposição de materiais não recicláveis em aterros de resíduos sólidos, podendo exigir queima
ou incineração a alta temperatura das sucatas [16].
Esse processo promove emissões de gases de efeito estufa do que outras opções de
disposição. A disposição terrestre também pode ser relevante para componentes perigosos
(radioativos) removidos de estruturas que de outra forma poderiam ser descartados para o
fundo do mar e poluindo o ambiente marinho. A segurança e a saúde dos trabalhadores são
fatores fundamentais que podem levar a questionar as técnicas aplicadas durante o processo
de descomissionamento.
Na mesma ótica, é importante possuir aterros especializados para a disposição das
próprias estruturas e resíduos que resultam do processo a fim de reduzir os custos
operacionais. Atualmente, vários países produtores de petróleo e gás não dispõem ainda de
aterros apropriados e especializados para disposição de plataformas de grande porte, como o
Brasil.
5.2.2.5 Uso Alternativo
Existem várias sugestões para o uso alternativo da estrutura removida como, por
exemplo, a transformação da estrutura em estação de pesquisa, parques de ecoturismo, cultivo
marinho, local de pesca esportiva ou recreativa.
Em geral, a questão dos usos alternativos não apresenta grandes problemas na medida
em que o novo operador da instalação satisfaça os requisitos exigidos pelo órgão competente.
63
CAPITULO 6 - CONSIDERAÇÕES FINAIS
Após o encerramento da produção, é exigido que todas as instalações offshore sejam
removidas, reutilizadas ou descartadas, dependendo conforme com a regulamentação da
região em que operam. O descomissionamento é um setor de mercado em rápido
desenvolvimento na Indústria de petróleo, com grande potencial por ter muito campos
maduros ao redor do mundo na fase de encerramento da produção e ao mesmo tempo
apresenta grandes riscos operacionais.
Em termos de custos econômicos de descomissionamento, o principal fator está
diretamente relacionado ao peso dos materiais a serem removidos e também a quantidade de
içamentos e barcos de apoio. Com base nisso, até o momento, não existe caso de
desmantelamento de estrutura de concreto. As operações que focam criticamente na
desconexão e remoção economizam custos extras durante o processo de descomissionamento.
Quase dois terços dos custos de desmantelamento provêm do custo de remoção, tornando-se
imperativo encontrar um empreiteiro com grande equipamento, experiência e serviço.
Os componentes da plataforma podem ser remodelados e reutilizados, desmantelados
e reciclados ou descartados em aterros específicos. Devido ao ambiente oceânico hostil, as
operações de desmantelamento offshore são mais incertas e onerosas do que onshore. O Brasil
com a produção em águas profundas e ultraprofundas, apresenta potencial desafio para a
operação de desconexão que necessitará a tecnologia e mais cultos para sua remoção.
Ao comparar o arcabouço legal do Reino a do Brasil, percebemos que as normas
brasileiras que regem o processo de descomissionamento precisam ser revisadas para se
adequar ao padrão internacional, além da necessidade do país de fortalecer o aspecto
ambiental descomissionamento no que se refere ao licenciamento ambiental, ao processo de
recuperação da área, entre outros.
Atualmente, os fatores como os baixos preços do barril de petróleo e o aumento do uso
de plataformas com estruturas cada vez mais complexas operando em águas profundas e
ultraprofundas, tornam-se imperativo que a legislação a respeito do descomissionamento seja
atualizada e mais competente para atender bem o mercado, acarretando um bom desempenho
do projeto.
Em sumo, a opção mais recomendada de descomissionamento é a remoção completa
da instalação com disposição final na terra. Caso não seja possível, a utilização alternativa
bem sucedida para as plataformas de aço é a opção de recifes artificiais.
64
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