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MAPEAMENTO E AVALIAÇÃO PRELIMINAR DA DURAÇÃO DAS PRINCIPAIS
ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DE UM FPSO
Laura Antonioli Meirim Coutinho
Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de Engenharia Naval e Oceânica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheira.
Orientador: Jean-David Caprace
Rio de Janeiro
2019
ii
MAPEAMENTO E AVALIAÇÃO PRELIMINAR DA DURAÇÃO DAS PRINCIPAIS
ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DE UM FPSO
Laura Antonioli Meirim Coutinho
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRA
NAVAL E OCEÂNICA.
Examinada por:
________________________________________________
Prof. Jean David Job Emmanuel Marie Caprace
________________________________________________
Prof. Marcelo Igor Lourenço de Souza
________________________________________________
Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
2019
iii
Coutinho, Laura Antonioli Meirim
Mapeamento e Avaliação Preliminar da Duração das Principais
Etapas do Processo de Descomissionamento de um FPSO / Laura
Antonioli Meirim Coutinho. - Rio de Janeiro: UFRJ / Escola
Politécnica, 2019.
XVI, 66 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Jean-David Job Emmanuel Marie Caprace
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso de
Engenharia Naval e Oceânica, 2019.
Referências Bibliográficas: p. 62-66.
1. Descomissionamento de FPSO. 2. Descomissionamento no
Brasil. 3. Estaleiros de Reciclagem. 4. Desmonte de plataformas. 5.
Regulamento Europeu 1257/2013. I. Caprace, Jean-David. II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de
Engenharia Naval e Oceânica. III. Mapeamento e Avaliação
Preliminar da Duração das Principais Etapas do Processo de
Descomissionamento de um FPSO.
iv
A todas as mulheres que dedicaram suas vidas para que eu tivesse o direito dessa
conquista, em especial minha mãe.
v
“Se a educação sozinha não transforma a sociedade, tampouco sem ela a sociedade
muda.”
Paulo Freire
vi
AGRADECIMENTOS
A gratidão aqui expressa tenta alcançar, de alguma forma, todas as pessoas que
foram essenciais para que eu realizasse esse sonho. Antes de tudo os meus pais,
principalmente por todos os sacrifícios que realizaram para que os meus objetivos fossem
sempre prioridade, por concretizarem o impossível pela minha educação. “Muito
obrigada” parece pouco por fazerem eu me sentir a filha mais amada do mundo. Agradeço
aos meus irmãos, meus primeiros e melhores amigos, pois sem vocês eu não teria nem de
longe a força que tenho para batalhar pelos meus sonhos.
Aos meus amigos e parceiros dessa jornada que foi a Graduação na Engenharia
Naval, muito obrigada por terem trazido mais cor ao meu dia a dia (por muitas vezes
nebuloso), por terem feito os momentos difíceis menos dolorosos, as injustiças menos
cansativas e as alegrias terem sentido. Ana Clara, André, Andrew, Gabi, Guida, Lucas,
Luccas, Nic, Pê, Pedro, Ricardo, Victor, Yu e todos os que me apoiaram e me fizeram
reencontrar minhas forças nos percalços dessa estrada que dividimos, muito obrigada.
Vocês são o maior presente que a Engenharia Naval me deu.
Ao CAEng - o Centro Acadêmico de Engenharia da UFRJ e o mais antigo da
América Latina - obrigada por me fazerem sentir que não era loucura querer mudar a
Universidade, por me ensinarem tanto sobre diálogo, pensamento crítico, coragem,
privilégios e empatia. Obrigada às pessoas incríveis com quem dividi a gestão, pela
amizade e por me mostrarem que a luta por uma sociedade mais justa e igualitária pode
ser prazerosa. Ao coletivo ComCiência Feminina, o primeiro coletivo de mulheres de
Ciências Exatas da UFRJ, obrigada pelo tanto que crescemos, aprendemos e construimos
juntas. Sempre terei muito orgulho de ter feito parte dessa história.
Ao meu amigo Guilherme, que acompanhou a maior parte dos meus desafios sem
deixar eu me sentir menos do que capaz de qualquer coisa; se existem outras vidas, com
certeza a gente já se conhecia. Aos meus amigos Gente Bonita, pelo apoio incondicional,
os puxões de orelha, as melhores gostosas risadas e tudo que crescemos juntos – vocês
são minha segunda família.
Um agradecimento especial também aos profissionais cujo suporte foi essencial
para a execução desse projeto de graduação: Euler Ocampo, Flávia Schenato, John
Chillingworth, Joice Carrara e Ricardo Coutinho. Aos professores Alexandre Alho, Carl
Alberst, Marta Tapia, Murilo Vaz, Sérgio Sphaier e Severino Neto, agradeço pelo
conhecimento compartilhado e por fazerem parte do meu crescimento profissional e
vii
pessoal. Agradeço especialmente ao meu professor orientador Jean David pela melhor
orientação que eu poderia ter, e por todo apoio nesta etapa da minha vida profissional.
Aos servidores e funcionários da UFRJ, em especial Simone Morandini e Eloisa Ferreira
no DENO e a equipe da DAEC, muito obrigada pelo trabalho duro que tornou possível
que essa etapa da minha vida fosse concluída, mesmo com todas as dificuldades que a
nossa Universidade enfrenta.
Por fim, minha gratidão a toda sociedade brasileira, que financiou meus estudos e
minha formação na Universidade Pública. Em especial àqueles que não tiveram as
mesmas oportunidades que tive para seguirem se aprofundando nos estudos, mas cuja
contribuição me permitiu concluir a minha formação como Engenheira e a realização de
um sonho. Deixo registrada aqui a minha mais sincera gratidão.
viii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheira Naval e Oceânica.
Mapeamento e Avaliação Preliminar da Duração das Principais Etapas do Processo de
Descomissionamento de um FPSO
Laura Antonioli Meirim Coutinho
SETEMBRO/2019
Orientador: Jean-David Caprace.
Curso: Engenharia Naval e Oceânica.
Com as Unidades Estacionárias de Produção encerrando suas atividades em quantidade
cada vez maior, a indústria nacional vive um cenário de novos desafios para os próximos
anos quanto ao descomissionamento de navios e plataformas que chegam ao fim de sua
vida útil. Muitos esforços tem sido dispendidos no desenvolvimento de tecnologias para
consolidar um mercado de descomissionamento padronizado que seja seguro, sustentável
e financeiramente atrativo. Nesse contexto, este projeto de graduação objetiva mapear as
principais etapas do processo de descomissionamento de uma Unidade tipo FPSO, muito
utilizada na indústria do pré-sal do Brasil, e realizar uma avaliação preliminar da duração
de tais etapas. Os principais processos realizados e recursos utilizados são identificados
em um fluxograma e discutidos, buscando evidenciar a relação entre eles. Além disso,
propõe-se um método para avaliar de forma preliminar o tempo de duração de cada etapa,
baseado em um estudo de caso de um FPSO em operação no Brasil. Espera-se abordar
um problema de engenharia latente propondo ideias para trabalhos futuros de forma
enriquecedora para o legado de produções acadêmicas do curso de Engenharia Naval.
Palavras-chave: Descomissionamento de FPSO, Descomissionamento no Brasil,
Estaleiros de Reciclagem, Desmonte de plataformas, Regulamento Europeu 1257/2013.
ix
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
Mapping and Preliminary Time Assessment of FPSO Decommissioning Process Main
Steps
Laura Antonioli Meirim Coutinho
SEPTEMBER/2019
Advisor: Jean-David Caprace
Course: Naval Architecture and Marine Engineering
As the number of Offshore Floating Production Units finishing their activities increases
each year, Brazilian naval industry faces new challenges coming ahead for the next years
with respect to end-of-life ships dismantling and platform decommissioning. Many
efforts have been put on developing technologies to consolidate a sustainable, safe and
financially attractive decommissioning market. In this context, this Undergraduate
Project aims to outline the main stages of an FPSO decommissioning process, a type of
platform largely present at “pre salt” industry in Brazil, and engage a preliminary
assessment of the duration of these steps. The main processes and their related resources
are identified in a flow chart and discussed, as well as how they interact. Besides, the
method to evaluate preliminarily the duration of each step in the decommissioning
process is based on a case study of an FPSO operating in Brazil. For the legacy of
academic production of the Naval Architecture and Marine Engineering course of UFRJ,
it is expected to address a latent engineering issue and to propose ideas for future works.
Keywords: FPSO Decommissioning, Decommissioning in Brazil, Recycling Yards,
Platform Dismantling, EU Regulation 1257/2013.
x
SUMÁRIO
1. O DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS NO BRASIL ...................... 1
2. RELEVÂNCIA DO FPSO NO CONTEXTO DO DESCOMISSIONAMENTO .... 4
3. OBJETIVO .............................................................................................................. 10
4. METODOLOGIA ................................................................................................... 11
5. CARACTERÍSTICAS DO FPSO DO ESTUDO DE CASO ................................. 12
6. CONTEXTO REGULATÓRIO .............................................................................. 13
6.1. Convenção de Basiléia (CB) .............................................................................13
6.2. Convenção de Hong Kong (HKC) ....................................................................13
6.3. Regulamento Europeu 1257/2013 ....................................................................14
7. PRINCIPAIS DESAFIOS PARA A SUSTENTABILIDADE NO ESTUDO DE
CASO ............................................................................................................................. 17
7.1. Bioinvasão por Coral-Sol..................................................................................17
7.2. NORMs – Materiais com Ocorrência Natural de Radioatividade ....................19
8. PRINCIPAIS ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DO
FPSO ESTUDADO ........................................................................................................ 23
8.1. Etapas Pré Remoção do Local ..........................................................................24
8.1.1. Limpeza dos Tanques ................................................................................24
8.1.2. Limpeza do Topside ...................................................................................25
8.1.3. Remoção dos Mangotes de Offloading ......................................................25
8.1.4. Limpeza e Desconexão dos Risers .............................................................26
8.1.5. Desconexão do Sistema de Amarração .....................................................29
8.2. Operações para Autorizar a Entrada do FPSO no Estaleiro .............................31
8.3. Etapas Pós Remoção do Local ..........................................................................32
8.3.1. Chegada no Estaleiro e Remoção dos Módulos ........................................32
8.3.2. Remoção de Equipamentos Relevantes .....................................................34
8.3.3. Descontaminação e Remoção de Materiais Tóxicos .................................36
xi
8.3.4. Fase de Corte e Separação dos Materiais para Destinação .....................38
9. AVALIAÇÃO PRELIMINAR DOS TEMPOS ...................................................... 43
9.1. Estimativas Realizadas por Etapa do Processo Mapeado .................................47
10. DISCUSSÃO DOS RESULTADOS ....................................................................... 54
11. CONCLUSÃO ........................................................................................................ 59
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 62
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 – Principais Etapas da Exploração e Produção de Óleo e Gás Offshore ........... 2
Figura 2 - Idade das Plataformas do Brasil. Retirado de [4] ............................................ 3
Figura 3 - Quantitativo de plataformas em operação no Brasil por tipologia. Retirado
de [3] ................................................................................................................................. 4
Figura 4 - Jaqueta da Plataforma de Mexilhão sendo transportada para Bacia de Santos.
Retirada de [8]. ................................................................................................................. 5
Figura 5 – Plataforma semissubmersível P-55 sendo transportada para a Bacia de
Campos. Retirada de [7]. .................................................................................................. 6
Figura 6 - Plataforma P-61 do tipo TLP após a operação de união do casco com a planta
de processo (deck mating). Retirada de [7]. ..................................................................... 7
Figura 7 - Plataforma P-53 do tipo FPU, atualmente instalada na Bacia de Campos.
Retirada de [10]. ............................................................................................................... 7
Figura 8 – FPSO P-50 no campo de Albacora Leste, na Bacia de Campos. Retirada de
[7]. .................................................................................................................................... 8
Figura 9 - FSO Cidade de Macaé MV15, Unidade hub de produção de múltiplas
plataformas na Bacia de Campos. Retirada de [11].......................................................... 9
Figura 10 - Etapas do Processo de Verificação de Estaleiros de Reciclagem Localizados
fora da UE. Retirada de [20]. .......................................................................................... 16
Figura 11 - Coral-sol. Retirada de [26] .......................................................................... 17
Figura 12 - Base da Brasco no Caju, Rio de Janeiro. Retirada de [31] .......................... 22
Figura 13 - Principais Etapas no Descomissionamento do FPSO do Estudo de Caso. .. 23
Figura 14 – Linha de mangotes de offloading acondicionados em carretel. Cortesia da
Royal IHC. ...................................................................................................................... 26
Figura 15 - ROV realizando inspeção submarina com transdutor de ultrassom. Retirado
de [38] ............................................................................................................................. 27
Figura 16 - Exemplo de PIG utilizado em inspeção interna de dutos. Retirada de [39] 27
Figura 17 - Exemplo de embarcação tipo PLSV. Cortesia de Subsea7. ......................... 28
Figura 18 - Configuração da chegada do riser no FPSO. Adaptada de [41] .................. 28
Figura 19 – Ilustração do sistema de amarração do tipo Spread Mooring em vista de
topo. ................................................................................................................................ 29
Figura 20 - Fluxo de atividades necessárias para autorização do envio da Unidade para
reciclagem segundo a HKC. ........................................................................................... 31
xiii
Figura 21 – Vista de satélite em perspectiva do Estaleiro Altântico Sul. Retirada de
Google Maps. ................................................................................................................. 33
Figura 22 – Infraestrutura do Estaleiro Jurong Aracruz. Cortesia de Sembcorp Marine.
........................................................................................................................................ 34
Figura 23 - Esquema genérico do processamento primário da produção no topside de
um FPSO. Retirada de [36]............................................................................................. 35
Figura 24 - Opções de disposição para equipamentos relevantes e tubulações do topside.
Adaptado de [35]. ........................................................................................................... 36
Figura 25 - Layout padrão de estaleiro para reciclagem. Adaptado de [15]. ................. 39
Figura 26 – Tesoura de Demolição Hidráulica. Cortesia de Stanley Infrastructure. ..... 40
Figura 27 - Parque Siderúrgico Nacional. Adaptado de [47]. ........................................ 42
Figura 28 - Gráfico com a duração acumulada por etapa da fase offshore. ................... 55
Figura 29 – Gráfico com a duração acumulada por etapa de cada processo de
descomissionamento avaliado ........................................................................................ 58
xiv
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 - Principais características do FPSO estudado................................................. 12
Tabela 2 – Principais desafios relacionados à bioinvasão por coral-sol no
descomissionamento ....................................................................................................... 18
Tabela 3 - Classificação de resíduos sólidos segundo a NBR 10.004 ............................ 20
Tabela 4 – Divisão de materiais em navios ao fim da vida útil ...................................... 40
Tabela 5 – Quantificação dos materiais após o desmonte do FPSO do estudo de caso . 41
Tabela 6 - Método utilizado para a avaliação preliminar dos tempos de execução por
etapa ................................................................................................................................ 45
Tabela 7 - Resumo dos resultados obtidos para duração de cada etapa do
descomissionamento do FPSO estudado ........................................................................ 54
xv
LISTA DE SÍMBOLOS, ABREVIAÇÕES OU NOMENCLATURAS
AHTS – Anchor Handling Tug Supply (Navio de Apoio a Plataformas para Reboque e
Manuseio de Âncoras).
AL – Autoridade Local.
ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
AUV – Autonomus Underwater Vehicle (Veículo Autônomo Subaquático).
BPMN - Business Process Model & Notation (Notação para Modelagem de Processos de
Negócios).
CB – Convenção de Basiléia.
CGR – Centro Gerenciador de Resíduos.
CNEN – Comissão Nacional de Energia Nuclear.
COW – Crude Oil Washing (Lavagem com Óleo Cru).
DASR – Document of Authorization to conduct Ship Recycling (Documento de
Autorização para Reciclagem do Navio).
EB – Estado de Bandeira.
EJA – Estaleiro Jurong Aracruz.
EPI – Equipamento de Proteção Individual.
E&P – Exploração e Produção.
FPSO – Floating, Production, Storage and Offloading (Plataforma Flutuante de
Produção, Armazenamento e Transferência).
FPU – Floating Production Unit (Unidade Flutuante de Produção).
FSO – Floating Storage and Offloading (Unidade Flutuante de Armazenamento e
Transferência).
HKC – Hong Kong Convention (Convenção de Hong Kong).
IHM – Inventory Of Hazardous Materials (Inventário de Materiais Perigosos).
IMO – International Maritme Organization (Organização Marítima Internacional).
Inmetro – Instituto Nacional de Metrologia.
IPIECA – International Petroleum Industry Environmental Conservation Association
(Associação Internacional de Conservação Ambiental da Indústria do Petróleo).
LDT – Lightship Displacement Tonnage (Toneladas de Deslocamento Leve).
LFL – Lower Flamable Limit (Indicador de Gás Inflamável).
MEPC – Marine Environment Protection Committee (Comitê de Proteção do Meio
Ambiente Marinho).
PCB – Polychlorinated Biphenyl (Bifenilas Policloradas).
xvi
PIG – Pipeline Intervention Gadget (Dispositivo de Intervenção de Dutos).
PLSV – Pipe Laying Support Vessel (Navio de Apoio para Lançamento e Manuseio de
Dutos).
PSV – Platform Supply Vessel (Navio de apoio a operação de plataformas).
ROV – Remotely Operated Vehicle (Veículo Submarino Remotamente Operado).
SRFP – Ship Recycling Facility Plan (Plano da Instalação para Reciclagem de Navios).
SRP – Ship Recycling Plan (Plano de Reciclagem do Navio).
SS – Plataforma Semissubmersível.
TLP – Tension Leg Platform (Plataforma de Pernas Tensionadas).
UE – União Europeia.
UNEP – United Nations Environment Programme (Programa das Nações Unidas para o
Meio Ambiente).
VLCC – Very Large Crude Carrier (Navio Petroleiro na faixa de 300.000dwt).
1
1. O DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS NO BRASIL
Em grande parte dos processos industriais, a destinação de resíduos representa um
desafio para a sociedade. Na indústria de Exploração e Produção de óleo e gás não é
diferente. O ciclo de exploração e produção offshore pode ser sintetizado através das
etapas reunidas na Figura 1. Após a seleção das áreas exploratórias para oferta em leilão
(Definição de Blocos) por parte do Governo, segue-se para a aquisição do direito de
exploração, através de leilões públicos, com a assinatura do contrato de concessão.
Durante a Exploração são realizadas atividades como a aquisição de dados sísmicos e
geoquímicos visando expandir o conhecimento sobre o bloco adquirido. Também é nessa
fase que são realizadas perfurações e a avaliação dessas perfurações. Caso a conclusão da
avaliação seja a viabilidade econômica da Descoberta, é feita a declaração de
comercialidade da área, dando início ao Desenvolvimento do campo.
O Desenvolvimento consiste no conjunto de operações e investimentos que devem
ser feitos no campo para viabilizar a sua produção, através da implementação de toda a
infraestrutura necessária. São feitas, por exemplo, a perfuração dos poços produtores, a
instalação das plataformas de petróleo e a construção dos gasodutos e oleodutos que
escoarão a produção [1]. Com toda a infraestrutura instalada, o campo passa a produzir
óleo e/ou gás para abastecer o mercado. Esta fase é chamada de Produção, a mais longa
do ciclo de vida de um campo de petróleo [1].
A última etapa, que será o objeto de estudo deste projeto de graduação, tem seu
início após a parada de produção da Unidade e consiste no conjunto de ações a serem
tomadas para remoção da Unidade do local de operação e sua destinação, através de um
programa de desativação, e devolução da área à ANP. Esta fase é chamada
descomissionamento, desmonte ou desmantelamento.
2
Figura 1 – Principais Etapas da Exploração e Produção de Óleo e Gás Offshore
Como sugerido em [2], o escopo do descomissionamento pode ser separado em três
grupos distintos – Plataforma, Sistemas Submarinos e Poço, de modo a aumentar a
segurança das operações e enfatizar os aspectos específicos de cada projeto durante seu
detalhamento. Dessa forma, ressalta-se que será tratado neste projeto de graduação o
descomissionamento de plataformas, especificamente do tipo FPSO, como explicitado no
capítulo seguinte.
Dentre as principais razões para o descomissionamento destaca-se a obsolescência
associada ao fim da vida produtiva da plataforma. Segundo levantamento da ANP de
2018 [3], 41% das instalações de produção no Brasil já ultrapassam os 25 anos de
operação offshore. Porém, características como o preço do petróleo, o fim do contrato de
concessão, ou do contrato de desenvolvimento do campo podem ser também justificativas
para descomissionar uma plataforma.
3
Figura 2 - Idade das Plataformas do Brasil. Retirado de [4]
Perante a crise econômica que afeta a indústria de Construção Naval e Offshore no
Brasil, os estaleiros brasileiros se encontram ociosos devido às baixas demandas por
novos projetos de construção. Neste cenário - somado ao conjunto de plataformas com
mais de 25 anos de operação no país - o descomissionamento de navios e plataformas,
mesmo sendo uma atividade nova para o mercado brasileiro, surge como uma
possibilidade de alternativa no horizonte da indústria nacional.
4
2. RELEVÂNCIA DO FPSO NO CONTEXTO DO DESCOMISSIONAMENTO
De acordo com o levantamento da ANP [3], as plataformas do tipo FPSO
representam o segundo maior conjunto de Unidades instaladas em operação no Brasil
hoje. De outro modo, o potencial ainda não explorado de campos offshore, especialmente
na região do pré-sal, coloca em vista um crescimento ainda maior deste tipo de plataforma
no mercado brasileiro; devido à sua vantagem em regiões ultraprofundas e distantes da
costa. Neste cenário, destaca-e todo o potencial petrolífeo brasileiro ainda não explorado,
onde menos de 5% da área sedimentar se encontra sob contrato, e somente 30.000 poços
de petróleo foram perfurados, contra 60 mil na Argentina e 4 milhões nos Estados Unidos,
por exemplo [5]. Sendo assim, é possível esperar que o descomissionamento de FPSOs
no futuro seja uma importante temática para a indústria naval brasileira.
A Figura 3 abaixo ilustra o levantamento das plataformas presentes no cenário
brasileiro atual.
Figura 3 - Quantitativo de plataformas em operação no Brasil por tipologia. Retirado
de [3]
• Plataformas Fixas:
Em sua maioria são do tipo jaqueta. Foram as primeiras Unidades a serem instaladas
na indústria de E&P marítima, inicialmente em águas rasas de até 300 m de profundidade.
Consistem de estruturas reticuladas relativamente rígidas, com um alto grau de
hiperestaticidade, fixadas ao fundo do mar por um sistema de estacas cravadas através de
5
guias [6]. Não possuem capacidade de armazenamento, sendo o escomento da produção
feito através de dutos submarinos. Como vantagem, sua instalação é mais simples e o
controle dos poços pode ser feito na superfície, em sistemas do topside da plataforma [7].
Compreendem o tipo mais comum em operação no Brasil, mas não são estruturas
economicamente praticáveis de serem instaladas em lâminas d’água ultraprofundas.
Figura 4 - Jaqueta da Plataforma de Mexilhão sendo transportada para Bacia de Santos.
Retirada de [8].
• Semissubmersíveis (SS):
São sistemas flutuantes compostos por um casco que suporta uma estrutura com os
equipamentos e instalações que sustentam a produção (o topside). O casco consiste de
flutuadores submarinos (que podem ser simétricos ou anelares) com colunas nas
extremidades (usualmente circulares ou retangulares com cantos adoçados). Por serem
caracterizadas por uma baixa inércia de área de linha d’água, possuem vantagem quanto
ao comportamento dinâmico ao serem ancoradas em lâminas d’água ultraprofundas. Mas,
como desvantagem, não possuem capacidade de armazenamento, necessitando de redes
de dutos submarinos para escoamento da produção.
6
Figura 5 – Plataforma semissubmersível P-55 sendo transportada para a Bacia de
Campos. Retirada de [7].
• TLPs (Tension Leg Platforms):
TLP’s ou plataformas de pernas tensionadas são semelhantes em estrutura às
semissubmersíveis, sendo sua particularidade a ancoragem através de “tendões”
tensionados. Incialmente lastra-se a plataforma antes de conectá-la à fundação no fundo
do mar e, após ancorada, é deslastrada ficando o excesso de flutuação compensado pelas
linhas de ancoragem que se tracionam. Sua vantagem está na baixa amplitude de
movimento vertical (heave), que permite que o controle dos poços seja feito na superfície
(no topside), entre outras implicações relacionadas ao arranjo sumbarino dos risers de
produção. Atualmente no Brasil há uma plataforma do tipo TLP em operação, instalada
no campo de Papa-Terra, no pós-sal da Bacia de Campos.
7
Figura 6 - Plataforma P-61 do tipo TLP após a operação de união do casco com a planta
de processo (deck mating). Retirada de [7].
• FPU (Floating Production Unit):
Unidades flutuantes do tipo FPU surgiram inicialmente como navios petroleiros
convertidos em plataformas ancoradas offshore, capazes de realizar o processamento
primário da produção. Sem capacidade de armazenamento da produção, ou de
transferência direta da mesma para os navios aliviadores, são Unidades que redistribuem
o óleo produzido através de oleodutos. Hoje existe em operação no Brasil uma plataforma
do tipo FPU, ancorada no campo de Marlim Leste na Bacia de Campos, a P-53 [9].
Figura 7 - Plataforma P-53 do tipo FPU, atualmente instalada na Bacia de Campos.
Retirada de [10].
8
• FPSOs (Floating Production Storage and Offloading):
Unidades flutuantes do tipo FPSO também tiveram sua origem na conversão de
navios petroleiros em plataformas - atualmente já existem Unidades construídas
diretamente para esse fim - portanto, além de capazes de realizar o processamento
primário da produção, são aptas para armazenar a produção temporariamente e exportar
periodicamente para os navios aliviadores através de sistemas de offloading. Por esta
razão representam um diferencial vantajoso em campos exploratórios cada vez mais
distantes da costa, como o pré-sal em águas ultraprofundas, especificamente em regiões
onde a construção de oleodutos é inapropriada. Atualmente, é o segundo tipo de
plataforma mais frequente em operação no Brasil, ficando atrás somente das plataformas
tipo Jaqueta.
Figura 8 – FPSO P-50 no campo de Albacora Leste, na Bacia de Campos. Retirada de [7].
• FSO (Floating Storage and Offloading):
Similares às Unidades tipo FPSO, porém sem as instalações de produção, são
plataformas concebidas como terminais de armazenamento offshore. De relevância
estratégica, muitas vezes funcionam como ponto focal de recebimento da produção de
diversas Unidades que não possuem capacidade de armazenamento próprias, para então
realizarem a transferência deste óleo armazenado para navios aliviadores (petroleiros que
irão descarregar a produção nos terminais em terra). Ou seja, têm como principal
vantagem a participação em uma logística integrada de escoamento da produção.
9
Figura 9 - FSO Cidade de Macaé MV15, Unidade hub de produção de múltiplas
plataformas na Bacia de Campos. Retirada de [11].
10
3. OBJETIVO
Dois terços dos navios sucateados atualmente são vendidos para serem
desmantelados em praias com pouca ou nenhuma regulamentação ambiental ou
trabalhista [12], gerando inúmeros problemas de poluição, saúde e segurança. A migração
desse mercado para venda a estaleiros que realizem a atividade de forma padronizada,
regulamentada e segura requer, entre outros aspectos, especialização técnica das partes
envolvidas no processo. Para isso, é essencial o entendimento das atividades e recursos
envolvidos no descomissionamento do navio ou plataforma.
Muitos esforços tem sido dispendidos no desenvolvimento de tecnologias para a
indústria naval no que diz respeito à construção de um mercado de descomissionamento
padronizado que seja seguro, sustentável e financeiramente atrativo. No contexto de
projeto de graduação, identificar e discutir os principais processos e recursos envolvidos
no descomissionamento de um FPSO (o modelo de Unidade Flutuante mais recorrente na
indústria do pré-sal do Brasil) de forma regulamentada e segura certamente será útil
dentro de uma sociedade que no futuro próximo demandará profissionais competentes na
indústria de reciclagem de navios.
O principal objetivo deste projeto de graduação é mapear as principais etapas do
processo de descomissionamento de uma Unidade Flutuante do tipo FPSO, identificando
as principais atividades realizadas e recursos utilizados, buscando evidenciar a relação
entre eles. Também faz parte do escopo deste trabalho realizar uma avaliação preliminar
da duração de cada etapa mapeada, através de um método proposto para estimar os tempos
necessários ao cumprimento das principais atividades identificadas.
Espera-se obter uma estrutura de fluxo com as principais etapas do
descomissionamento de uma Unidade Flutuante do tipo FPSO. Espera-se expor as
principais atividades e recursos que compõem o processo de descomissionamento de um
FPSO a partir do entendimento destes, e realizar uma estimativa de duração do processo
através da avaliação preliminar dos tempos gastos nas principais etapas que o
caracterizam, identificando as etapas que mais influenciam no tempo total do processo.
11
4. METODOLOGIA
A metodologia aplicada nestre projeto de graduação consiste no modelo Bottom-
Up, que propõe a quebra de um problema complexo em diversas partes menores,
permitindo assim uma análise de Engenharia de um processo através da agregação das
análises individuais das pequenas etapas que o compõem [13]. A metodologia Bottom-
Up, por ser sensível a detalhes do projeto, possibilita a avaliação de indicadores de novos
desafios do mesmo, ainda que sem base histórica para comparação [4]. Sendo assim é
uma metodologia apropriada para processos produtivos que não estejam completamente
bem estabelecidos, como é o caso do descomissionamento de plataformas tipo FPSO.
A metodologia será aplicada como subsídio para uma avaliação preliminar do
tempo necessário para execução das principais etapas do processo de
descomissionamento de um FPSO. Evidencia-se a complexidade do assunto posto que se
trata de uma atividade pouco conhecida por estaleiros brasileiros, e carece de diversas
padronizações e ajustes que sustentariam a tomada de decisão ao longo do trabalho.
Entende-se a complexidade de fatores envolvidos no processo de
descomissionamento de plataformas, como diversas limitações logísticas, ou políticas.
Porém, para a elaboração desta avaliação preliminar, foi mantido o foco nas etapas
técnicas necessárias e seus principais desafios. Além disso, foram mapeados os principais
processos necessários para cumprir o escopo do descomissionamento de forma segura.
Cabe ressaltar também o desafio da aplicação da metodologia Bottom-Up em
conjunto com um fluxograma preliminar, posto que cada etapa mapeada pode ainda na
prática ser vista como um subprocesso a ser detalhado em menores partes, até o nível das
menores tarefas a serem realizadas. Deste modo, são necessárias diversas simplificações
para obtenção de um primeiro mapeamento das principais etapas do processo, como será
exposto ao longo deste projeto.
12
5. CARACTERÍSTICAS DO FPSO DO ESTUDO DE CASO
O estudo de caso será uma Unidade Flutuante tipo FPSO convertido a partir de um
navio petroleiro (como é o caso mais comum das plataformas do tipo no Brasil) do tipo
VLCC, com capacidade aproximada de 250.000 ton deadweight. Tomando como
referência o cenário offshore da Bacia de Campos (região mais explorada da costa
brasileira), o FPSO estará localizado a cerca de 100 km da costa do Rio de Janeiro. A
Tabela 1 sumariza as principais características do FPSO deste estudo de caso, relevantes
para as análises subsequentes.
Tabela 1 - Principais características do FPSO estudado
Características Principais
Dimensões principais Comprimento: 320 m Boca: 54 m Pontal: 30 m
Peso Leve (após conversão) 47000 ton
Quantidade de risers conectados 34 no total, incluindo risers e umbilicais de controle.
Tipo de amarração Sistema Spread Mooring.
Quantidade de amarras 18 amarras divididas em: 2 grupos de 4 amarras cada e outros 2 grupos de 5 amarras cada.
Sistema de Offloading 2 estações de offloading (uma na proa e uma na popa), cada uma com uma linha de 20 mangotes, armazenados em carretel.
13
6. CONTEXTO REGULATÓRIO
Em junho de 2017 o mercado de reciclagem de navios e plataformas passou a ser
reconhecido pelas autoridades nacionais através da Portaria nº 790 do Ministério do
Trabalho, que alterou a NR34 acerca da indústria de construção e reparo naval. Assim,
uma alternativa a ser estudada para os estaleiros brasileiros aumentarem sua
produtividade e contribuirem para a geração de emprego e renda é através da reciclagem
de navios e plataformas [14]. A seguir são expostas as principais legislações
internacionais que atualmente regem a atividade do descomissionamento: a Convenção
de Basiléia, a Convenção de Hong Kong e o Regulamento Europeu 1257/2013.
6.1. Convenção de Basiléia (CB)
A Convenção de Basiléia foi adotada em 1989 pela UNEP e trata do controle da
movimentação entre países de materiais perigosos e sua disposição. Entrou em vigor em
1992 e está centrada no controle de todo tipo de material perigoso, independente da
origem; apesar disso, em 2002, a CB publicou especificamente um Guia Técnico para
Gestão do Desmantelamento Sustentável Total ou Parcial de Navios [15], com o objetivo
de orientar países que almejem estabelecer instalações aptas para o desmantelamento de
navios em seus territórios. Acredita-se que tais diretrizes são relevantes no contexto do
descomissionamento seguro, mas existem críticas quanto à orientação da gestão de
materiais durante o processo da reciclagem, e de fiscalização destes ao final do processo
[14].
6.2. Convenção de Hong Kong (HKC)
Em maio de 2009, a IMO adotou a Convenção de Hong Kong [16] exclusivamente
para a indústria de reciclagem de navios, com o objetivo de procedimentar e padronizar
o processo de reciclagem com foco na segurança, incorporando requisitos e certificações
que atentam para todo o ciclo de vida do navio. Em linhas gerais, a ação do armador de
enviar a Unidade para ser reciclada em um dado Estaleiro deve ser validada pelo Estado
de Bandeira através do DASR (Document of Authorization to conduct Ship Recycling).
Este documento atesta que o estaleiro está autorizado a conduzir a reciclagem de navios
e para ser emitido, o estaleiro deve cumprir com uma série de requerimentos estabelecidos
na Convenção. Entre eles destacam-se o SRFP (Ship Recycling Facility Plan) e o SRP
14
(Ship Recycling Plan), que devem ser elaborados pelo estaleiro e validados pela
Autoridade Local. Além disso, a Convenção estabelece que toda Unidade a ser reciclada
deve possuir um IHM (Inventory of Hazardous Materials).
O Plano da Instalação para Reciclagem de Navios (SRFP) é um documento do
estaleiro que deve considerar a segurança ocupacional, o treinamento dos trabalhadores,
a proteção do meio ambiente e da vida humana, além de considerar procedimentos de
resposta a emergência e sistemas de monitoramento [16]. Em suma, deve descrever a
metodologia e os processos técnicos adotados no estaleiro necessários a uma reciclagem
sustentável, de forma alinhada com a gestão de materiais perigosos.
O Inventário de Materiais Perigosos (IHM) de uma Unidade descreve os materiais
por sua natureza, classificação e localização no navio, garantindo a rastreabilidade destes
durante a execução dos procedimentos contidos no Plano de Reciclagem do Navio (SRP).
O SRP é o plano específico para uma dada Unidade que inclui a sequência de
descontaminação e remoção de materiais e líquidos pré-corte e a sequência de corte em
si, de maneira prática e segura, além da separação, quantificação e disposição dos
materiais previamente mapeados no IHM [17].
Para que a Convenção entre em vigor, ao mínimo 15 países precisam ratificar a
Convenção, tal que suas frotas combinadas representem 40% da arqueação bruta da frota
mundial; mais ainda, a arqueação bruta somada dos navios reciclados por esses países
precisa ser ao menos 3% da frota total desses países. Até o momento (Agosto de 2019), a
Convenção ainda não entrou em vigor, pois apenas 13 países a ratificaram, representando
29,42% da arqueação bruta mundial [18].
6.3. Regulamento Europeu 1257/2013
Como uma tentativa de evitar que navios de bandeira europeia sejam enviados para
desmantelamento em praias asiáticas, o regulamento europeu para reciclagem de navios
nº 1257/2013 foi criado, entrando em vigor em 30 de dezembro de 2013 e tendo a maior
parte de suas disposições aplicáveis desde 31 de dezembro de 2018. O regulamento
determina requerimentos aplicáveis durante todo ciclo de vida útil do navio, até a sua
reciclagem, estabelecendo parâmetros para proteção ao meio ambiente e saúde
ocupacional. Suas duas áreas de foco principais são a gestão de materiais perigosos a
bordo dos navios sob bandeira europeia, e requerimentos para a reciclagem sustentável e
segura dos mesmos [19].
15
Ele incorpora a convenção de Hong Kong na gestão de materiais perigosos, indo
além ao estabelecer critérios mais restritivos para a seleção do estaleiro que realizará a
reciclagem, pois torna inelegíveis para certificação as instalações que realizam a prática
de desmonte de navios em praias, o que não é vetado de acordo com os critérios
exclusivamente da Convenção de Hong Kong [14]. Os principais requerimentos do
Regulamento Europeu 1257/2013 para estaleiros de reciclagem de navios, que se
destacam e vão além da Convenção de Hong Kong são [20]:
• Funcionar a partir de estruturas construídas (Artigo 13º, nº 1, alínea c).
• Prevenir efeitos adversos para a saúde humana e o meio ambiente, incluindo
demonstrações de que todos os vazamentos são controlados, em especial nas
zonas entremarés (Artigo 13º, nº 1, alínea f).
• Assegurar que materiais perigosos e resíduos do processo de reciclagem
apenas sejam manipulados em solos impermeáveis com sistemas de
drenagem eficazes (Artigo 13º, nº 1, alínea g, subalínea i).
• Assegurar o rápido acesso aos equipamentos de intervenção de emergência,
como os equipamentos e veículos de combate a incêndio, ambulâncias e
gruas, ao navio e a todas as zonas do estaleiro de reciclagem de navios
(Artigo 13º, nº 1, alínea h).
• Assegurar que a instalação de gestão de resíduos receptora funcionará
segundo normas de proteção da saúde humana e do meio ambiente
equivalentes às normas pertinentes internacionais e da União Europeia
(Artigo 15º, nº 5).
A União Europeia mantém uma lista de estaleiros aprovados para a atividade em
todo mundo, e navios de bandeira europeia somente devem ser enviados para tais
instalações aprovadas e certificadas. Tal restrição poderia representar uma oportunidade
para estaleiros do Brasil de se adequarem à atividade e entrarem na lista de instalações
certificadas, como uma alternativa para reaquecer o mercado nacional.
Para estaleiros localizados fora da União Europeia, essa inclusão é feita através de
uma aplicação submetida à Comissão Europeia. Essa aplicação é composta de: um
formulário de aplicação, uma cópia da certificação do estaleiro emitida por um
Verificador Independente e uma cópia do SRFP [19]. Os Estados Membros da UE que
participam do Comitê do Regulamento Europeu para Reciclagem de Navios então votam
16
pela inclusão ou não do Estaleiro analisado pela Comissão Europeia. As etapas do
processo de verificação dos estaleiros de reciclagem localizados fora da UE são descritas
na Figura 10 a seguir.
O verificador independente deve ser autorizado de acordo com a legislação nacional
do país que opera. No âmbito do Regulamento Europeu, a independência e aptidão desta
entidade verificadora poderia ser demonstrada através da conformidade com a norma
ISO/IEC 17020, que define os requisitos para o funcionamento de diferentes tipos de
organismos de inspeção [20]. No contexto brasileiro, a Coordenação Geral de
Acreditação do Inmetro (Cgcre) é o órgão responsável pela acreditação de verificadores
independentes, entitulados Organismos de Avaliação da Conformidade (OACs), segundo
os requisitos estabelecidos na norma ABNT NBR ISO/IEC 17020:2012 [21], mas existe
uma lacuna a ser preenchida em relação a acreditação de organismos que realizam
inspeções na área de estaleiros de reciclagem.
Figura 10 - Etapas do Processo de Verificação de Estaleiros de Reciclagem Localizados
fora da UE. Retirada de [20].
17
7. PRINCIPAIS DESAFIOS PARA A SUSTENTABILIDADE NO ESTUDO DE
CASO
7.1. Bioinvasão por Coral-Sol
Os recifes de corais estão entre os ecossistemas mais diversificados do mundo e são
de grande importância econômica, pois fornecem às comunidades locais diversos bens e
serviços [24], como alimentação, turismo ou matéria-prima para a indústria farmacêutica.
Todavia, a presença de espécies invasoras como o coral-sol (Figura 11), entre outros
fatores, vem ameaçando a biodiversidade dos recifes de corais brasileiros.
Figura 11 - Coral-sol. Retirada de [26]
Em 1980, foi registrada pela primeira vez a presença do coral-sol no Brasil, em
plataformas na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro [25]. Segundo levantamento do
Ministério do Meio Ambiente, duas espécies de coral-sol são encontradas hoje no Brasil:
Tubastraea coccinea e Tubastraea tagusensis. Essas espécies têm determinadas
características biológicas que potencializam seu sucesso como bioinvasoras, competindo
com as espécies nativas e alterando o ambiente marinho [26].
As embarcações de modo geral representam vetores não intencionais de introdução
de espécies exóticas marinhas através das bioincrustações. Segundo [27], no âmbito
regulatório, não existem regulamentos mandatórios internacionais, ou nacionais,
especificamente sobre bioinvasão por bioincrustação marinha. No âmbito científico,
ainda há lacunas quanto ao conhecimento sobre métodos eficazes para controle e
erradicação das bioinvasões. E no âmbito operacional, há uma grande lacuna quanto à
18
técnica para remoção e erradicação eficiente das bioincrustações, e à infraestrutura
logística necessária.
No que tange o descomissionamento do FPSO, a Tabela 2 a seguir expõe os desafios
que foram identificados durante o estudo de caso, relacionados à bioincrustação e ao risco
de bioinvasão de coral-sol nos habitat marinhos da costa brasileira.
Tabela 2 – Principais desafios relacionados à bioinvasão por coral-sol no
descomissionamento
Desafio O que poderia ser feito?
Consideração do peso adicional nas fases de reboque para o estaleiro e desmantelamento em si. No caso do transporte oceânico, devem ser consideradas ainda as cargas hidrodinâmicas causadas pela bioincrustação.
Limpeza mecância com ROVs ou AUVs de novas tecnologias voltadas para limpeza de cascos submersos; eliminando a necessidade de limpeza por mergulhadores, considerada uma atividade de alto risco para o trabalhador e que pode contribuir para a disseminação das espécies se não houver devida contenção.
Caracterização das espécies dominantes na bioincrustação do casco do FPSO, para identificação de espécies bioinvasoras que estariam sendo transportadas.
Filmagem com ROVs e análise das imagens por uma empresa especializada.
Ausência de legislação nacional mandatória específica para o transporte de Unidades Marítimas bioincrustadas na costa brasileira.
Seguir as orientações do Comitê de Proteção ao Meio Ambiente da IMO (MEPC/IMO), especialmente a Resolução MEPC.207(62); e as orientaçãos da IPIECA (Associação global da indústria de óleo e gás para assuntos ambientais), especialmente o Guia para prevenção e gestão de espécies invasoras.
Cabe ainda comentar o desafio da seleção do estaleiro para envio do FPSO a ser
reciclado no que tange à contaminação por coral-sol. Existe atualmente um debate quanto
à possibilidade de enviar navios contaminados com coral-sol para locais sem a presença
da espécie invasora. Ou seja, a necessidade de preservação da área ainda não contaminada
pode inviabilizar a escolha do estaleiro para desmonte. Tal requisito ainda está em
discussão entre autoridades brasileiras, mas certamente é um desafio para estaleiros que
queiram se especializar em desmonte de plataformas no Brasil.
19
7.2. NORMs – Materiais com Ocorrência Natural de Radioatividade
Historicamente, observa-se incrustações e depósitos de natureza inorgânica em
unidades de produção offshore de óleo e gás constituídos principalmente de BaSO4
(sulfato de bário) e CaCO3 (carbonato de cálcio) contendo Rádio, elemento naturalmente
radioativo, proveniente da formação dos reservatórios [28] [29]. Essas incrustações e
borras contendo material naturalmente radioativo podem ser encontradas principalmente
em [28]:
• tubulações e válvulas do sistema de água produzida;
• balcão de risers (chegada das linhas advindas dos poços produtores);
• tanques de rejeito (slop tanks) e de água fora da especificação para descarte
(OffSpec tanks);
• Vasos separadores;
• Trocadores de calor;
• Válvulas choke e headers das linhas de produção;
Os resíduos NORM são portanto os materiais remanescentes do processo industrial
do FPSO contaminados por radionuclideos de origem natural que estão presentes nas
incrustações e borra de alguns equipamentos, tubulações e tanques. Durante a fase de
operação do FPSO, a presença de NORM e o seu nível de atividade devem ser
monitorados, para que não ultrapassem os limites de exposição dos trabalhadores e
indivíduos do público definidos pela CNEN [30]. Atividades de limpeza e
descontaminação periódicas devem ser realizadas e acompanhadas por um supervisor de
proteção radiológica certificado pela CNEN. Em casos mais críticos, preocupa-se com a
necessidade de parada não programada da produção para limpeza das incrustações, que
podem chegar a reduzir a capacidade de produção da planta do FPSO e comprometer a
eficiência operacional.
Segundo a NBR 10.004, que classifica os resíduos sólidos quanto ao risco ao meio
ambiente e à saúde pública, os resíduos podem ser classificados de acordo com a Tabela
3.
20
Tabela 3 - Classificação de resíduos sólidos segundo a NBR 10.004
Classificação do Resíduo Definição
Classe I: Resíduos perigosos Apresentam inflamabilidade, corrosividade, reatividade, toxicidade ou patogenicidade.
Classe II-A: Resíduos não-perigosos e não-inertes
Apresentam propriedades como biodegradabilidade, solubilidade em água e combustibilidade.
Classe II-B: Resíduos não-perigosos e inertes
Resíduos que não tem nenhum de seus constituintes solubilizados a concentrações superiores aos padrões de potabilidade de água, quando submetidos a um contato dinâmico ou estático com água destilada ou desionizada à temperatura ambiente.
Portanto, no âmbito do descomissionamento, surge a necessidade de gerir resíduos
NORM, classificados periogosos (Classe I). Quando não está mais prevista qualquer
utilização para esse material radioativo, ele é considerado rejeito NORM. A lei federal
10.308 (2001) suportada pela Norma CNEN 8.02 estabelece as normas para o destino
final do rejeito NORM, e define os seguintes tipos de depósitos:
• Depósito inicial: destinado ao armazenamento de rejeitos radioativos cuja
responsabilidade para administração e operação é do titular responsável pela
instalação geradora dos rejeitos.
• Depósito intermediário: destinado a receber e, eventualmente, acondicionar
rejeitos radioativos, objetivando a sua remoção para um depósito final.
• Depósito final: onde é feita a deposição dos rejeitos sem intenção de
removê-los.
Atualmente, o fluxo de gerenciamento desse resíduo contendo NORM ainda não
está completamente normatizado pela CNEN, o que representa um desafio para o
descomissionamento. Todavia, serão abordados alguns processos críticos dentro do
contexto de elaboração de um Plano de Gerência de Rejeitos Radioativos. Para tal, são
considerados os processos apresentados em [31], as diretrizes da Norma CNEN NN 8.01
[32] e conversas com especialistas da CNEN:
Em primeiro lugar, são identificados os itens contaminados contando com acessoria
externa de fornecedores qualificados creditados pelo CNEN, seguido de avaliação do
nível de radiação e contaminação. A partir de então as áreas podem ser classificadas de
acordo com a Norma CNEN 3.01.
21
O segundo processo a ser considerado é a limpeza desse material. Devem ser
considerados os casos de borra em tanques de rejeitos e tanques de água produzida
contendo NORM e incrustações contendo NORM em equipamentos, válvulas ou
tubulações. Existe uma etapa de limpeza dos mesmos offshore, com acompanhamento de
um supervisor de proteção radiológica certificado pela CNEN, e também onshore durante
a remoção de materiais perigosos no estaleiro.
No caso de limpeza offshore, geralmente o material é acondicionado em tambores
e enviado para um porto receptor. A infraestrutura do porto selecionado deve conter
licenciamento ambiental específico IBAMA e licenciamento CNEN para realizar os
serviços de segregação, armazenamento temporário, transporte e destinação para um
depósito especializado [31]. Deve ainda contar com equipamentos específicos para
movimentação de carga como guindastes, empilhadeiras, etc.
No caso da limpeza e descontaminação feitas no estaleiro, o serviço deve ser
realizado por uma empresa licenciada pela CNEN. Para o licenciamento, a empresa deve
possuir um plano de gerência de rejeitos radioativos, um plano de tratamento de efluentes,
um plano de proteção física de trabalhadores e um processo de verificação da
descontaminação. Os equipamentos serão avaliados segundo os níveis estabelecidos no
Anexo V da Norma CNEN 8.01, abaixo do qual o material pode ser descontaminado e
reaproveitado, e acima do qual a contaminação radioativa não é removível e o mesmo
deve ser tratado como rejeito [32].
Além disso, de acordo com especialistas da área, existe a necessidade de limpeza
também em equipamentos metálicos que estejam contaminados por incrustações de
chumbo, e deve ser verificada a possibilidade de descontaminação ou necessidade de
descarte dos mesmos como resíduo.
Posteriormente é feita a segregação que, a depender do caso, pode ser feita pelo
porto receptor do material ou pelo estaleiro, levando em conta o estado físico,
características perigosas (explosividade, combustibilidade, inflamabilidade,
corrosividade e toxicidade química) e demais características do material (compactável,
putrecível, etc). Uma vez segregado, deve ser feito o armazenamento temporário em uma
área exclusiva para as embalagens contendo rejeitos com NORM, devidamente isolada,
sinalizada e monitorada. A instalação deve conter procedimentos claros para o manuseio
dos materiais e respostas de emergência.
Enfim, é feito o transporte para o local de destinação. Os meios de transporte devem
possuir instrumentos de fixação adequados, devem ser devidamente monitorados e estar
22
em conformidade com a Norma CNEN 5.01 (Transporte de Material Radioativo). Os
rejeitos contendo NORM podem ser dispensados no sistema de coleta de resíduo urbano,
a depender do nível de contaminação, ou depositados em depósitos licenciados, que
podem ser superficiais ou subsuperficiais (cuja profundidade fica a cargo de uma análise
de segurança). Por último, ressalta-se que em 2019 foi licenciada a primeira alternativa
de depósito final de rejeitos contendo NORM no Brasil, através da empresa prestadora de
serviços em radioproteção LINCE [33].
O Porto Receptor selecionado para o estudo de caso, que atende os requisitos
mínimos para implementação de um Plano de Gerência de Rejeitos Radioativos é a Base
Brasco Caju, no Rio de Janeiro. A base conta com 65 mil m² de área total, 508 m de
comprimento de cais linear e uma Central de Resíduos com área contida [31]. A Figura
12 ilustra a Base Receptora selecionada.
Figura 12 - Base da Brasco no Caju, Rio de Janeiro. Retirada de [31]
23
8. PRINCIPAIS ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DO FPSO ESTUDADO
O fluxograma apresentado na Figura 13 a seguir compreende as principais atividades do processo de descomissionamento do FPSO abordado
no estudo de caso. Estas estão separadas em pré e pós remoção do local de operação para o estaleiro. Em seguida, as etapas serão explicadas através
de um análise qualitativa. Será abordada posteriormente uma avaliação preliminar do tempo de execução de cada etapa.
Figura 13 - Principais Etapas no Descomissionamento do FPSO do Estudo de Caso.
24
8.1. Etapas Pré Remoção do Local
8.1.1. Limpeza dos Tanques
Deve ser feita previamente à chegada do FPSO ao estaleiro uma limpeza dos
tanques, para remoção de borra e resíduos a serem devidamente tratados e descartados.
Nos tanques de carga, ocorre uma primeira etapa de lavagem com óleo cru (COW – Crude
Oil Washing) para remoção de resíduos do óleo produzido fixados nas anteparas e
estruturas do tanque. Esse resíduo em geral é composto de substâncias que são
hidrofóbicas e portanto necessitam de lavagem com óleo cru.
Em seguida é feita a lavagem com água. Esta geralmente é feita com água
produzida, proveniente do processamento do óleo advindo dos reservatórios, mas também
pode ser usada água do mar ou até da chuva. Durante a operação (tanto de lavagem com
água quanto com COW), o sistema de gás inerte é essencial, para manter o teor de
oxigênio abaixo de 8% e a pressão positiva dentro do tanque, impedindo a formação de
uma atmosfera inflamável [34]. O rejeito da lavagem dos tanques de carga é enviado para
o tanque de rejeitos sujos através da bomba de carga, e depois descarregado para um navio
aliviador.
Após a limpeza, o tanque precisa passar por um processo de purga (purge) e por
fim ventilação. A purga consiste em injetar gás inerte no tanque até que o teor de
hidrocarbonetos seja menor que 2% para que, na ventilação subsequente, não haja a
criação de uma atmosfera inflamável no tanque. Logo após a purga, o tanque é ventilado
através de um sistema fixo ou ventiladores portáteis (o tanque precisa estar
completamente isolado dos outros tanques nessa etapa), até que a condição “livre de gás”
seja atingida: pelo menos 21% de oxigênio e no máximo 1% LFL (indicador de gás
inflamável) [34]. A partir dessa condição, a entrada nos tanques é permitida. Neste ponto,
pode existir uma etapa adicional de remoção manual de borra com jatos d’água.
25
8.1.2. Limpeza do Topside
As áreas do topside – tubulações, equipamentos, vasos etc – classificadas como
contendo hidrocarbonetos devem ser lavadas para a remoção de hidrocarbonetos
residuais, visando eliminar o risco de explosões e incêndios durante o processo de
descomissionamento, principalmente na fase de corte com trabalho a quente. Etapas que
são da prática padrão na indústria para a limpeza dos itens do topside são [35]:
• Despressurização: liberação de gases de hidrocarbonetos através do sistema do
flare, ou enviados para o sistema de gás combustível. Após a despressurização, os
sistemas são isolados e bloqueados.
• Drenagem: antes do isolamento de equipamentos com acúmulo de hidrocarbonetos,
os mesmos devem passar por um processo de drenagem para remoção desses
resíduos contendo hidrocarbonetos.
• Purga e lavagem: a lavagem em geral é feita num primeiro estágio com água, e em
alguns casos pode ser seguida de lavagem com vapores; posteriormente é feita a
purga com gás inerte.
Os seguintes equipamentos devem ser considerados como potenciais para
localização de hidrocarbonetos residuais [35]: transformadores, resfriadores, separadores,
trocadores de calor, embalagens de armazenamento de biocidas e tintas, bombas,
geradores, motores e coletores de óleo.
8.1.3. Remoção dos Mangotes de Offloading
O sistema de offloading é dotado de duas estações, uma na proa e outra na popa,
em extensões no convés principal construídas durante a conversão. Essa configuração em
duas estações é motivada pela segurança e continuidade operacional. Nesse cenário, a
estação de proa é preferencial por ser posicionada mais distante das acomodações,
enquanto a estação de popa é usada em casos de condições ambientais mais severas ou de
falha na estação de proa [36]. Cada estação conta com uma linha de mangotes flutuantes
armazenados em carretel (a Figura 14 ilustra um exemplo) e um cabo de arranjo
específico denominado hawser, para amarração do FPSO com o navio aliviador.
Inicialmente é preciso desconectar a linha de mangotes de offloading de óleo que
está armazenada em carretel no FPSO, que pode ser reaproveitada. Essa operação é
considerada usual durante a fase de produção da Unidade, posto que periodicamente os
mangotes devem ser inspecionados em terra. O processo é realizado com o auxílio de
26
uma embarcação de apoio do tipo AHTS (Anchor Handling Thug Supply), que possui em
seu convés uma estrutura resistente e com espaço para o manuseio, desconexão das seções
e acondicionamento apropriado. Algumas embarcações desse tipo já possuem também
um carretel em seu convés principal. Nesse caso, é feita a transferência direta da linha
montada do carretel do FPSO para o carretel do barco de apoio, podendo ser seguida da
desmontagem das seções ainda a bordo do AHTS ou não. Outros recursos utilizados nessa
etapa são: pau de carga, cabo mensageiro, flanges cegos para vedar os mangotes das
extremidades da linha, cintas de carga, cabos de aço e manilhas de conexão.
Figura 14 – Linha de mangotes de offloading acondicionados em carretel. Cortesia da
Royal IHC.
8.1.4. Limpeza e Desconexão dos Risers
O FPSO analisado possui 34 dutos (contando risers, umbilicais de controle, etc)
que precisam ser desconectados e passarão pelo seu próprio projeto de
descomissionamento, que não será tratado dentro do escopo da Unidade, como ressaltado
no Capítulo 1. De acordo com [37], antes da desconexão, os dutos passam por um
processo de inspeção e em seguida limpeza. A inspeção externa é feita por mergulhadores,
até uma determinada profundidade (cerca de 50 m) e a partir daí, por veículos de operação
remota chamados ROVs (Figura 15). Para inspeção interna e identificação dos resíduos
incrustados, são utilizados dispositivos de intervenção de dutos chamados PIGs (Figura
16).
27
Figura 15 - ROV realizando inspeção submarina com transdutor de ultrassom. Retirado
de [38]
Figura 16 - Exemplo de PIG utilizado em inspeção interna de dutos. Retirada de [39]
A limpeza geralmente é mecanizada com uso de PIGs ou com agentes
limpantes/neutralizadores. Tal processo é necessário devido às parafinas e hidratos
depositados nas paredes dos dutos de produção [40]. Após a limpeza, é feita a lavagem
dos dutos, com água do mar tratada ou outro fluido inerte, até que o duto atinja o
requerimento mínimo de 30ppm de óleo em seu conteúdo [37]. O conteúdo residual,
dependendo de sua natureza, pode ser reinjetado no reservatório ou recolhido no FPSO
para ser disposto em terra, operação que conta com um PSV de apoio e uma base logística
em terra. Outra alternativa é ainda o tratamento desse fluido na própria Unidade, nos casos
em que a planta de processo inclui este tipo de operação.
O método de desconexão abordado após a limpeza dos dutos pode contar com o
recurso de uma embarcação de apoio offshore do tipo PLSV (Figura 17) para receber os
risers e umbilicais que serão desconectados do FPSO, pórem, devido aos custos de
afretamento de uma embarcação de apoio desse porte, também pode ser utilizada como
alternativa uma embarcação do tipo AHTS.
28
Outros recursos utilizados na operação são: guincho de pull-out do FPSO, cabos de
aço do guincho principal e auxiliar, cabo e guincho da embarcação de apoio, cabo
mensageiro, câmeras submarinas para monitoramento da operação e uma equipe de
mergulho. Um esquema da configuração da chegada dos risers no FPSO é apresentado
na Figura 18.
Figura 17 - Exemplo de embarcação tipo
PLSV. Cortesia de Subsea7.
Figura 18 - Configuração da chegada do
riser no FPSO. Adaptada de [41]
A operação começa com a retirada do spool que liga o riser à planta de produção
da Unidade. Em seguida, é feita a conexão e tensionamento do guincho de pull-out nos
acessórios de topo do riser para sua descida, seguido da desmontagem do hang-off do
riser (dispositivo ligado ao I-Tube superior que sustenta o riser no balcão). Nesse
momento, a tensão do riser é transferida do hang-off para o guincho. Então, ocorre a
liberação do enrijecedor de curvatura ligado à boca de sino (posicionado embaixo do I-
Tube inferior), que passa a ser sustentado por talhas tensionadas. O riser então desce pelos
I-Tubes, sustentado pelo guincho de pull-out. Quando a primeira manilha da lingada de
topo do riser fica abaixo da boca de sino, a embarcação de apoio se aproxima e após
repetidas manobras náuticas com cabos auxiliares, o cabo do guincho principal do barco
de apoio pode ser conectado pelo mergulhador na lingada de topo do riser. Nesse
29
momento, a carga do riser é transferida do guincho da Unidade para o guincho do barco
de apoio, que recolhe o cabo até receber o riser.
8.1.5. Desconexão do Sistema de Amarração
O FPSO possui o sistema de amarração por múltiplos pontos (Spread Mooring
System), composto de 18 amarras divididas em 2 grupos de 4 amarras na popa e outros 2
grupos de 5 amarras na proa (Figura 19). Esse tipo de amarração fixa as duas extremidades
do navio restringindo seus movimentos. O aproamento do FPSO na posição ancorada
considera a melhor resposta aos esforços resultantes das condições ambientais, o arranjo
dos equipamentos submarinos e o alinhamento com os navios aliviadores [42].
Figura 19 – Ilustração do sistema de amarração do tipo Spread Mooring em vista de topo.
Já as linhas de ancoragem são compostas por trechos de amarra alternados com
trechos de cabos de poliéster. Tal configuração é escolhida devido à baixa relação
massa/resistência dos cabos de poliéster, sua maior capacidade de restauração e menor
peso resultante na Unidade; combinados com a maior resistência à abrasão das amarras,
utilizadas nas regiões de maior impacto (fundo e topo), e na região central, para minimizar
movimentos na linha causados por correntes [8].
Uma alternativa de desconexão é através do corte das amarras conectadas ao FPSO,
na região do poliéster inferior próximo à amarra de fundo. Porém, antes do processo de
corte começar, deve ser realizada a inspeção das amarras com um ROV para assegurar a
30
integridade da operação. São necessárias ao menos duas embarcações tipo AHTS para
apoio da operação. Um AHTS “principal” para segurar e tensionar a linha a partir da
amarra de topo e recolhê-la em seu convés após o corte, e um AHTS de corte equipado
com ROV. Além disso, serão necessários até 4 rebocadores, que entrarão em ação quando
o número de amarras conectadas for inferior ao necessário para manutenção da posição
do FPSO.
A sequência de corte proposta neste método é baseada na sequência de instalação,
ou seja, uma amarra retirada de cada grupo por vez (por exemplo: Proa BB – Proa BE –
Popa BB – Popa BE). O corte é feito com uma garateia de corte ligada ao AHTS de corte
por um cabo tensionado. A operação de corte é assistida por um ROV. Após cortada, a
linha é recolhida no convés do AHTS principal, que durante a operação se mantém
posicionado próximo ao fairlead do FPSO sustentando a linha com uma garateia ligada
por um cabo tracionado, para evitar tensões excessivas no fairlead.
31
8.2. Operações para Autorizar a Entrada do FPSO no Estaleiro
A sequência de atividades necessárias para autorização do envio da Unidade para
reciclagem elaborada de acordo com a HKC e [14] é descrita na Figura 20 abaixo. A partir
dessa estrutura, os Estados Membros podem propor e implementar processos
complementares, como é o caso do Regulamento Europeu 1257/2013.
Previamente, o estaleiro deve estar autorizado pelo Estado de Bandeira,
considerando suas características físicas e sua capacidade de reciclagem em LDT. Nesta
etapa entra em ação o regulamento europeu que, para os Estados de Bandeira da União
Europeia, limita a seleção para uma instalação que seja certificada de acordo com os
requisitos do Regulamento. O estaleiro por sua vez deve aceitar as Unidades que atendam
os requisitos da HKC e que contem com a documentação prévia necessária para
reciclagem especificada na Convenção.
Figura 20 - Fluxo de atividades necessárias para autorização do envio da Unidade para
reciclagem segundo a HKC.
Dessa forma, o processo de enviar a Unidade para ser reciclada é validado tanto
pelo Estado de Bandeira, quanto pela Administração Local que autoriza o estaleiro. Os
documentos principais que regem o processo (DASR, IHM, SRFP e SRP) e
principalmente a certificação do estaleiro frente à Comissão Europeia garantem que o
projeto seja feito de maneira sustentável.
32
8.3. Etapas Pós Remoção do Local
Antes da operação de reboque oceânico para o estaleiro de reciclagem, uma série
de decisões e atividades devem ser realizadas como preparação para a viagem. Como por
exemplo [43]: verificação da integridade dos cabos de reboque e demais equipamentos
para amarração da Unidade nos rebocadores, verificação das luzes de navegação, possível
reforço estrutural de tanques de carga e reparo de guinchos. Além disso, deve ser
elaborado um plano de reboque, incluindo a quantidade de barcos de apoio e demais
recursos envolvidos na operação, a rota, velocidade de navegação e bollard pull
necessário. A prática mais comum de mercado envolve que o plano seja elaborado de
acordo com Guias Internacionais de referência - sendo inclusive uma exigência por parte
de seguradoras - como o Guia da Sociedade Classificadora DNV GL: DNVGL-ST-N001
– Sec.11 - Sea Voyages.
Também de acordo com [43], cerca de 1 a 2 meses de antecedência à viagem deve
ser realizado um HAZID (uma reunião para identificação de riscos) com as principais
partes interessadas, incluindo operadores e clientes, para garantir a segurança do processo
de reboque para o estaleiro autorizado. Requerimentos legais para a autorização da
viagem pela Autoridade Local e o Estado de Bandeira também devem ser acessados com
antecedência.
8.3.1. Chegada no Estaleiro e Remoção dos Módulos
Aapós a chegada ao estaleiro, foram abordadas para este estudo de caso duas
locações no Brasil cuja capacidade seja suficiente para receber o FPSO. Optou-se por
selecionar dois estaleiros com características físicas diferentes, para que seja possível
explorar dois métodos de reciclagem diferentes.
O primeiro estaleiro selecionado é o Atlântico Sul, localizado no Complexo
Industrial Portuário de Suape, município de Ipojuca, em Pernambuco, estado do Nordeste
brasileiro. O estaleiro conta com capacidade de processamento de 160 mil toneladas de
aço/ano, 1,62 milhão m² de terreno, área industrial coberta de 130 mil m² e um dique seco
de 400 m de extensão, 73 m de largura e 12 m de profundidade. O dique é servido por
dois pórticos de 1.500 ton/cada, dois guindastes de 50 ton/cada e dois de 35 ton/cada [22].
O FPSO é levado até o dique fechado e alagado, cuja água é posteriormente
bombeada para fora, onde são removidos primeiro os módulos da planta de processo.
Uma vez no dique seco, o FPSO pode então ser desmantelado em blocos, com o uso dos
33
pórticos e guindastes do estaleiro, em uma área completamente contida minimizando o
risco de poluição ambiental. A Figura 21 ilustra a infraestrutura do Estaleiro Atlântico
Sul.
Figura 21 – Vista de satélite em perspectiva do Estaleiro Altântico Sul. Retirada de Google
Maps.
O segundo estaleiro selecionado foi o Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), no Espírito
Santo, estado do Sudeste brasileiro. O empreendimento é capaz de processar 4 mil
ton/mês de aço e conta com uma área total de 825 mil m² e um cais de 740 m de
extensão [23], apropriado para o método de descomissionamento denominado pela
Comissão Europeia Alongside (“lado a lado” em tradução livre), por ser resistente e
extenso. Neste método, o FPSO é atracado em um cais em águas abrigadas e desmontado
de cima para baixo com guindastes, a partir de cortes mecânicos verticais, sem que as
áreas de corte entrem em contato com a água do mar. As atividades de corte são tomadas
até que a estrutura remanescente do casco possa ser içada de uma vez [17].
O estaleiro dispõe de 2 guindastes de 50 t cada, localizados sobre trilhos ao longo
do seu cais, uma cábria com capacidade de içamento de até 3600 t e um pórtico paralelo
ao cais com 150 m de extensão e capacidade de 300 t de içamento, em uma área de
montagem de blocos capaz de dar suporte à remoção dos módulos da planta de processo,
ao desmonte das estruturas e separação de materiais. O calado limite na região do cais é
de 15,5 m e não representa uma limitação para o FPSO estudado. A Figura 22 a seguir
mostra a estrutura física do EJA.
34
Figura 22 – Infraestrutura do Estaleiro Jurong Aracruz. Cortesia de Sembcorp Marine.
8.3.2. Remoção de Equipamentos Relevantes
O FPSO, em seu topside, apresenta um vasto aparato necessário para o
processamento primário da produção, que consiste essencialmente em receber a mistura
proveniente dos poços produtores, processar e estabilizar o óleo cru, e separá-lo da água
produzida e do gás natural. O óleo produzido é armazenado em tanques de carga e
posteriormente transferido para os navios aliviadores; a água produzida é descartada após
tratamento até as especificações requeridas; o gás natural é comprimido, tratado e
utilizado como gás combustível ou gas-lift para os poços de produção, ou exportado via
gasoduto.
Um esquema genérico das principais atividades presentes no topside é apresentado
na Figura 23. A planta do topside é separada em módulos, que contemplam os sistemas
da produção e também sistemas de Utilidades que dão suporte à atividade principal da
Unidade.
35
Figura 23 - Esquema genérico do processamento primário da produção no topside de um
FPSO. Retirada de [36]
A prática de mercado mais comum no contexto do descomissionamento é a de
aproveitamento do máximo de equipamentos instalados possível, após avaliadas as
condições de depreciação e possível contaminação dos mesmos. Além disso, são
aproveitados os sobressalentes (peças e equipamentos) que compõem o almoxarifado da
Unidade. Atualmente, a prática mais comum no mercado é a de venda do navio para os
chamados scrap buyers, que fazem a análise de depreciação e aproveitam os
equipamentos, para posteriormente vender o navio como sucata para estaleiros com pouca
ou nenhuma infraestrutura. Uma proposta alternativa é o próprio estaleiro adquirir os
equipamentos e revender os mesmos após sua avaliação e condicionamento. A Figura 24
a seguir apresenta as opções para destinação de tubulações e equipamentos, após a
avaliação dos mesmos, de acordo com [35].
36
Figura 24 - Opções de disposição para equipamentos relevantes e tubulações do topside.
Adaptado de [35].
8.3.3. Descontaminação e Remoção de Materiais Tóxicos
O estaleiro deve desenvolver um Plano de Reciclagem da Unidade (SRP) que inclui
a sequência de remoção de materiais e líquidos previamente à fase de corte, além de
apresentar a sequência de corte a ser feita de forma segura. A localização dos materiais
perigosos é sinalizada no plano, e as estruturas e equipamentos são identificados de
acordo com o tipo e quantidade de materiais perigosos presentes. De posse dessa
informação, o estaleiro pode elaborar e aplicar os procedimentos que serão seguidos
durante o trabalho de desmantelamento da Unidade [17]. Se não houver um Inventário de
Materiais Perigosos (IHM) para suportar o plano, deve ser feita uma inspeção no estaleiro,
com as devidas análises e retirada de amostragens, para suportar a elaboração do SRP.
Ainda antes da fase de corte propriamente dita, o navio precisa estar livre do
máximo de materiais perigosos possível. A remoção prévia completa dificilmente é
factível, posto que uma série de materiais classificados perigosos se encontram em regiões
do navio que só serão acessadas após iniciada a fase de corte. Sendo assim, a remoção
continua na fase de corte, conforme as regiões vão se tornando acessíveis. De acordo
com [15] e [44] os seguintes materiais merecem destaque durante a etapa de remoção de
materiais perigosos pré-corte:
• Amianto e materiais contendo amianto:
Quando materiais contendo amianto são desintegrados, o mineral se fragmenta em
fibras muito finas, às vezes invisíveis aos olhos, que ao serem inaladas representam sérios
riscos à saúde do trabalhador, incluindo a possibilidade de câncer de pulmão e outras
doenças. O estaleiro deve proporcionar o isolamento destas regiões contendo amianto
37
para realização apropriada da remoção, com sistema de ventilação, monitoramento do ar,
EPIs específicos e ermeticamente fechados para os trabalhadores e embalagens próprias
para esse resíduo. Além disso, áreas de descontaminação para as roupas e ferramentas
devem ser fornecidas nas instalações do estaleiro.
• PCBs (bifenilas policloradas):
PCBs são compostos utilizados principalmente na fabricação de líquidos isolantes
térmicos. No Brasil, sua fabricação, comércio e importação são proibidos desde 1981,
mas podem ser encontrados em diversos materiais e equipamentos a bordo de navios no
fim da vida útil, como transformadores, capacitores, materiais isolantes, tintas, entre
outros. Os PCBs devem ser removidos com o uso de EPI adequado para evitar o contato
com a pele ou inalação. O armazenamento temporário desse resíduo no estaleiro deve ser
estanque, para impedir o contato do mesmo com o ambiente externo, deve ser separado
de outros materiais perigosos e devidamente sinalizado. Para os equipamentos contendo
PCBs, deve ser avaliada a possibilidade de descontaminação ou necessidade de descarte.
• Óleos e combustíveis:
Os principais riscos associados a esses materiais são incêndios e explosões, mas
também devem ser considerados vazamentos ou intoxicação de trabalhadores. Portanto,
o estaleiro deve possuir um plano de resposta de emergência e de prevenção para o caso
de incêndios ou vazamentos. Outros recursos disponíveis: tambores específicos para
armazenamento, sistemas de drenagem, de contenção, separadores de óleo e água,
solventes limpantes e dispersantes.
• NORMs:
É necessário fazer a descontaminação de tubulações e componentes metálicos que
podem conter NORMs na forma de incrustações ou contaminações de chumbo, como
abordado no Capítulo 0. Dessa forma, é avaliada a possibilidade de reaproveitamento dos
mesmos, ou necessidade de descarte em depósitos específicos.
• Pinturas e revestimentos:
Tintas e revestimentos contendo componentes metálicos para previnir corrosão e
anti-incrustantes são frequentemente usados e pode ser necessário removê-los antes da
fase de corte, se forem altamente inlamáveis ou tóxicos. Para isso, antes de cortar uma
38
superfície pintada, deve ser feita a avaliação da composição da tinta ou revestimentos
presente. A remoção, quando necessária, normalmente é feita de uma das três maneiras a
seguir: Remoção mecânica, remoção química (com aplicação de solventes) ou jateamento
de material abrasivo (por exemplo finas lâminas de aço) em alta pressão. Os flocos
removidos contendo metais pesados devem ser armazenados sem possibilidade de
dispersão.
• Materiais contendo SDOs:
SDOs são substâncias químicas destruidoras da camada de ozônio, como HCFCs e
CFCs, sendo o consumo deste último completamente elimiado no Brasil em 2010. As
SDOs podem estar presentes na fabricação de espumas para extinção de incêndio e em
fluidos de refrigeração. Materiais contendo SDOs devem ser retirados em contêineres
ermeticamente fechados.
• Água de lastro e esgoto oleoso:
Água de lastro e de esgoto oleoso remanescentes devem ser retiradas previamente,
através de sistemas de bombeamento, para que não representem risco de vazamento e
contaminação durante a fase de corte. Tanques para armazenamento apropriado deste
resíduo devem ser providenciados pela instalação de reciclagem. Desinfectantes e locais
de evaporação também podem ser fornecidos como uma alternativa para o tratamento da
água de lastro residual retirada.
8.3.4. Fase de Corte e Separação dos Materiais para Destinação
Durante esta etapa do processo de reciclagem do FPSO no estaleiro, a gestão dos
materiais inclui: corte da Unidade em blocos, corte dos blocos em pequenas partes,
separação dos materiais, fornecimento e manutenção de áreas para armazenamento
temporário dos diferentes materiais e transporte dentro do estaleiro. O layout do estaleiro
para cumprir com os requisitos de descomissionamento sustentável inclui:
• Uma área de corte de blocos primária equipada com sistemas de contenção de
vazamentos e de resposta a emergência para o caso de incêndios ou demais
acidentes.
• Área de desmonte secundária, quebra em partes menores e separação dos materiais.
39
• Área de armazenamento temporário de materiais não perigosos e armazenamento
seguro de rejeitos perigosos.
• Área de estocagem específica para equipamentos e materiais já processados pelo
estaleiro e prontos para a destinação.
• Rotas entre as devidas regiões, e sistemas de contenção e fuga específicos.
• Instalações comerciais e de resposta a emergência.
A Figura 25 a seguir ilustra o layout de um estaleiro padrão apto para a reciclagem
de navios.
Figura 25 - Layout padrão de estaleiro para reciclagem. Adaptado de [15].
A Zona A, de corte primário dos blocos, pode ser o dique seco ou o cais abrigado,
onde o desmonte é feito, respectivamente, com portico ou cábria de grande porte. Em
ambos os casos, é possível garantir a impermeabilidade e contar com sistemas de
drenagem para evitar vazamentos, como demandado pelo Regulamento Europeu. A
documentação dos materiais perigosos e resíduos a serem transportados para os locais de
destinação também deve ser mantida pelo estaleiro.
Outros recursos e equipamentos relevantes nesta etapa são: máquinas de corte
hidráulico, empilhadeiras, guinchos, transportadores modulares (SPMTs), detectores de
gás e de teor de O2, guindastes, equipamentos de içamento de cargas em geral,
40
transformadores, ventiladores portáteis, alarmes sonoros, visuais e sistemas de
comunicação em geral, equipamentos de primeiros socorros, EPIs, aparelhos
respiratórios, equipamentos de resposta a vazamentos e conteineres para armazenamento
temporário dos materiais recicláveis. Uma máquina de corte hidráulico para o desmonte
dos blocos em pequenas partes está ilustrada na Figura 26 a seguir, um recurso
amplamente utilizado na indústria de demolição.
Figura 26 – Tesoura de Demolição Hidráulica. Cortesia de Stanley Infrastructure.
A divisão de materiais encontrados em navios no fim de sua vida útil que está
apresentada na Tabela 4 é baseada em um estudo da DNV [45], e foi utilizada como
referência para o cálculo de porcentagem de sucata que pode ser alcançada após o
desmonte do FPSO do estudo de caso, conforme proposto em [46].
Tabela 4 – Divisão de materiais em navios ao fim da vida útil
Código Tipo de Material
W01 Sucata ferrosa
W02 Sucata não ferrosa
W03 Maquinário
W04 Equipamentos elétricos e eletrônicos
W05 Minerais
W06 Plásticos
W07 Líquidos, Gases, Produtos Químicos
W08 Marcenaria
W09 Diversos
41
O artigo Quantitative assessment of material composition of end-of-life ships using
onboard documentation [46] propõe uma metodologia para quantificar os materais que
compõem navios ao fim de sua vida útil (conforme separados na Tabela 1) a partir das
informações contidas no Manual de Estabilidade do mesmo, e aplica a metodologia em
um graneleiro Handymax. Usando a mesma metodologia, foi feito um estudo para
quantificar os materiais que compõem um FPSO convertido, e os resultados apresentados
foram usados como referência para o presente estudo de caso. O fator de
proporcionalidade utilizado para adequar os valores obtidos no estudo citado ao FPSO
analisado neste estudo de caso foi o peso leve de ambas embarcações após a conversão
(considerando os módulos das respectivas plantas de processamento).
Tabela 5 – Quantificação dos materiais após o desmonte do FPSO do estudo de caso
A sucata obtida pode ser enviada para uma siderúrgica que atua com sua reciclagem
como matéria prima. A Figura 27 a seguir mostra o cenário atual do parque siderúrgico
nacional. Próximo aos dois estaleiros selecionados no estudo de caso, as empresas
ArcelorMittal e Gerdau, no Espírito Santo e Pernambuco respectivamente, são opções
reais para o envio da sucata gerada com a reciclagem do FPSO.
Código Tipo de Material % do Peso Leve LDT [ton]
W01 Sucata ferrosa 78,0% 36667,1
W02 Sucata não ferrosa 10,1% 4756,0
W03 Maquinário 7,7% 3609,5
W04Equipamentos elétricos
e eletrônicos0,6% 268,3
W05 Minerais 1,8% 826,2
W06 Plásticos 0,3% 128,4
W07Líquidos, Gases e
Produtos Químicos - -
W08 Marcenaria 0,4% 193,3
W09 Diversos 1,2% 551,2
41423,1Total de sucata obtida [ton]
42
Figura 27 - Parque Siderúrgico Nacional. Adaptado de [47].
Após o corte em pequenas partes, parte dos materiais recicláveis e não recicláveis
ainda não se encontram completamente separados. Um triturador industrial e sistemas de
separação magnética não são considerados investimentos viáveis para um estaleiro [17],
sendo assim, considera-se que a sucata, junto aos demais resíduos do processo, são
enviados a uma empresa gerenciadora de resíduos. Tal empresa é responsável pela coleta
e transporte dos mesmos, comercialização e destinação, a depender do tipo de resíduo
segundo a NBR 10.004, conforme abordado no Capítulo 0. Para o presente estudo de
caso, a empresa Vitoria Ambiental, no Espírito Santo, e a empresa AFC Soluções
Ambientais, em Pernambuco, se apresentam como opções para a separação dos materiais
e o gerenciamento dos resíduos sólidos e efluentes industriais gerados, desde os
recicláveis até os determinados perigosos Classe I.
43
9. AVALIAÇÃO PRELIMINAR DOS TEMPOS
Em primeiro lugar, algumas hipóteses foram consideradas para o estabelecimento
das estimativas realizadas:
• A estimativa para o tempo de limpeza dos tanques do FPSO é tomada a partir dos
tanques de carga e rejeito, que somam 13 tanques no total, envolvem processos mais
complexos e representam mais de 70% da região de carga; Além disso, para o
somatório do tempo total de limpeza, considera-se que a operação pode ocorrer em
2 tanques simultaneamente;
• O tempo tomado para limpeza do topside é aproximado pelo tempo de limpeza de
equipamentos e tubulações do mesmo durante o shutdown regular de manutenção
da plataforma, até a condição de “livre de gás”;
• O tempo médio de remoção da linha de offloading já considera o tempo de
mobilização da equipe que embarcará para realizar a operação; também considera-
se que o AHTS de apoio possui carretel em seu convés, não havendo necessidade
de desmontar as sessões da linha durante a retirada;
• O tempo estimado para desconexão das amarras foi considerado a partir do tempo
médio para operação de conexão acrescido de 50% como contingência, por ser a
conexão uma operação mais bem estabelecida com duração aproximada conhecida;
• Foi adotado 1,5 nós como velocidade média de reboque, de acordo com o que é
praticado de forma recorrente na indústria;
• A taxa média de quantidade de semanas gastas por módulo a ser removido do FPSO
no estaleiro já considera o tempo de preparação necessário pré e pós a realização de
cada içamento;
• Foi adotada a hipótese de 45 dias (ou 1 mês e meio) para o período de remoção de
equipamentos relevantes, o que corresponde a cerca de 10% do tempo total da fase
pós remoção da Unidade do local de operação. O período foi dividido em 80% do
trabalho passível de ser feito antes de iniciar a fase de corte, e 20% após a mesma,
que corresponde à remoção de equipamentos inacessíveis antes do corte dos blocos;
• A duração da etapa de remoção de materiais tóxicos foi aproximada para o tempo
gasto na remoção de amianto, por ser o elemento da lista levantada que exige ação
mais complexa (envolve isolamento completo da área de remoção, montagem de
EPIs complexos, descontaminação dos trabalhadores e instrumentos pós operação,
etc);
44
• A hipótese para quantidade de amianto encontrada no FPSO do estudo de caso é de
1 ton. Para o tempo de preparação da área pré e pós remoção, 2 dias. Para a divisão
entre as fases de remoção primária e secundária, foi adotada a hipótese de 2/3 da
quantidade total passível de ser removida antes de se iniciar o corte da Unidade, e
1/3 após o mesmo, que corresponde à remoção de amianto em regiões inacessíveis
antes do corte dos blocos;
• A espessura de chapa única considerada para o cálculo da velocidade do oxicorte é
15mm, por ser a espessura encontrada na maior parte do navio, nas chapas do casco.
Foi considerada 1 máquina de oxicorte disponível para a atividade, e 8h de trabalho
de corte por dia. Além disso, considera-se 20% de adicional no tempo de corte,
como tempo de mobilização e desmobilização para realização da operação;
• Considera-se que não há projetos ocorrendo em paralelo no estaleiro, sendo assim,
o tempo de corte não considera intervalos de espera para disponibilidade de área.
Tanto para o corte dos blocos na Zona A, quanto para o corte em pequenas partes
na Zona B;
• Considerou-se a hipótese de 3 tesouras de demolição hidraúlicas disponíveis no
estaleiro, cada uma com a capacidade de processamento de sucata estimada a partir
de casos reais;
• Considera-se 100% de disponibilidade em relação à capacidade da frota de
caminhões para transporte dos materiais para destinação, ou seja, foi estimado o
tempo de trajeto para uma viagem única. Além disso, acrescentou-se o período de
2 dias correspondente ao carregamento e descarregamento dos caminhões;
Na Tabela 6 a seguir é possível ver as premissas empregadas para a estimativa de
duração de cada etapa mapeada no processo de descomissionamento. Foram levantados
os tempos de execução de acordo com práticas da indústria, conversas com especialistas
e, para algumas etapas sem base histórica de comparação, como abordado na Metodologia
deste estudo de caso, foram propostas funções objetivo baseadas na quebra do tempo de
execução da etapa completa em tempos unitários, ou taxas representativas.
45
Tabela 6 - Método utilizado para a avaliação preliminar dos tempos de execução por etapa
# Etapa Tempo estimado para realização Variáveis
1 Limpeza dos Tanques (carga e rejeito)
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑠 = 𝑁𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑠
2∗ 𝑇𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎
𝑁𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑠 = quantidade de tanques de carga + rejeito;
𝑇𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 = Tempo médio de limpeza de 1 tanque
[dias/tanque];
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑠 = tempo total de limpeza dos tanques de
carga e rejeito [dias];
2 Limpeza de tubulações e equipamentos no Topside
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑡𝑜𝑝𝑠𝑖𝑑𝑒 Tlimp topside = taxa média de tempo de limpeza de
tubulações e equipamentos do topside [dias];
3 Remoção dos mangotes de offloading
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑜𝑓𝑓𝑙𝑜𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔 𝑇𝑟𝑒𝑚𝑜𝑓𝑓𝑙𝑜𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔 = tempo médio de remoção de uma
linha de offloading de cerca de 20 mangotes [dias];
4.1 Limpeza dos risers 𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝 𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 =
𝑁𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑃𝑟𝑜𝑑 ∗ 𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑃𝑟𝑜𝑑 + 𝑁𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝐸𝑥𝑝 ∗ 𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝐸𝑥𝑝
𝑁𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑃𝑟𝑜𝑑 = número de risers de produção a serem
limpos;
𝑁𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝐸𝑥𝑝 = número de risers de exportação a serem
limpos;
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑃𝑟𝑜𝑑 = tempo médio para limpar um riser de
produção [dias];
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝐸𝑥𝑝 = tempo médio para limpar um riser de
exportação [dias];
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝 𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 = tempo total para limpar todos os risers
[dias];
4.2 Desconexão dos risers
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 =
𝑇𝑡𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 + 𝑇𝑀𝑜𝑏&𝐷𝑒𝑚𝑜𝑏 + ∑ 𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑖
𝑛_𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟
𝑖=1
𝑇𝑡𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 = tempo considerado para troca de equipes a
cada 15 dias [dias];
𝑇𝑀𝑜𝑏&𝐷𝑒𝑚𝑜𝑏 = Tempo de preparação para a atividade
(mobilização e desmobilização) [dias];
𝑛_𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟 = número de risers a serem desconectados;
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑖 = Tempo necessário para desconectar o riser i
[dias];
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 = Tempo total para desconectar todos os
risers [dias];
5 Desconexão das amarras
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 =
𝑇𝑡𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 + 𝑇𝑝𝑟𝑒𝑝 + ∑ 𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑖
𝑛_𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠
𝑖=1
𝑇𝑡𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 = tempo considerado para troca de equipes a
cada 15 dias [dias];
𝑇𝑝𝑟𝑒𝑝 = Tempo de preparação para apoio à
atividade [dias];
𝑛𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 = número de amarras a serem
desconectadas;
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑖 = tempo para desconectar a amarra i [dias];
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 = Tempo total para desconectar todas as
amarras [dias];
46
# Etapa Tempo estimado para realização Variáveis
6 Reboque para o estaleiro 𝑇𝑛𝑎𝑣 =1
24∗
𝑑𝑛
𝑉𝑟𝑒𝑏
𝑑𝑛 = distância do local de operação até o estaleiro
selecionado [mn];
𝑉𝑟𝑒𝑏 = Velocidade média de reboque [nós];
𝑇𝑛𝑎𝑣 = tempo total de transporte até o estaleiro
selecionado [dias];
7.1 Ancoragem no cais 𝑇𝑎𝑛𝑐𝑜𝑟𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑜
𝑇𝑎𝑛𝑐𝑜𝑟𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑜 = tempo médio da operação de
ancoragem no cais [dias];
7.2 Entrada no dique 𝑇𝑑𝑖𝑞𝑢𝑒𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑇𝑑𝑖𝑞𝑢𝑒𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 = tempo médio da operação de entrada
no dique seco [dias];
8 Remoção dos módulos 𝑇𝑟𝑒𝑚𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 7 ∗ 𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ∗ 𝑡𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜
𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = quantidade total de módulos a serem içados;
𝑡𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 = taxa média de semanas gastas por módulo a
ser içado [semanas/módulo];
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = tempo total para remover todos os
módulos [dias];
9.1 Remoção primária de equipamentos relevantes
0,8 ∗ 𝑇𝑟𝑒𝑚𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝 = tempo total de remoção dos
equipamentos relevantes para reaproveitamento
[dias];
9.2 Remoção secundária de equipamentos relevantes
0,2 ∗ 𝑇𝑟𝑒𝑚𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝 = tempo total de remoção dos
equipamentos relevantes para reaproveitamento
[dias];
10.1 Remoção primária de materiais tóxicos
23⁄ ∗ 𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀
𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀 = 𝑇𝑝𝑟𝑒𝑝 + (𝑄𝑚𝑡 ∗ 𝑉𝑝𝑟𝑜𝑐)
𝑇𝑝𝑟𝑒𝑝 = tempo de preparação para a atividade [dias];
𝑄𝑚𝑡 = quantidade de amianto [ton];
𝑉𝑝𝑟𝑜𝑐 = taxa de processamento do estaleiro para
remover o amianto [dias/ton];
𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀 = tempo total de remoção de materiais
perigosos [dias];
10.2 Remoção secundária de materiais tóxicos
13⁄ ∗ 𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀
𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀 = tempo total de remoção de materiais
perigosos [dias];
11 Corte dos blocos
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠 =
𝑡𝑝𝑟𝑒𝑝 ∗ (1
8 ∗ 60 ∗
𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑉𝑜𝑥𝑖𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 ∗ 𝑄𝑚á𝑞𝑠)
𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = Comp total de chapa a ser cortado [m];
𝑉𝑜𝑥𝑖𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 = velocidade do oxicorte para a espessura
considerada [m/min];
𝑄𝑚á𝑞𝑠 = Quantidade de máquinas de corte disponíveis
no estaleiro;
𝑡𝑝𝑟𝑒𝑝 = percentual adicional que considera o tempo de
preparação para a atividade [%];
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠 = tempo total de corte dos blocos [dias];
47
# Etapa Tempo estimado para realização Variáveis
12 Corte da sucata em pequenas partes 𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑝𝑝 =
𝑃𝑠𝑢𝑐𝑎𝑡𝑎
𝑄𝑚á𝑞𝑠 ∗ 𝐶𝑚á𝑞
𝐶𝑚á𝑞𝑠 = capacidade de processamento da máquina
hidráulica de corte [ton/mês];
𝑄𝑚á𝑞𝑠 = Quantidade de máquinas de corte disponíveis
no estaleiro;
𝑃𝑠𝑢𝑐𝑎𝑡𝑎 = quantidade de sucata a ser cortada [ton];
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑝𝑝 = tempo total de corte em pequenas partes
[meses];
13 Separação dos materiais para destinação 𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑜𝑣𝑖𝑎𝑔𝑒𝑚 𝑖 = 𝑇𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎&𝑑𝑒𝑠𝑐 +
𝐷𝑖𝑠𝑡𝑖
𝑉𝑟𝑜𝑑𝑜𝑣𝑖𝑎
𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑜𝑣𝑖𝑎𝑔𝑒𝑚 𝑖 = tempo médio total de viagem para o
local i de destinação dos materiais [h];
𝑇𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎&𝑑𝑒𝑠𝑐 = tempo considerado para carregamento e
descarregamento dos caminhões [h];
𝐷𝑖𝑠𝑡𝑖 = distância até o centro gerenciador de resíduos
selecionado [km];
𝑉𝑟𝑜𝑑𝑜𝑣𝑖𝑎 = velocidade média de percurso até o CGR
[km/h];
9.1. Estimativas Realizadas por Etapa do Processo Mapeado
A avaliação começa com a estimativa de tempo de limpeza dos tanques de carga e
rejeito, onde o tempo médio de limpeza de um tanque considera as etapas de preparação,
limpeza com o sistema fixo de óleo (COW), purga e ventilação. Após conversas com
profissionais especialistas no assunto, o seguinte resultado médio foi alcançado:
𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑎 = 𝑇𝑝𝑟𝑒𝑝 + 𝑇𝑓𝑖𝑥𝑜 + 𝑇𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 + 𝑇𝑣𝑒𝑛𝑡
𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑎 = 7 + 1 + 7 + 1 = 16 𝑑𝑖𝑎𝑠
E para o tempo total:
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑠 = 𝑁𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑠
2∗ 𝑇𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 =
13
2∗ 16 = 104 𝑑𝑖𝑎𝑠 = 3,5 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠
Em seguida, foi estimada a duração do processo limpeza de tubulações e
equipamentos do topside, e de remoção dos mangotes de offloading de óleo para o seu
reaproveitamento. Por serem ambas práticas comuns na indústria de produção de óleo e
gás offshore, seus valores foram coletados a partir de consultas com especialistas na área
de operação:
48
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑡𝑜𝑝𝑠𝑖𝑑𝑒 = 4 𝑑𝑖𝑎𝑠
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑜𝑓𝑓𝑙𝑜𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔 = 2 𝑑𝑖𝑎𝑠
A quarta etapa foi dividida em limpeza e posterior remoção dos risers contectados
à plataforma, conforme discutido na Seção 8.1.4. Para os risers de produção, o tempo
médio de limpeza é cerca de 4 horas; para um riser de exportação, esse tempo pode chegar
a 2 dias. Considera-se que a plataforma já está preparada para realizar a atividade, por ser
algo recorrente durante a fase de operação da mesma. Ou seja:
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 = 𝑁𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟 𝑝𝑟𝑜𝑑 ∗ 𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑝𝑟𝑜𝑑 + Nriser exp ∗ Tlimpexp
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 = 18 ∗ 4 + 1 ∗ 48 = 120 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 = 5 𝑑𝑖𝑎𝑠
Quanto à desconexão dos risers, foi estimado junto a especialistas da área o
intervalo de 1 semana para mobilização e 1 semana para desmobilização dos operadores
e recursos necessários, pois a operação envolve interface com embarcação tipo PLSV,
suporte de ROVs e ação de mergulhadores, o que exige um maior tempo de preparação.
Já a desconexão em si, pode ser feita em um dia. Porém, como são 34 risers e umbilicais
conectados, adicionou-se o tempo de troca de equipes a cada 15 dias, como é comum da
prática offshore. O tempo padrão médio de uma troca de equipes é de 48 horas.
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 = 𝑇𝑡𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 + 𝑇𝑀𝑜𝑏&𝐷𝑒𝑚𝑜𝑏 + ∑ 𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑖
𝑛_𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟
𝑖=1
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 = 6 + 14 + (34 ∗ 1) = 54 𝑑𝑖𝑎𝑠
Para a etapa seguinte, referente à desconexão das amarras, a divisão inicial para o
cálculo do tempo do processo foi feita de forma semelhante à desconexão dos risers,
porém, a desconexão de amarras é considerada uma atividade mais complexa, menos
consolidada e portanto, do ponto de vista de estimativa de duração, mais incerta. Deste
modo, o tempo unitário de desconxão foi aproximado pelo tempo médio de instalação de
uma amarra, este sim amplamente estimado na indústria, com uma margem de
contingência de 50%.
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 = 𝑇𝑡𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 + 𝑇𝑝𝑟𝑒𝑝 + ∑ 𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑖
𝑛_𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠
𝑖=1
49
Após questionamentos feitos a especialistas da área, estimou-se o tempo médio de
conexão de uma amarra em 12 horas, estando posicionadas as equipes e recursos de apoio.
Quando à preparação para a atividade, ocorre em torno de 1 semana pré operação, e mais
1 semana pós operação para desmobilização dos recursos. Adicionou-se ainda 2 dias para
o tempo de uma troca de equipes a cada 15 dias.
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 = 2 + 14 +1,5 ∗ (18 ∗ 12)
24= 29,5 𝑑𝑖𝑎𝑠
O somatório dos tempos das etapas até então reflete o tempo médio de participação
da fase offshore do descomissionamento, ou seja, de preparação para envio da Unidade
ao estaleiro. A seguir, avalia-se a duração da fase offshore do descomissionamento entre
6 e 7 meses. Tal avaliação, ainda que preliminar, é relevante para o planejamento das
atividades por parte da gestão das operadoras de plataforma.
𝑇𝑜𝑓𝑓𝑠ℎ𝑜𝑟𝑒 =
𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑠 + 𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑡𝑜𝑝𝑠𝑖𝑑𝑒 + 𝑇𝑟𝑒𝑚𝑜𝑓𝑓𝑙𝑜𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔 + 𝑇𝑙𝑖𝑚𝑝𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 + 𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟𝑠 + 𝑇𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠
𝑇𝑜𝑓𝑓𝑠ℎ𝑜𝑟𝑒 = 104 + 4 + 2 + 5 + 54 + 29,5 = 198,5 dias = 6,6 meses
Iniciando a remoção da Unidade, o tempo de reboque para o estaleiro selecionado
foi calculado a partir da distância entre o local de operação do FPSO e os estaleiros
selecionados no estudo de caso: O Estaleiro Jurong Aracruz no Espírito Santo e o
Estaleiro Atlântico Sul em Pernambuco. A velocidade de reboque assumida foi de 1,5
nós, coerente com o que é praticado na indústria.
𝑇𝑛𝑎𝑣 =1
24∗
𝑑𝑛
𝑉𝑟𝑒𝑏
𝑇𝑛𝑎𝑣𝐸𝐽𝐴 =1
24
200𝑚𝑛
1,5 𝑛ó𝑠= 5,6 𝑑𝑖𝑎𝑠
𝑇𝑛𝑎𝑣𝐸𝐴𝑆 =1
24
1060𝑚𝑛
1,5 𝑛ó𝑠= 29,4 𝑑𝑖𝑎𝑠
Ao chegar no estaleiro selecionado para o desmonte, a Unidade pode ser atracada
no cais para o desmonte lado a lado, como aplicado no caso do EJA; ou manobrada para
dentro do dique que é posteriormente esvaziado, como aplicado ao EAS. Para cada etapa,
foi estimado um tempo de duração para a operação:
50
𝑇𝑎𝑛𝑐𝑜𝑟𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑜 = 12 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
𝑇𝑑𝑖𝑞𝑢𝑒𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 = 48 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
Em seguida, é realizada a remoção dos módulos da planta de processo do FPSO. O
FPSO do estudo de caso possui 19 módulos em seu topside. Para cada módulo, foi
avaliado o seu peso total considerando o peso do módulo em si mais o peso das peças e
instrumentos necessários para o içamento e mais uma porcentagem de contingência.
Devido à confidencialidade das informações utilizadas para embasar o estudo de caso, os
cálculos não serão aqui detalhados, mas é possível afirmar que o maior peso encontrado
por módulo foi de 1287 ton, não representando uma limitação para a capacidade de
içamento em nenhuma das locações selecionadas para o estudo. A hipótese de tempo
médio adotada foi de 1 semana por módulo, discutida com profissionais da área.
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 7 ∗ 𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ∗ 𝑡𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 7 ∗ 19 ∗ 1 = 133 𝑑𝑖𝑎𝑠
A remoção dos equipamentos reaproveitáveis, ou seja, os que são removidos para
serem recondicionados e em seguida reutilizados, é feita nesta etapa, antes de dar início
ao corte propriamente dito da Unidade. De acordo com as hipóteses previamente citadas,
o tempo total desta etapa é de 45 dias, divididos em 80% anteriores à fase de corte, e 20%
em paralelo com o corte da Unidade. A remoção secundária corresponde à retirada de
equipamentos de regiões inacessíveis anteriormente (como na praça de máquinas) e, por
ser uma atividade em paralelo com outras que demandam mais tempo, sua duração não é
considerada no somatório final.
𝑇𝑟𝑒𝑚𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝 = 45 𝑑𝑖𝑎𝑠
Para estimar a duração da remoção de materiais perigosos, foi utilizada como
parâmetro a remoção de amianto. A quantidade de amianto no FPSO foi estimada em
1 ton, com base em um inventário de materiais perigosos de um FPSO semelhante que se
teve acesso, em confidencialidade. A taxa de processamento do estaleiro para remoção
do amianto também foi definida a partir de um projeto real, e corresponde a 1 dia de
trabalho de remoção por tonelada de amianto.
Aqui também é considerado que uma parcela da atividade ocorre após o início da
fase de corte, devido à porção de amianto localizada em áreas inabordáveis anteriormente,
51
definida em 1/3 da quantidade total do material. Por ocorrer em paralelo com outras
atividades que demandam mais tempo, esta parcela não será incluída no somatório do
tempo total do processo. Por último, foi adicionado 1 dia ao início e 1 dia ao final da
atividade, correspondente à preparação e recondicionamento dos locais de remoção.
𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀 = 𝑇𝑝𝑟𝑒𝑝 + (𝑄𝑚𝑡 ∗ 𝑉𝑝𝑟𝑜𝑐)
𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀 = 2 + (1 ∗ 1) = 3 𝑑𝑖𝑎𝑠
Para o comprimento total de corte dos blocos do FPSO, foi calculada inicialmente
a quantidade de blocos a serem cortados, definidos pelo peso leve da embarcação sem os
módulos da planta de processo (38000 ton) dividido pela capacidade de içamento de cada
estaleiro. Em seguida, para cada bloco, foi estimado um comprimento de corte com base
nas dimensões da seção mestra do FPSO, adicionando-se 10% para capturar os
reforçadores. Uma vez obtido o comprimento total de corte, foi calculado o tempo total
de operação a partir de 1 máquina operando 8 h/dia a uma taxa de 0,6 m/min. Ao final,
considerou-se um fator de 20% no tempo total como preparação para a atividade.
𝑃𝐸𝐴𝑆 = 1500 𝑡𝑜𝑛 , 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑖ç𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑙𝑒𝑖𝑟𝑜 𝐴𝑡𝑙â𝑛𝑡𝑖𝑐𝑜 𝑆𝑢𝑙
𝑃𝐸𝐽𝐴 = 3600 𝑡𝑜𝑛 , 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑖ç𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑙𝑒𝑖𝑟𝑜 𝐽𝑢𝑟𝑜𝑛𝑔 𝐴𝑟𝑎𝑐𝑟𝑢𝑧
𝐿𝑆𝑀 = 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 𝑛𝑎 𝑟𝑒𝑔𝑖ã𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑝𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜
𝐿𝑆𝑀 = (2 ∗ 54 + 4 ∗ 30) ∗ 1,1 = 250,8 𝑚
𝑁𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠𝐸𝐴𝑆 =38000 𝑡𝑜𝑛
1500 𝑡𝑜𝑛= 26 𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠
𝑁𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠𝐸𝐽𝐴 =38000 𝑡𝑜𝑛
3600 𝑡𝑜𝑛= 11 𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠
𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐸𝐴𝑆 = (26 − 1) ∗ 250,8 = 6270 𝑚
𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐸𝐽𝐴 = (11 − 1) ∗ 250,8 = 2508 𝑚
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠 = 𝑡𝑝𝑟𝑒𝑝 ∗ (1
8 ∗ 60∗
𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑉𝑜𝑥𝑖𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 ∗ 𝑄𝑚á𝑞𝑠)
Para o Estaleiro Atlântico Sul, em Pernambuco:
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠 = 1,2 ∗ (1
8 ∗ 60∗
6270 𝑚
0,6 𝑚/𝑚𝑖𝑛 ∗ 1) = 27 𝑑𝑖𝑎𝑠
52
Para o Estaleiro Jurong Aracruz, no Espírito Santo:
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠 = 1,2 ∗ (1
8 ∗ 60∗
2508 𝑚
0,6 𝑚/𝑚𝑖𝑛 ∗ 1) = 11 𝑑𝑖𝑎𝑠
Chegando ao final do processo, é estimado o tempo do corte de sucata em pequenas
partes. Nesta fase considera-se que os materiais perigosos e equipamentos que serão
reutilizados já foram retirados, e resta apenas a sucata que será cortada para ser enviada
ao CGR. A partir da hipótese de 3 tesouras de demolição hidráulicas disponíveis no
estaleiro, cada uma com a capacidade de processamento de 1800 ton/mês (obtida a partir
de um caso real) e com o volume de sucata estimado na Seção 8.3.4, tem-se:
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑝𝑝 =𝑃𝑠𝑢𝑐𝑎𝑡𝑎
𝑄𝑚á𝑞𝑠 ∗ 𝐶𝑚á𝑞
𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑝𝑝 =41423,1 𝑡𝑜𝑛
3 ∗ 1800 𝑡𝑜𝑛/𝑚ê𝑠= 7,7 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠
A última etapa do processo mapeado diz respeito ao envio dos resíduos gerados no
ao todo para os centros gerenciadores. Na Seção 8.3.4 foram avaliadas opções de CGR
nas redondezas de cada estaleiro, e optou-se pelo centro mais próximo de cada um, desde
que já contenha infraestrutura para manipular rejeitos da indústria de óleo e gás, por já
atuarem nesse segmento. Sob a velocidade média de percurso dos caminhões de 40 km/h
e a partir das hipóteses de que o transporte é feito em uma viagem única e que são
adicionados 2 dias ao tempo total devido ao carregamento e descarregamento dos
materiais, tem-se:
𝐷𝑖𝑠𝑡𝐸𝐽𝐴, 𝑉𝑖𝑡ó𝑟𝑖𝑎 𝐴𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑎𝑙 = 44,2 𝑘𝑚
𝐷𝑖𝑠𝑡𝐸𝐴𝑆, 𝐴𝐹𝐶 = 18,4 𝑘𝑚
𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑜𝑣𝑖𝑎𝑔𝑒𝑚 𝐸𝐴𝑆 = 𝑇𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎&𝑑𝑒𝑠 +𝐷𝑖𝑠𝑡𝐸𝐴𝑆
𝑉𝑟𝑜𝑑𝑜𝑣𝑖𝑎
𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑜𝑣𝑖𝑎𝑔𝑒𝑚 𝐸𝐴𝑆 = 48 + 18,4
40= 22,1 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑜𝑣𝑖𝑎𝑔𝑒𝑚 𝐸𝐽𝐴 = 𝑇𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎&𝑑𝑒𝑠 +𝐷𝑖𝑠𝑡𝐸𝐽𝐴
𝑉𝑟𝑜𝑑𝑜𝑣𝑖𝑎
𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑜𝑣𝑖𝑎𝑔𝑒𝑚 𝐸𝐽𝐴 = 48 +44,2
40= 53 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
53
Em último lugar, é feito o somatório das etapas realizadas a partir da desinstalação
do FPSO do local de operação, e tem-se uma primeira avaliação preliminar do tempo de
duração do processo de descomissionamento de um FPSO partir de um estudo de caso
em operação no Brasil e de dois estaleiros brasileiros.
𝑇𝑜𝑛𝑠ℎ𝑜𝑟𝑒 = 𝑇𝑛𝑎𝑣𝑖 + 𝑇𝑎𝑛𝑐𝑜𝑟𝑎𝑚é𝑑𝑖𝑜 + 𝑇𝑟𝑒𝑚𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 + 𝑇𝑟𝑒𝑚𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝 + 𝑇𝑟𝑒𝑚𝐻𝑀
+ 𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑏𝑙𝑜𝑐𝑜𝑠, 𝑖 + 𝑇𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒𝑝𝑝 + 𝑇𝑚é𝑑𝑖𝑜𝑣𝑖𝑎𝑔𝑒𝑚 𝑖
Para o Estaleiro Jurong Aracruz, no Espírito Santo:
𝑇𝑜𝑛𝑠ℎ𝑜𝑟𝑒, 𝐸𝐽𝐴 =(5,6 + 0,5 + 133 + (0,8 ∗ 45) + (2
3⁄ ∗ 3) + 11 + 2,3)
30+ 7,7 = 14 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠
Para o Estaleiro Atlântico Sul, em Pernambuco:
𝑇𝑜𝑛𝑠ℎ𝑜𝑟𝑒, 𝐸𝐴𝑆 =(29,4 + 2 + 133 + (0,8 ∗ 45) + (2
3⁄ ∗ 3) + 27 + 0,9)
30+ 7,7 = 15,3 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠
54
10. DISCUSSÃO DOS RESULTADOS
A Tabela 7 apresenta um resumo dos resultados encontrados para a estimativa dos
tempos por etapa. Durante o mapeamento dos processos, elaboração do fluxograma de
atividades e a realização das estimativas preliminares de tempo, foram identificadas as
ativididas consideradas mais críticas, discutidas em seguida.
Tabela 7 - Resumo dos resultados obtidos para duração de cada etapa do
descomissionamento do FPSO estudado
# Etapa Duração EJA
(dias) Duração EAS
(dias)
1 Limpeza dos Tanques (carga e rejeito) 104 104
2 Limpeza do Topside 4 4
3 Remoção dos mangotes de offloading 2 2
4.1 Limpeza dos risers 5 5
4.2 Desconexão dos risers 54 54
5 Desconexão das amarras 29,5 29,5
6 Reboque para o estaleiro 5,6 29,4
7.1 Ancoragem no cais 0,5 x
7.2 Entrada no dique x 2
8 Remoção dos módulos 133 133
9 Remoção dos equipamentos relevantes 45 45
10 Remoção de materiais tóxicos 3 3
11 Corte de blocos 11 27
12 Corte da sucata em pequenas partes 230,1 230,1
13 Separação dos materiais para destinação 2,2 0,9
O tempo para limpeza de tanques é o primeiro processo considerado crítico após a
análise de todas as etapas. Um dia a mais de diferença para limpeza com o sistema fixo
de óleo, ou no tempo de preparação da equipe de operação para realizar a atividade, por
exemplo, podem refletir em até um mês de atraso na partida da Unidade para o estaleiro.
A desconexão das amarras do FPSO, do ponto de vista operacional e logístico, é
um desafio dentro do projeto de descomissionamento de uma unidade flutuante de
produção. Um dos motivos é a necessidade de recondicionar equipamentos por muitos
anos sem operação, como guinchos e polias. Outro fator diz respeito às técnicas de
remoção, isto porque ainda não estão completamente consolidadas, e novos métodos vem
sendo desenvolvidos e realizados de forma pioneira. Por este motivo, a estimativa de
tempo para essa etapa baseou-se na operação de instalação do sistema de amarração,
55
aplicando-se uma margem de proporcionalidade. Outro ponto crítico nesta etapa é a
necessidade de garantir a posição do FPSO enquanto se dão as atividades de corte, sendo
portanto uma operação que envolve interface com diversas embarcações (de 3 a 4
rebocadores além dos AHTS de apoio), contribuindo para a complexidade da operação.
Ao final da etapa offshore do descomissionamento, é importante ressaltar como
ponto crítico o recondicionamento dos equipamentos e ferramentas para serem usados
durante o reboque (guinchos, cabos de reboque, manilhas, conexões etc), que podem
necessitar de reparo ou até substituição, a depender da rotina de manutenção e devido ao
tempo de inatividade. Em relação à estimativa de tempo do processo, destaca-se na fase
de reboque a influência da distância ao estaleiro de reciclagem, que para as duas locações
selecionadas no estudo de caso, chega a ocasionar quase 1 mês de discrepância entre os
dois cenários, mesmo sendo ambas localizadas na costa brasileira. Isso aponta para a
vantagem estratégica do Brasil em relação às plataformas nas bacias de campos e santos
que precisarão ser descomissionadas nos próximos anos.
O grafico ilustrado na Figura 28 a seguir reflete a participação de cada etapa na fase
offshore de preparação do FPSO para partida, com os tempos acumulados. A legenda no
eixo X reflete a numeração das etapas, de acordo com a Tabela 7. Após a chegada do
FPSO no estaleiro, tem início o desmonte e reciclagem da Unidade, avaliada como a fase
mais longa do descomissionamento, cuja duração estimada nesta avaliação preliminar é
de 14 a 15 meses, aproximadamente.
Figura 28 - Gráfico com a duração acumulada por etapa da fase offshore.
3 4 4 4
6
7
0
1
2
3
4
5
6
7
1 2 3 4.1 4.2 5
DU
RA
ÇÃ
O (
MES
ES)
ETAPAS
Etapas pré remoção do FPSO do local de operação
56
A primeira atividade crítica no estaleiro é a remoção dos módulos da planta de
processo. A avaliação do tempo para remoção total dos mesmos foi feita a partir da
hipótese de um tempo médio por módulo discutida com profissionais da área. Uma
limitação do estudo foi, devido ao caráter preliminar da avaliação, não captar as
diferenças operacionais entre o içamento dos módulos com a cábria posicionada próximo
ao cais, e com o pórtico do dique seco, que podem refletir na duração do processo e na
discrepância entre os 2 métodos. Ainda assim, é possivel captar a influência desta etapa
no todo avaliado. Com duração de mais de 4 meses, é a segunda atividade que mais
demanda tempo em todo o mapeamento realizado, e portanto qualquer ganho de tempo
nesta operação reflete consideravelmente no projeto. Além disso, mostra a relevância de
um sistema de içamento de grande porte para estaleiros que queiram se adaptar à atividade
de reciclagem de plataformas.
Dando continuidade à discussão, foi analisado o processo de remoção dos
equipamentos pertinentes para recondicionamento e reutilização. Devido ao estado da arte
ainda pouco aprofundado do desmonte de plantas de processamento, especificamente
quanto a análises das alternativas de destinação de seus componentes (reutilização,
reciclagem ou descarte), foi adotada uma estimativa para a etapa de remoção dos
equipamentos reaproveitáveis ainda grosseira, mas também coerente com práticas
semelhantes observadas em estaleiros reais, sob a perspectiva do tempo total avaliado
para o processo.
Na sequência, destaca-se que alcançar um levantamento mais preciso da localização
e volume de materiais perigosos que precisarão ser removidos ainda demanda muitos
esforços. Um passo importante identificado nessa direção é a ratificação da Convenção
de Hong Kong, que estabelece a obrigatoriedade do Inventário de Materiais Perigosos.
Outra alternativa é a inspeção no local, feita a partir de empresas subcontratadas
especializadas na inspeção e gestão de materiais perigosos, como já ocorre atualmente
como boas práticas para Unidades que não possuem o IHM. Assim, será mais factível
capturar um conjunto de volumes e áreas de localização desses materiais a bordo de
plataformas, e estabelecer métodos para estimativas mais precisas. Tal detalhamento
pode, inclusive, capturar a influência do método de descomissionamento (no cais ou no
dique seco) no tempo tomado para remoção do materiais tóxicos.
Para a estimativa de tempo de corte dos blocos, ressalta-se a relevância da
capacidade de içamento disponível no estaleiro (da cábria ou pórtico em questão), que
limita a quantidade de blocos a serem cortados nessa avaliação preliminar. Porém, é
57
importante destacar que, em uma estimativa mais precisa, o efeito do cálculo estrutural
ou de estabilidade na divisão dos blocos deve ser considerado, principalmente em relação
ao método de desmonte do navio atracado no cais. Outro efeito da avaliação preliminar é
uma estimativa mais grosseira do comprimento total a ser percorrido pela máquina de
corte, que pode ser refinada com base nas seções transversais do navio em cada local de
divisão dos blocos.
Como último ponto de discussão desta etapa de corte, vale ressaltar que a
velocidade do oxicorte tomada como único parâmetro para o tempo de corte da Unidade
em blocos reflete em um resultado ainda grosseiro. Na prática, o corte realizado com o
navio flutuando é uma atividade mais complexa (quando comparada àquela em que o
navio se encontra no dique seco) e que envolve maiores tempos de preparação e
desmobilização, o que não foi considerado nesta estimativa preliminar.
O corte dos blocos de sucata em pequenas partes foi avaliado como a atividade mais
longa entre todo o mapeamento (7,7 meses de duração). Nesta etapa, o peso de sucata
calculado na Seção 8.3.4 ainda é preliminar, apoiado sobre estudos recentes de desmonte
de navios e plataformas. Entretanto, o resultado já mostra a importância do investimento
por parte do estaleiro de reciclagem em máquinas hidráulicas eficientes para demolição
de sucata. Em um detalhamento das estimativas, recomenda-se considerar a área
disponível no estaleiro para os blocos e para a sucata cortada em pequenas partes, que
pode significar um tempo de espera até a liberação da área, para então dar continuidade
ao processo de corte.
Como discutido na seção 8.3.4, não só os rejeitos que precisam ser descartados são
enviados para o CGR, mas também a sucata e demais resíduos recicláveis. Isso é feito
pois, por mais que haja uma separação prévia no estaleiro, materiais diferentes podem
estar misturados à sucata. Máquinas complexas de separação não são consideradas
investimentos viáveis em estaleiros devido ao custo, mas são comuns a centros
gerenciadores de resíduos. Portanto, considera-se que o envio ocorre para o centro de
resíduos, e só então para a siderúrgica que comprará a sucata como matéria prima.
O gráfico ilustrado na Figura 29 a seguir reflete os tempos estimados por etapa, em
cada método de reciclagem avaliado, a partir do reboque da Unidade para o estaleiro, logo
após o corte das amarras. A legenda no eixo X reflete a numeração das etapas, de acordo
com a Tabela 7. No eixo Y, a contagem dos meses é acumulada, e já conta inicialmente
com o tempo de duração da etapa offshore do processo.
58
Figura 29 – Gráfico com a duração acumulada por etapa de cada processo de
descomissionamento avaliado
Como fechamento da avaliação preliminar de duração do processo, destaca-se as
duas etapas que mais influenciam na diferença percebida entre os 2 métodos mostrados:
a distância do estaleiro de reciclagem ao local de operação do FPSO; e a capacidade de
içamento do estaleiro, que limita o corte dos blocos. De toda forma, não são percebe num
primeiro levantamento grandes diferenças entre os métodos avaliados (40 dias de
discrepância entre os tempos), e o resultado aponta para uma vantagem estratégica, do
ponto de vista técnico, dos estaleiros brasileiros em relação ao descomissionamento de
plataformas das bacias de Campos e Santos.
7 7 7
1113 13 13
21 21
8 8 8
1214 14
15
22 22
0
5
10
15
20
25
6 7.1 7.2 8 9 10 11 12 13
DU
RA
ÇÃ
O (
MES
ES)
ETAPAS
Etapas pós remoção do FPSO do local de operação
Estaleiro Jurong Aracruz Estaleiro Atlântico Sul
59
11. CONCLUSÃO
O mercado de descomissionamento de navios e plataformas, atualmente e a nível
global, ainda é muito dependente das praias asiáticas, especialmente na Índia, Paquistão
e Bangladesh. Ao considerar as condições a que são submetidos os trabalhadores e o meio
ambiente nestas instalações, fica evidente o desafio que esta atividade representa para a
sociedade. Olhando para o Brasil, como levantado no Capítulo 1, mais de 40% das
instalações de produção já ultrapassam os 25 anos de operação. Sendo assim, o
estabelecimento de um mercado de descomissionamento sustentável sólido se apresenta
não só como uma necessidade global, mas uma oportunidade para os estaleiros brasileiros
de superarem as baixas demandas por projetos.
Nesse cenário, como visto no Capítulo 6, foram criadas regulamentações
internacionais como uma tentativa de limitar a atividade de forma segura e sustentável.
Em especial, o Regulamento Europeu 1257/2013 impõe que navios e plataformas sob
bandeira europeia sejam enviados somente para instalações certificadas que cumpram os
requisitos discutidos no capítulo supracitado. Porém, a capacidade dos estaleiros
credenciados atualmente é limitada. Ao se adaptarem às regras do Regulamento Europeu,
estarão os estaleiros nacionais se colocando como mais uma alternativa para o destino de
navios e plataformas submetidos a ele. Entretanto, percebe-se o processo de certificação
de Verificadores Independentes como uma lacuna (do ponto de vista normativo) a ser
preenchida pelas autoridades locais neste contexto.
No Capítulo 7, foram discutidas duas questões identificadas como grandes desafios
para o descomissionamento sustentável de plataformas no Brasil, durante o mapeamento
do processo: a disseminação da espécie invasora coral-sol durante o transporte da
Unidade, cujas técnicas de prevenção e mitigação ainda não estão totalmente afirmadas;
e a destinação de rejeitos contendo materiais perigosos, especialmente os materiais com
ocorrência natural de radioatividade, chamados NORMs.
No Capítulo 8, foram discutidas as principais operações e atividades identificadas
durante o mapeamento do processo de descomissionamento a partir de um estudo de caso
de um FPSO na bacia de Campos. Foi proposto um fluxograma preliminar com a
sequência de realização das principais atividades levantadas, separadas em pré e pós
remoção do local de operação para o estaleiro. Especificamente na Seção 8.2, um fluxo
de atividades para autorização do envio da Unidade para reciclagem é delineado com base
nos principais regulamentos internacionais existentes. Em seguida, são abordadas duas
60
instalações no Brasil consideradas potenciais para se certificarem como aptas, do ponto
de vista técnico, para a reciclagem de navios frente à União Europeia, e são discutidos os
principais aspectos da infraestrutura necessária para as mesmas se adaptem ao
descomissionamento.
Buscou-se ressaltar durante o mapeamento quais são recursos necessários para a
execução de cada etapa, bem como aspectos operacionais e de segurança, na tentativa de
estruturar um modelo passível de ser aprofundado e aperfeiçoado, apontando para o
cenário nacional. Cabe comentar a interface com uma série de empresas subcontratadas
como um dos fatores identificados durante o mapeamento que mais influenciam na
complexidade do processo.
É importante destacar neste ponto duas etapas do processo: a remoção de
equipamentos que podem ser reaproveitados (Seção 8.3.2) e remoção dos principais
materiais periogosos encontrados a bordo (Seção 8.3.3), ambas identificadas como as
principais lacunas do mapeamento. Como discutido no Capítulo 10, por ser uma atividade
pouco consolidada tanto no Brasil quanto mundialmente, estruturar a execução destas
etapas dentro do descomissionamento sustentável de FPSOs de forma mais detalhada
ainda é um desafio.
Por fim, foi realizada no Capítulo 9 uma estimativa preliminar da duração de cada
etapa, levantando para cada uma um tempo médio de execução. É necessário destacar que
diversos resultados foram obtidos a partir de premissas oriundas de práticas comuns da
indústria, porém, algumas hipóteses precisaram ser feitas devido à ausência de históricos
reais ou estudos de caso. Ainda sim, a partir deste levantamento, foi possível identificar
já num primeiro momento de estimativas, quais são os principais gargalos, ou seja, as
etapas mais longas, tal que a direção dos esforços e recursos no sentido de otimizar o
processo já toma forma.
Uma primeira proposta de trabalho futuro é a identificação de equipamentos que
potencialmente podem ser reaproveitados a partir do desmonte de plataformas de
produção de óleo e gás. Outra proposta nesse sentido é o detalhamento da estimativa de
tempo de execução de cada atividade, que aliado a um detalhamento do mapeamento de
recursos associados, abre portas para estimativas de custos, e planejamento de projetos
concretos.
Conclui-se afinal que este projeto de graduação contribui para o debate acerca da
afirmação de um mercado de descomissionamento sustentável de navios e plataformas no
Brasil: a partir da análise sobre os principais processos e recursos envolvidos em um
61
estudo de caso, da identificação das principais lacunas operacionais e técnicas, da
estruturação de uma sequência preliminar de atividades e da avaliação preliminar da
duração do processo; que permitiu identificar, entre outros fatores, as etapas que mais
contribuem para o tempo total do desmonte de um FPSO ao final de sua vida útil.
62
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