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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
LEANDRO BARROS BITTAR
NATÁLIA MENDES DE OLIVEIRA MODESTO
O USO DA AVALIAÇÃO COMPARATIVA PARA A TOMADA DE DECISÃO EM
PROJETOS DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES OFFSHORE
NITERÓI, RJ
2019
LEANDRO BARROS BITTAR
NATÁLIA MENDES DE OLIVEIRA MODESTO
O USO DA AVALIAÇÃO COMPARATIVA PARA A TOMADA DE DECISÃO EM
PROJETOS DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES OFFSHORE
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao
Curso de Engenharia de Petróleo da Escola de
Engenharia da Universidade Federal Fluminense,
como parte dos requisitos necessários à obtenção
do título de Engenheiro de Petróleo.
Orientador:
Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiroz Neto
Niterói, RJ
2019
AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE
TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA
FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.
FICHA CATALOGRÁFICA GERADA EM:
http://www.bibliotecas.uff.br/bee/ficha-catalografica
LEANDRO BARROS BITTAR
NATÁLIA MENDES DE OLIVEIRA MODESTO
O USO DA AVALIAÇÃO COMPARATIVA PARA A TOMADA DE DECISÃO EM
PROJETOS DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES OFFSHORE
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao
Curso de Engenharia de Petróleo da Escola de
Engenharia da Universidade Federal Fluminense,
como parte dos requisitos necessários à obtenção
do título de Engenheira(o) de Petróleo.
Aprovado em 04 de dezembro de 2019.
BANCA EXAMINADORA
_____________________________________________________
Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiroz Neto - UFF
Orientador
___________________________________________________
Prof. Dr. Víctor Rolando Ruiz Ahón – UFF
_____________________________________________________
Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco - UFF
NITERÓI, RJ
2019
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, gostaria de agradecer a minha família: Bruno, Fernanda, Jacqueline e Felipe,
pois sem eles nada teria conseguido. Eles mostraram o verdadeiro significado do que é ser
família: que, mesmo diante dos nossos erros e acertos, brigas e distância, sempre podíamos
contar uns com os outros; que nos momentos de dificuldade, sempre estávamos unidos; e que
fizeram dos nossos almoços de domingo um evento de união.
Em segundo lugar, aos meus amigos do curso de Engenharia de Petróleo: Andressa, Daisy,
Douglas, Guilherme, Jamil, Laura, Matheus, Natália, Thais, Vinicius, entre outros, por
tornarem o curso mais fácil e fazerem valer a pena as noites mal dormidas estudando. Foram
dias difíceis, mas que, simultaneamente, nos permitiram ter historias memoráveis.
Em terceiro lugar, agradeço a ANP/SSM e, em especial, aos meus chefes Edson Montez,
Mariana França e Rafael Couto. Os senhores não foram apenas chefes, mas verdadeiros
líderes e fizeram tudo ao alcance de vocês para que eu crescesse e encarasse a profissão com
seriedade. Adicionalmente, agradeço em especial a antiga equipe CDRA – Rosana e Edson,
que foram meu primeiro contato com a SSM e sempre me fizeram sentir parte do time e
valorizaram meu trabalho.
Também não poderia me esquecer dos meus amigos de infância, que, apesar da distância
física, sempre estiveram ao meu lado. Obrigado, Alexandre, Aguillar, Ana Clara, Carol,
Lucas, Raissa e Sara. Continuemos crescendo juntos.
Por fim, agradeço aos amigos que fiz fora do ambiente acadêmico e fizeram com que a minha
vida abrisse a um leque maior de lazeres e oportunidades: Davi, Emanuelle, Jennifer, Juliana,
Priscila, Thiago.
Leandro Barros Bittar
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, gostaria de agradecer a Deus, que me presenteou com minha vida e me deu
sabedoria para chegar até aqui.
Aos meus pais, Rogério e Gilmara, que nunca mediram esforços para que eu realizasse todos
os meus sonhos e sempre me deram força par que essa graduação fosse concluída. Eles são
meus exemplos de força e gentileza. A minha irmã, Danielle, que sempre me ajudou a
levantar quando eu me sentia cansada, e que sempre comemorou em todas as minhas vitórias.
E a todos os meus familiares que torcem por mim.
Ao Thadeu, que chegou na “reta final” e me apoiou e incentivou nesse trajeto. Aos amigos e
amigas da UFF que fiz nessa caminhada, que tornaram essa caminhada mais leve e possível.
A minha dupla, Leandro, obrigada por tanta generosidade e amizade pra seguirmos nesse
momento.
A todos, que me ajudaram a me tornar uma pessoa melhor. Estou muito agradecida por chegar
aqui.
Obrigada!
Natália Mendes de Oliveira Modesto
RESUMO
Com o passar do tempo a produção dos campos de petróleo e gás natural tende a cair, até o
ponto em que fique economicamente inviável. Assim, após realizar Estudos de Viabilidade
Técnico Econômico (EVTE) os concessionários optam em descomissionar as instalações e
devolver o campo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Desta forma, para realizar as atividades de descomissionamento a indústria utiliza ferramentas
e métodos, como a Avaliação Comparativa, para propiciar a tomada de decisões que
conciliem os vários enfoques como: ambiental, segurança, técnico, social e econômico. No
presente trabalho será realizada uma breve abordagem do cenário, tanto mundial como
brasileiro, sobre a realização desse tipo de atividade, ressaltando os principais desafios
técnicos e ambientais, gargalos e as legislações utilizadas no Brasil. Adicionalmente, esse
trabalho também tem como objetivo explicar como é realizada a Avaliação Comparativa em
projetos de descomissionamento, aplicando-a em um estudo de caso no Mar do Norte.
Palavras-Chave: Descomissionamento. Avaliação comparativa. Petróleo
ABSTRACT
In the course of time, the oil and gas fields productions started to drop until they be
economical impracticable. Therefore, after Technical and Economical Assessment is done, the
operators choose to decommissioning the assets and give back the field to the Brazilian
National Agency of Oil, Natural Gas and Biofuels (ANP). Then, it is usual the industry uses
some tools and methodologies to guarantee that in the decision-making the different aspects
be considered such as: environment, safety, technical, social and economic. In the present
work a brief approach of the scenario, both global and Brazilian, about the realization of this
type of activity will be performed, highlighting the main technical and environmental
challenges, bottlenecks and the laws used in Brazil. Additionally, this paper also aims to
explain how the Comparative Assessment is carried out in decommissioning projects,
applying it in a case study in the North Sea.
Keywords: Decommissioning. Comparative Assessment. Oil.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Poços perfurados no pier de Summerland ....................................................... 4
Figura 2- Fases do fluxo econômico básico de um projeto de petróleo ........................... 6
Figura 3 - Plataforma fixa de Mexilhão operando na Bacia de Santos ............................ 9
Figura 4 - Plataforma auto-elevatória P-5 operando no litoral do Rio Grande do Norte . 9
Figura 5: Plataforma de Ubarana 3 (Pub 3) .................................................................... 10
Figura 6 - O FPSO Pioneiro de Libra ............................................................................. 11
Figura 7: Plataforma semissubmersível P-55 operando no campo de Roncador ........... 12
Figura 8 - Deck mating da plataforma P-61 ................................................................... 12
Figura 9: Número de plataformas offsore em 2006 ........................................................ 13
Figura 10: Quantitativo de Plataformas por Bacia ......................................................... 15
Figura 11:Bioinvasores em instalações offshore ............................................................ 18
Figura 12: Etapas de descomissionamento ..................................................................... 36
Figura 13: Porcentagem de gastos com descomissionamento para cada etapa
da atividade ................................................................................................................... 367
Figura 14: Esquemático de poço com o Conjunto Solidário de Barreira ....................... 40
Figura 15: Estrutura submarina do campo de MacCulloch ............................................ 48
LISTA DE QUADROS
Quadro 1: Etapas simplificadas do descomissionamento. ................................................ 7
Quadro 2: Classificação dos Rejeitos radioativos conforme a CNEN ........................... 19
Quadro 3: Stock regulatório considerado no descomissionamento ................................ 21
Quadro 4: Critérios analisados na Avaliação Comparativa ............................................ 30
Quadro 5: Exemplo de critérios relevantes para determinação do tipo de
descomissionamento ..................................................................................................... 304
Quadro 6: Características das linhas umbilicais analisadas na
Avaliação Comparativa .................................................................................................. 49
Quadro 7: Alternativas técnicas propostas para a Análise Comparativa ........................ 50
Quadro 8: Critérios e pesos utilizados na avaliação ....................................................... 52
Quadro 9: Descrição dos critérios de viabilidade técnica............................................... 53
Quadro 10: Pontuação de viabilidade técnica para cada opção ...................................... 53
Quadro 11: Consequências referentes a cada critério de acordo com a probabilidade .. 54
Quadro 12: Definição de cada probabilidade ................................................................. 55
Quadro 13: Matriz de risco 5x5 da análise ..................................................................... 55
Quadro 14: Avaliação de viabilidade técnica e pesos normalizados para as opções de
descomissionamento de linhas e umbilicais ................................................................... 56
Quadro 15: Avaliação de segurança e pesos normalizados para as opções de
descomissionamento de linhas e umbilicais ................................................................... 57
Quadro 16: Avaliação ambiental e pesos normalizados para as opções de
descomissionamento de linhas e umbilicais ................................................................... 57
Quadro 17: Avaliação de emissão e uso de energias e pesos normalizados para as opções
de descomissionamento de linhas e umbilicais .............................................................. 58
Quadro 18: Resultado do risco social e pesos normalizados para as opções
de descomissionamento de linhas e umbilicais .............................................................. 58
Quadro 19: Custo estimado e pesos normalizados para as opções de descomissionamento
de linhas e umbilicais ..................................................................................................... 59
Quadro 20: Pontuação cumulativa dos critérios para a opção de remoção total ............ 59
Quadro 21: Pontuação cumulativa dos critérios para a opção de remoção parcial
enterrando as linhas expostas ........................................................................................ 60
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
AC ou CA Avaliação Comparativa
ALARP As Low As Reasonably Practicable
ANM Árvore de Natal Molhada
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
AOGHS American Oil and Natural Gas Historical Society
CGPEG Coordenação Geral de Petróleo e Gás
CNEN Comissão Nacional de Energia Nuclear
CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente
CSB Conjunto Solidário de Barreira
DHSV Downhole Safety Valve - Válvula de Segurança de Sub Superfície
DILIC Diretoria de Licenciamento Ambiental
EDC East Drill Centre
EIA Estudo de Impacto Ambiental
EVTE Estudo de Viabilidade Técnico Econômica
FAR Taxa de Acidentes Fatais
FISQUI Característica do fluído
FPSO Plataforma Flutuante, Produção, Estocagem e Descarregamento
GT Grupo de Trabalho
IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis
IBP Instituto Brasileiro do Petróleo
ICMBio Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade
IN Instrução Normativa
IRPA Risco individual por Critérios Anual
LDA Lamina d’água
MMA Ministério do Meio Ambiente
NORM Materiais Radioativos de Ocorrência Natural
OGA Oil and Gas Authority
OGUK Oil & Gas UK
OPRED Offshore Petroleum Regulator for Environment and
Decommissioning
PDI Programa de Desativação de Instalações
PLL Perda potencial de vida
PPM Parte por milhão
PSC Projeto Coral-Sol
QRA Quantitativas de avaliação de risco
RDI Relatório Final de Desativação de Instalações
ROV Remote offshore vehicle
SGIP Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços
SS Plataforma Semissubmersível
TENORM Materiais Radioativos de Ocorrência Natural Tecnicamente
Aprimorados
TLP Plataforma de Pernas Atirantadas
TOG Teor de óleo e gás
UEP Unidades Estacionárias de Produção
UERJ Universidade do Estado do Rio de Janeiro
UKCS United Kingdom Continental Shelf
WBE Well Barrier Element
WDC West Drill Centre
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 1
1.1.OBJETIVO ................................................................................................................. 2
1.2.ESTRUTURA DO TRABALHO ............................................................................... 3
2. CONCEITOS BÁSICOS ............................................................................................ 4
2.1.TIPOS DE PLATAFORMA ....................................................................................... 7
2.1.1. PLATAFORMAS FIXAS .................................................................................... 8
2.1.2. PLATAFORMAS FLUTUANTES .................................................................... 10
2.2.CONTEXTUALIZAÇÃO ........................................................................................ 13
2.2.1. MAR DO NORTE .............................................................................................. 14
2.2.2. BRASIL .............................................................................................................. 14
3. ESTRUTURA REGULÁTORIA DO BRASIL ....................................................... 21
3.1.MARCO REGULAMENTÁRIO DO BRASIL ....................................................... 22
3.1.1. REGULAÇÃO NA ANP ................................................................................... 22
3.1.2. REGULAÇÃO DO IBAMA .............................................................................. 25
3.1.3. REGULAÇÕES DA MARINHA ....................................................................... 27
3.1.4. REGULAÇÕES DA RECEITA FEDERAL ...................................................... 27
4. AVALIAÇÃO COMPARATIVA ............................................................................ 29
4.1.SEGURANÇA .......................................................................................................... 30
4.2.MEIO AMBIENTE .................................................................................................. 31
4.3.VIABILIDADE TÉCNICA ...................................................................................... 31
4.4.SOCIAL .................................................................................................................... 32
4.5.ECONÔMICO .......................................................................................................... 32
4.6.VERIFICAÇÃO ....................................................................................................... 33
4.7.ETAPA INICIAL PARA REALIZAR A AVALIAÇÃO COMPARATIVA .......... 33
5. MÉTODOS DE REMOÇÃO.................................................................................... 35
5.1.FASES DO DESCOMISSIONAMENTO ................................................................ 37
5.1.1. GERENCIAMENTO DE PROJETO DE DESCOMISSIONAMENTO ........... 37
5.1.2. FIM DA PRODUÇÃO (POST-COP OPEX) ..................................................... 38
5.1.3. LIMPEZA DAS LINHAS, DESCONEXÃO DAS LINHAS NA ÁRVORE DE
NATAL E PULL-OUT DAS LINHAS DA UNIDADE DE PRODUÇÃO ....... 39
5.1.4. ABANDONO DE POÇOS ................................................................................. 40
5.1.5. PREPARAÇÃO E REMOÇÃO DO TOPSIDE ................................................. 42
5.1.6. DISPOSIÇÃO FINAL DE TOPSIDE E ESTRUTURAS SUBMARINAS ....... 43
5.1.7. DETALHAMENTO DA ESTRUTURA SUBSEA ........................................... 44
5.1.8. RELATÓRIO FINAL DE DESCOMISSIOANEMENTO ................................ 45
5.1.9. MONITORAMENTO ........................................................................................ 46
6. ESTUDO DE CASO ................................................................................................ 47
6.1.INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 47
6.2.OPÇÕES DE TÉCNICAS PARA A ANÁLISE DA
AVALIAÇÃO COMPARATIVA ............................................................................ 50
6.3.DEFINIÇÃO DOS PESOS, ATRIBUIÇÃO DE NOTAS E METODOLOGIA ..... 51
6.3.1. METODOLOGIA PARA VIABILIDADE TÉCNICA ...................................... 52
6.3.2. METODOLOGIA PARA MEIO AMBIENTE, SOCIEDADE E
SEGURANÇA .................................................................................................... 54
6.3.3. METODOLOGIA PARA EMISSÃO DE CO2 E USO DE ENERGIA ............ 56
6.4.RESULTADO .......................................................................................................... 56
6.4.1. RESULTADO DO FATOR TÉCNICO ............................................................. 56
6.4.2. RESULTADO DO FATOR SEGURANÇA ...................................................... 57
6.4.3. RESULTADO DO FATOR AMBIENTE .......................................................... 57
6.4.4. RESULTADO DO FATOR SOCIAL ................................................................ 58
6.4.5. RESULTADO DO FATOR ECONÔMICO ...................................................... 59
6.5.CONCLUSÃO .......................................................................................................... 59
7. CONCLUSÃO .......................................................................................................... 61
REFERÊNCIAS ............................................................................................................. 62
1
1. INTRODUÇÃO
O início da produção de óleo e gás natural no Brasil ocorreu na década de 1940 para
campos terrestres e no final da década de 1960 para os marítimos. Nesse contexto, algumas
das instalações de produção já se encontram em atividade há mais de 70 anos. Por razões
associadas à redução da lucratividade de algumas concessões, bem como à obsolescência de
suas instalações e equipamentos associados, campos ou parcelas das instalações neles
existentes começam a ser descomissionados – fase que inclui o abandono de poços, a remoção
das plataformas, estruturas submarinas, linhas e a destinação/disposição adequada das
estruturas removidas e rejeitos produzidos no decorrer da atividade.
É esperado que o descomissionamento das instalações ocorra quando não houver
dúvidas de que, considerando os aspectos técnicos e econômicos, estejam esgotadas as
alternativas para a máxima recuperação de hidrocarbonetos em um campo e/ou a vida útil das
unidades não possa ser estendida em um ambiente de riscos operacionais e ambientais
aceitáveis. Associada ao ciclo de vida das atividades de exploração e produção de petróleo e
gás natural, que inclui a fase de descomissionamento, também apresenta relevância a possível
necessidade de recuperação de áreas onde possa se verificar a existência de passivos
ambientais.
De acordo com a IHS Markit (2016), a cada ano em média 120 projetos de
descomissionamento são executados pela indústria e, entre 2021 e 2040, espera-se que sejam
gastos US$210 bilhões em atividades de descomissionamento.
No Brasil, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP), existem 158 instalações de produção na costa brasileira, e 40% delas têm mais de 25
anos em operação. Ambos os fatos indicam que a atividade de descomissionamento é uma
crescente demanda no cenário da indústria de petróleo tanto no mundo quanto no cenário
brasileiro.
Atualmente, o descomissionamento de instalações pode ser considerado como um
grande desafio para a indústria de produção de petróleo e gás natural. A necessidade de
adequação da regulamentação, da ampliação da capacitação técnica e do desenvolvimento da
cadeia de serviços com soluções específicas para o descomissionamento são questões
relevantes. No Brasil, tanto por parte da ANP quanto pelos demais reguladores, também é
importante mencionar o compromisso objetivo na elaboração de normativos que estabeleçam
2
claramente os requisitos e critérios visando a execução das atividades de descomissionamento
de forma segura, minimizando os riscos às pessoas, ao meio ambiente e aos demais usos.
1.1.OBJETIVO
Este trabalho tem como objetivo analisar os métodos de remoção das instalações
offshore, indicando as principais etapas necessárias para realizar a atividade de
descomissionamento aplicando a ferramenta de Avaliação Comparativa para auxiliar na
tomada de decisão de projetos de descomissionamento na indústria de petróleo e gás natural.
Esta ferramenta funciona ajudando a diminuir as alternativas e escolhas para um
determinado cenário usando vários critérios e subcritérios conforme uma variedade de
parâmetros: ambientais, de segurança, técnicos, sociais e econômicos. O resultado fornece
uma classificação clara e transparente das alternativas que são robustas e, ao mesmo tempo,
acessíveis a todas as partes interessadas e órgãos reguladores.
Desta forma, os objetivos específicos deste trabalho são:
Contextualizar o cenário brasileiro e o cenário mundial quanto às futuras demandas e
possíveis gargalos inerentes ao descomissionamento;
Realizar a revisão bibliográfica das legislações aplicadas ao descomissionamento tanto
no Mar do Norte quanto no Brasil, incluindo os tratados internacionais quanto à
navegação marítima;
Apresentar as principais atividades necessárias para a atividade de
descomissionamento;
Explicar de forma detalhada a aplicabilidade da Avaliação Comparativa e utilizá-la em
um estudo de caso.
3
1.2.ESTRUTURA DO TRABALHO
O trabalho está organizado em sete capítulos:
No primeiro, foi realizada a introdução, na qual são explicitados a motivação, o
objetivo e a estrutura.
O segundo capítulo expõe o significado de descomissionamento, retrata o cenário
internacional e nacional incluindo os principais desafios e os principais tipos de instalações
que fazem parte da realidade de Exploração e Produção da indústria de óleo & gás.
No capítulo seguinte, são apresentadas toda a estrutura regulatória tanto no Mar do
Norte quanto no Brasil e os tratados internacionais de navegações marítimas, considerando
que muitas Unidades de Exploração e Produção (UEP) – são deslocadas para águas
internacionais.
No quarto, são descritos os métodos de remoção e as tecnologias empregadas no
descomissionamento – incluindo as principais etapas presentes no escopo desse projeto.
O quinto capítulo consiste em uma análise acerca da Avaliação Comparativa,
explicando detalhadamente as variáveis utilizadas nesta ferramenta.
O sexto capítulo discorre sobre um estudo de caso que ocorreu no Mar do Norte e
aplica a ferramenta.
Por fim, no último, é apresentada a conclusão deste trabalho.
4
2. CONCEITOS BÁSICOS
Os primeiros registros de exploração de petróleo e gás natural em ambiente offshore
no mundo ocorreram na Califórnia, Estados Unidos, no final do século XIX. Conforme
registros do condado de Santa Barbara, em 1894 e 1895, Henry Williams perfurou três poços
em uma praia da Califórnia, o que o levou a explorar petróleo no mar no ano seguinte. Foram
construídos pilares e perfurados poços, conduzindo à conclusão de que o campo petrolífero de
Summerland estendia-se para o mar, conforme observa-se na Figura 1, disponibilizada pela
American Oil and Natural Gas Historical Society (AOGHS). Este seria o primeiro campo
offshore desenvolvido no mundo.
Fonte: AOGHS (2019)
Em 1911, a Gulf Refining Company abandonou o uso de piers e perfurou no lago
Caddo Lake, Louisiana, usando uma frota de rebocadores, barcaças e motoristas de pilha
flutuante. Posteriormente, segundo a National Ocean Industries Association, até o final de
1949, 11 campos de petróleo e gás natural foram encontrados no Golfo do México com 44
poços exploratórios.
No Brasil, as primeiras descobertas de petróleo ocorreram muito depois dos Estados
Unidos em Lobato, na Bahia, em 1939; mas o primeiro campo comercial foi Candeias,
também no Recôncavo Baiano. Entretanto, por um longo período essa atividade não
Figura 1 - Poços perfurados no pier de Summerland
5
encontrou campos muito rentáveis. Apenas no final da década de 60 que as atividades
offshore no Brasil começaram a ser mais exploradas no litoral de Sergipe e, posteriormente,
no Rio Grande no Norte, Alagoas e Ceará.
Alguns anos depois, na década de 80, a produção de petróleo ocorreu em maior escala
com a descoberta de áreas com grandes potenciais como a Bacia de Campos, localizada no
litoral do Rio de Janeiro. Posteriormente, no início do século XXI, com a descoberta do pré-
sal, o país tornou-se pioneiro na prospecção de petróleo em águas profundas utilizando-se de
plataformas para viabilizar a produção no mar.
Atualmente, há mais de 7000 instalações e plataformas de petróleo e gás em ambiente
offshore no mundo (TECHERA & CHANDLER, 2015). Essas estruturas foram projetadas e
construídas para permanecer no campo durante todo o período de produção e têm em média
uma vida útil de 25 anos, podendo estender para 50 anos (RUIVO, 2001).
As principais justificativas para o descomissionamento são:
fatores atrelados ao tempo de vida da plataforma e instalações anexas;
término dos contratos de afretamento das plataformas ou dos contratos de concessão
do campo que são estabelecidos um período de 27 anos (procurar dados ANP) e a falta
de interesse de renova-los.
amadurecimento do campo engendrando diminuição da curva de produção de petróleo.
Deve-se observar que os campos maduros são campos que estiverem em longos
períodos de produção e desta forma as suas reservas já foram esgotadas. Assim, comumente
as empresas utilizam Estudos de Viabilidade Técnico Econômica (EVTE) para esboçar a falta
de lucratividade do campo. Neste contexto, o preço do barril de petróleo ou do gás natural e
suas flutuações, a carga fiscal, as regras cambiais, as normas que regulam o preço de venda no
mercado interno dos hidrocarbonetos produzidos ou, ainda, que impõem restrições à
exportação são fatores que causam impactos sobre as atividades de produção, podendo levar
ao descomissionamento. A Figura 2 ilustra qualitativamente o fluxo de caixa de um projeto
de exploração, com relação ao custo do abandono, ele representa um fator de incerteza e de
viabilidade do projeto e envolve desde o planejamento até a remoção total das instalações. De
forma esquemática a figura 2 representa o fluxo de caixa de um projeto de petróleo. Onde, o
processo de extração apresenta cinco fases: Exploração (E), avaliação (A), desenvolvimento
(D), produção (P) e abandono (P’).
6
Figura 2- Fases do fluxo econômico básico de um projeto de petróleo
Fonte: Pereira (2004)
Portanto, o descomissionamento pode ser definido como um processo multidisciplinar
que sugere a melhor maneira de desativar as operações de produção quando já não há mais
interesse econômico, com o objetivo principal de devolver a propriedade livre de danos
ambientais e restaurada nas condições originais. Essa atividade exige um longo tempo de
planejamento em muitas áreas e fases da produção, pois cada plataforma é diferente devido a
características únicas tais como a localização, estrutura e instalação, e são operadas visando a
propósitos específicos para determinados ambientes: assim é necessário que seja realizada
uma avaliação caso a caso.
De uma forma geral, o descomissionamento é um processo em que são analisados
diversos fatores para tentar minimizar os riscos sociais e ambientais, de acordo com a
regulação governamental. Por fim, deve ser feito um monitoramento para controlar todo esse
processo deve acompanhar estritamente o previsto na legislação do país produtor (BRESLER
& BERNSTEIN, 2015). Assim, o descomissionamento deve conter as etapas apresentadas no
Quadro 1, que serão descritas detalhadamente no Capítulo 4:
7
Quadro 1: Etapas simplificadas do descomissionamento.
Elemento do
descomissionamento
Descrição Remoção total vs
Remoção Parcial Abandono de Poço - Remover o equipamento de down-hole Processo idêntico para
as duas opções - Desconectar o poço
- Todo o esforço ocorre abaixo do fundo do oceano
Preparação da Plataforma - Inspecionar as condições estruturais Processo idêntico para
as duas opções - Limpar todos os dutos e equipamentos
- Separar todos os módulos e equipamentos do convés para a remoção
Remoção de condutores - Separar os condutores abaixo do fundo do oceano Condutores removidos
apenas 85 pés abaixo da
superfície do oceano na
remoção parcial
- Elevar e cortar ou desenroscar os condutores a 40 pés de comprimento
- Transportar os condutores de barco para a costa
Disposição das tubulações e
cabos de força
- Desconectar as tubulações e os cabos de força da plataforma Processo idêntico para
as duas opções - Lavar as tubulações e preencher com água do mar
- Cortar as tubulações e os cabos de força no fundo do mar
- Cobrir as tubulações e enterrar até o final
- Enterrar os cabos de energia até o final
- Ambos podem ser abandonados no local para minimizar os efeitos no
fundo do mar
Mobilização de
desmobilização de
embarcações pesadas (HLV)
- Agrupar as plataformas para permitir que os custos de mobilização e
desmobilização sejam compartilhados
Remoção parcial
requer custos menores
em equipamentos de
elevação - Selecionar o HLV com base em um elevador mais pesado do que o
previsto
Remoção das estruturas
superficiais das plataformas
- O convés e os equipamentos de top-side de pequenas plataformas
devem ser removidos de uma única vez
Processo idêntico para
as duas opções
- O convés e os equipamentos das plataformas maiores costumam
necessitar múltiplos elevadores para serem removidos
- Todos os equipamentos de top-side das plataformas devem ser
transportados para terra para serem processados
Remoção dos pilares das
plataforma
- Cortar os pilares que fixam a plataforma no fundo do oceano Os pilares das
plataformas devem ser
removidos até 85 pés
abaixo da superfície na
remoção parcial
- Cortar os pilares abaixo do fundo do oceano
- Alçar a jaqueta, inteira ou em partes usando HLVs
- Transportar os pilares e a jaqueta para a terra para serem reciclados
Transporte e disposição da
estrutura da plataforma
- Uma grande massa de aço será o resultado de uma remoção completa Na remoção parcial a
massa a ser
transportada e
descartada é menor
- O processamento inclui desmontagem, reciclagem e disposição
Limpeza do local - Avaliar o local antes e após o processo de descomissionamento O processo de limpeza é
o mesmo para ambos os
casos. Os resíduos de
conchas são deixados
no local no caso da
remoção parcial
- Regulamentos e concessões exigem que todos os detritos e obstáculos
sejam removidos
- A limpeza do local é confirmada a partir do teste de arrasto
- A disposição dos resíduos de conchas é controversa
- Os montes de conchas podem ser deixados no local, com base em
negociações com BSEE ou SLC
Fonte: IBP apud Bressler e Bernstein (2018)
2.1.TIPOS DE PLATAFORMA
Os tipos de plataformas também são importantes elementos que devem ser
considerados nos projetos de descomissionamento haja vista que a sua remoção pode ser mais
complexa de acordo com as suas características, distancia da costa (maior pressão logística),
lamina d’água (LDA) e outras variáveis. A priori, existe dois tipos de classificação quanto os
tipos de plataformas. A primeira, se elas são fixas ou flutuantes e entender um pouco sobre as
8
suas principais diferenças é importante pois isso altera o escopo do projeto de
descomissionamento e, consequentemente, os gastos no descomissionamento. A segunda, a
finalidade que as plataformas são utilizadas na área de Exploração e Produção (E&P), haja
vista que se têm as plataformas de produção que ficam mais tempo na mesma área e essas são
alvos da atividade de descomissionamento ou as que estão sendo utilizadas para a perfuração
(como os navios-sondas) e, por sua vez, não apresentam problemas para serem retiradas.
2.1.1. PLATAFORMAS FIXAS
As plataformas fixas são estruturas rígidas, fixadas no fundo do mar por um sistema de
estacas cravadas no assoalho marinho. Podem ter sua subestrutura constituída de aço (jaquetas
ou torre complacente) ou de concreto (plataforma de gravidade) e em seu topo se encontra o
topside que fornece o espaço necessário para o alojamento de módulos, equipamentos e
estruturas de perfuração (AMORIM, 2010).
a) Jaquetas de Aço
As plataformas do tipo jaqueta (Figura 3), são os primeiros tipos de plataforma
offshore, há mais de 6000 unidades ao longo da plataforma continental marítima no mundo
distribuídas em cerca de 50 países (LACERDA, 2005). Elas caracterizam-se por apresentarem
estruturas modulares de aço e fixam-se no assoalho marinho por meio de estacas, com uma
profundidade de até 60 metros abaixo do leito marinho (COELHO, 201).
As instalações dessas estruturas são mais simples e o escoamento da produção é
realizado principalmente por oleodutos e gasodutos. A LDA máxima das plataformas fixas é
400 metros e peso de até 1.000.000 toneladas. Os principais tipos de plataformas fixas são as
jaquetas de aço, auto elevatória e de concreto.
9
Figura 3 - Plataforma fixa de Mexilhão operando na Bacia de Santos
Fonte: Petrobras (2019)
b) Auto-elevatória
As plataformas auto-elevatórias (Figura 4) são usadas para perfurar e produzir em
LDA rasas, de no máximo 130 metros de profundidade. É composta por uma balsa e por três
ou mais pernas de tamanhos variáveis que se movimentam até atingirem o fundo do mar.
Também são conhecidas como jack-ups pois as pernas são apoiadas no fundo do mar durante
a perfuração; no deslocamento elas são levantadas e toda a plataforma é deslocada ou move-
se por propulsão própria. (AMORIM, 2010).
Figura 4 - Plataforma auto-elevatória P-5 operando no litoral do Rio Grande do Norte
Fonte: Petrobras (2019)
10
c) Plataforma de gravidade
São plataformas com estruturas mais robustas que estão ancoradas no assoalho
marinho devido a ação da gravidade e podem ser construídas de concreto ou de metal. No
Brasil, é um modelo pouco utilizado devido as suas características especificas. Destaca-se que
é uma plataforma de difícil descomissionamento.
Figura 5: Plataforma de Ubarana 3 (Pub 3)
Fonte: Petrobras (2019)
2.1.2. PLATAFORMAS FLUTUANTES
As plataformas flutuantes, também são consideradas embarcações, podem ser
instaladas em grandes profundidades com LDA superiores a 2000 metros de profundidade
graças às melhorias do sistema de ancoragem, tais como o posicionamento dinâmico e o uso
de localização via satélite.
Existem vários tipos de unidades flutuantes que diferem pelo fato de produzir e
armazenar petróleo, apenas produzir ou apenas armazenar (AMORIM, 2010). Os principais
tipos de plataformas flutuantes encontradas no Brasil são: FPSO, Semissubmersível, TLP,
FSO (uma variação menos robusta da FPSO que não apresenta a função de produção e está
anexa a uma plataforma de produção) e os Navios Tanques que muitas vezes são enquadrados
nas categorias anteriores nos boletins da ANP.
11
a) Plataforma FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
As FPSO’s são os tipos de embarcações flutuantes mais utilizadas no Brasil para
produção em campos marítimos e consiste em uma embarcação do tipo navio-tanque,
geralmente convertido a partir de navios petroleiros categorizados por arqueação bruta e
capacidade de carregamento, como por exemplo o tipo Suezmax – 145 mil a 175 mil toneladas
de petróleo bruto, ancorada no solo marinho e projetada para produzir, armazenar e transferir
sua produção proveniente de poços submarinos para navios petroleiros que descarregam nos
terminais (RUIVO, 2001). É capaz de produzir em lâminas d’água de mais de 2.000 metros e
o controle dos poços é feito no solo marinho por árvores de natal molhada (ANM).
Devido às melhorias no sistema de ancoragem e do sistema de estocagem, as FPSO
(Figura 6) podem operar em longas distâncias da costa e com LDA profundas, quando o uso
de oleodutos e gasodutos são inviáveis (longas distâncias ou produção insuficiente) e utiliza-
se preferencialmente barcos de alívio para realizar o offloading do óleo produzido para a
costa.
Figura 6 - O FPSO Pioneiro de Libra
Fonte: Petrobras (2019)
b) Plataforma Semissubmersível (SS)
As plataformas SS (figura 7) caracterizam-se por ter em suas extremidades colunas
que auxiliam na estabilidade da plataforma. Elas podem estar ancoradas no solo marinho ou
serem dotadas de um sistema de posicionamento dinâmico. No Brasil, essas plataformas são
todas ancoradas (Petrobras, 2019). Elas são capazes de produzir em LDA profundas,
superiores a 2000 metros de profundidade. Essa plataforma utiliza-se de ANM e não têm
12
capacidade de armazenamento, portanto, os fluídos são escoados por dutos ou utilizam-se
navios auxiliares para armazenar o fluído produzido.
Figura 7: Plataforma semissubmersível P-55 operando no campo de Roncador
Fonte: Petrobras (2019)
c) Plataforma de Pernas atirantadas (TLP – Tension Leg Platform)
São plataformas semelhantes as estruturas da plataforma SS, incluindo as colunas que
conferem maior equilíbrio hidrodinâmico na plataforma. Entretanto, elas são ancoradas
verticalmente no fundo do mar para evitar os movimentos horizontais. Apesar de ela não
alcançar LDA superiores a 2000 metros de profundidade como a SS e a FPSO, este modelo de
ancoramento com tendões verticais permite que a completação seja seca, o que permite maior
controle do poço pela plataforma.
Figura 8 - Deck mating da plataforma P-61
Fonte: Petrobras (2019)
13
2.2.CONTEXTUALIZAÇÃO
As estruturas offshore evoluíram de simples torres de perfuração fabricadas em
madeira posicionadas próximas à costa para robustas instalações, que pesam milhares de
toneladas, instaladas a vários quilômetros adentro do oceano. Além disso, a infraestrutura de
produção é composta de centenas de quilômetros de oleodutos e gasodutos de coleta e
escoamento da produção que, através de uma complexa rede de transmissão, transfere óleo e
gás entre os poços e os sistemas de produção offshore e destes para os pontos de recepção em
terra (SILVA E MAINIER, 2008).
Conforme Coleman, em 2006 existia cerca de 7300 plataformas offshore instaladas em
todo o mundo. Destaca-se que no Golfo do México (GoM) é a região onde encontra-se
majoritariamente o número de plataformas instaladas, fato que vai ao encontro de ser uma das
maiores regiões produtoras de petróleo em ambiente offshore no mundo e a primeira a adotar
a práticas de produção em ambiente marítimo. Adicionalmente, destaca-se que as atividades
ligadas em óleo e gás estão crescendo. Conforme o mapa apresentado na Figura 9, existia
cerca de 105 plataformas no Brasil. Entretanto, de acordo com os ANP, em 2018 existe cerca
de 158 plataformas na costa brasileira.
Figura 9: Número de plataformas offsore em 2006
Fonte: Coleman (1998) apud Melo (2006)
Com a mesma lógica que o Brasil, o número de plataformas e instalações offshore no
mundo teve um acréscimo. De acordo com o governo britânico, em agosto de 2016 foram
listadas cerca de 600 plataformas no Mar do Norte, das quais a sua grande maioria eram fixas,
devido às condições ambientais da região: LDA mais rasas, próximos a costa e mar com
grandes ondas.
14
2.2.1. MAR DO NORTE
Embora o Golfo do México seja a região com o maior número de plataformas
descomissionadas, o IHS Market (2016) estima que haverá uma previsão de aumento dos
custos relacionados a atividade de descomissionamento dos próximos anos e essa projeção
está atrelada ao incremento dessa atividade no Mar do Norte. Conforme o próprio instituto,
nos próximos 5 anos estão previstos em torno de 600 projetos de descomissionamento nos
próximos anos e que os custos desses projetos devam alcançar em torno de US$ 13 bilhões
por ano, na qual a Europa deva absorver 50% desses gastos.
A atividade de descomissionamento, no Mar do Norte, deve se intensificar em quatro
países, a saber: Reino Unido, Noruega, Holanda e Dinamarca. O tamanho e complexidade das
plataformas, assim como as especificidades do ambiente regulatório, fazem da
desmobilização de ativos, na região, um grande desafio para as empresas que operam lá. Só
no Reino Unido, estima-se que até 2050 sejam gastos com a atividade de descomissionamento
cerca de US$ 59 bilhões (BCG, 2017).
Em dois estudos publicados a Oil&Gas UK de 2016 e 2018 projetou-se que serão
descomissionadas até 2025, no Reino Unido e na Noruega, 186 projetos. Esses projetos
contemplam o abandono de cerca de 1800 poços, a remoção de mais de 200 plataformas
podendo ser parcial ou total, o deslocamento de quase um milhão de toneladas de
equipamentos tanto no topside quanto nos sistemas submarinos e a desmobilização de 7,5 mil
quilômetros (km) de dutos.
2.2.2. BRASIL
De acordo com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP), o Brasil possui 158 unidades estacionárias de produção (UEP), 24 sondas de
perfuração e cerca de 18 unidades de produção estão previstas até 2022 (MAFRA, 2018).
Entretanto, deve-se destacar que 41% das instalações de produção offshore estão operando
com mais de 25 anos de vida. Desta forma, existe uma expectativa do descomissionamento de
vários projetos de Exploração e Produção nos próximos anos como pode ser observado na
Figura 10.
15
Figura 10: Quantitativo de Plataformas por Bacia
Fonte: Mafra (2018)
Adicionalmente, o Superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente da
ANP, Marcelo Mafra, também apresenta que as principais áreas que serão alvo de atividade
de descomissionamento nos próximos anos no país são as Bacias de Campo e Potiguar por
apresentarem plataformas de produção mais antigas.
O descomissionamento no Brasil representa um desafio tecnológico e econômico
particular uma vez que os custos aumentam em função da profundidade dos projetos (Martins,
2015). O perfil brasileiro de plataformas é caracterizado por estruturas complexas, com maior
participação de projetos em águas profundas e ultraprofundas.
A Petrobras é operadora da maioria das plataformas a serem descomissionadas em um
horizonte próximo. Em 2018, a empresa tinha os seguintes projetos em fase de planejamento e
autorizações junto ao IBAMA e ANP: Campo de Cação com plataformas fixas (PCA-1, PCA-
2, PCA-3), P-07 – Semissubmersível, P-12 – Semissubmersível, P-15 –Semissubmersível,
FPSO Brasil, FPSO Piranema Spirit, FPSO Cidade do Rio de Janeiro e os programas de
revitalização das plataformas de Marlin (MAFRA, 2018).
Destaca-se que apesar de ser poucos projetos comparados com outras frentes no Mar
do Norte, eles são os primeiros projetos de descomissionamento no país indicando que é uma
atividade em crescimento e tem que ser avaliada no business da empresa e que as plataformas
16
que estão para serem descomissionadas nunca tiveram planejamento em toda a sua fase de
comissionamento e produção para que sejam descomissionadas futuramente – fato que torna
mais um complicador para a realização de determinada atividade.
a) Problemas com áreas ambientalmente sensíveis e bioinvasores
Inicialmente, deve-se destacar que cada região apresenta sua especificidade em relação
as condições meteoceanográficas, clima e biodiversidade marinha. Assim, quando
entendemos que o descomissionamento prove da retirada de instalações que estão a períodos
superiores há algumas décadas naquele ambiente marinho, é comum que haja uma
biodiversidade marinha na área e, que de certa forma, as instalações fazem parte ou interagem
com esta vida marinha, consequentemente, para realizar a atividade de retirada das instalações
deve-se fazer um estudo de impacto ambiental e evitar a dispersão de bioinvasores de uma
região para outra.
O IBAMA, através de pareceres técnicos emitidos no âmbito dos projetos de
desativação submetidos a sua aprovação, tem se pronunciado a respeito da atenção a ser dada
para os ambientes sensíveis. No Parecer Técnico nº 429/16 que analisou o projeto de
desativação da plataforma P-07 da Petrobras, o IBAMA se pronunciou afirmando que “não é
permitido deitar estruturas, seja de forma definitiva ou temporária, tampouco lançar ou
tracionar âncoras sobre bancos de algas, corais, rodolitos, moluscos, esponjas ou quaisquer
outros que levem a impactos significativos sobre a fauna bentônica e comunidades
associadas.” (IBAMA, 2016). Portanto, existe a necessidade de se considerar as
especificidades onde os sistemas de produção offshore estão instalados e serão
descomissionados.
Ademais, outro impacto que é considerado e faz parte dos projetos de
descomissionamento é a possibilidade de disseminação de espécies exóticas invasoras
decorrentes da retirada da instalação e ser direcionada para outra região.
No caso da presença de espécies exóticas invasoras nas estruturas das plataformas,
risers e amarras, como por exemplo o coral-sol (Figura 11), não existem diretrizes
internacionais para prevenção da introdução através da bioincrustação por coral-sol, não se
existindo no mundo um consenso quanto ao tipo ideal de controle mecânico ou biológico, mas
apenas tendo o controle químico pelo uso de tintas anti-incrustantes nas superfícies. (MMA,
17
2009). Nos ambientes onde se fixam, elas passam a competir com espécies nativas por espaço
e alimento. Nesse caso, a ameaça pode ser causada pelo desequilíbrio no sistema trófico e
consequentemente na diminuição da biodiversidade. (ICMBio, 2016).
Alguns dos sistemas de produção em idade avançada que deverão parar a produção
nos próximos anos estão instalados em águas rasas, onde o coral-sol consegue se desenvolver,
e outras estão na Bacia de Campos, em águas profundas. (VALOR, 2018). No fundo marinho,
onde a temperatura é inferior a 12,5 ºC, o coral-sol tende a não sobreviver, devido às baixas
temperaturas. (BATISTA et al., 2017). Assim, uma proposta interessante para a remoção das
espécies bioinvasoras dos riser de produção seria o abandono temporário destes no assoalho
marinho onde não permitiria a sobrevivência dessas espécies.
Assim, existe algumas ações que foram realizadas no país para o tratamento dessa
problemática específica:
- 2000: o Laboratório de Ecologia Marinha Bêntica da UERJ iniciou um programa de
estudos sobre o coral Tubastraea spp, espécie invasora originária do oceano Pacífico e está
presente no litoral do Rio de Janeiro, São Paulo, Espirito Santo, Santa Catarina e Bahia
(BRBIO, 2019).
- 2006: criação do Projeto Coral-Sol (PSC) que propõe medidas de controle do
bioinvasor visando erradica-lo.
- 2016: criação do Grupo de Trabalho (GT) formado pelo MMA, IBAMA e ICMBio
para a construção do Plano Nacional de Prevenção e Controle e Monitoramento do Coral-Sol
através da Portaria MMA nº 94.
- 2018: A Secretaria de Biodiversidade do MMA publicou a Portaria 03/2018 o
“Plano de Implementação da Estratégia Nacional para espécies exóticas invasoras, incluindo
Coral-Sol” através da Resolução CONABIO nº 072018.
18
Figura 11:Bioinvasores em instalações offshore
Fonte: Ranboll, Sobena 2019
b) Problemas com os Rejeitos Radioativos (NORM/T-NORM)
Ademais, outra questão que passou a ser levantada com o descomissionamento é a
gestão de rejeitos oriundos dessa atividade. Assim, cabe destacar a produção e manejo dos
Materiais Radioativos de Ocorrência Natural (NORM) e Materiais Radioativos de Ocorrência
Natural Tecnicamente Aprimorados (TENORM). Ambos consistem em materiais
enriquecidos com elementos radioativos, sendo que o primeiro ocorre em formações
geológicas enquanto que o segundo pode ser criado por atividade industrial.
Inicialmente, muitos setores industriais não foram regulamentados no passado e,
portanto, enfrentam vários desafios para estabelecer o controle sobre o NORM, não sendo
diferente na indústria de E&P de petróleo e gás natural. A Comissão Nacional de Energia
Nuclear (CNEN), por exemplo, apenas passou a supervisionar a gestão de resíduos
radioativos no final da década de 90 para as atividades ligadas a esse setor. Atualmente, entre
uma das atividades do CNEN é o processo de verificação ao cumprimento dos requisitos de
segurança e de proteção radiológica que os operadores devem seguir conforme as normas
estabelecidas pela Lei Federal 10.308 de 2001 e, posteriormente, CNEN NN 8.02 (2014).
A norma CNEN NN 8.02 de 2014 estabelece os critérios legais de segurança e
proteção radiológica para o Licenciamento de Depósitos de Rejeitos Radioativos de Baixo e
Médio Níveis de Radiação – RBMN além de classificar os rejeitos radioativos de acordo com
os níveis e natureza da radiação e suas respectivas meia-vidas. Assim, dentro dessa
19
classificação, existe 4 subclasses onde os rejeitos provenientes estariam classificados nas
subclasses 2.2 e 2.3 conforme o Quadro 2.
Quadro 2: Classificação dos Rejeitos radioativos conforme a CNEN
CLASSE CARACTERÍSTICA Dispensa ou
Deposição
0. Rejeito Isento Rejeitos contendo radionuclídeos com valores de atividade
ou de concentração de atividade, em massa ou volume,
inferiores ou iguais aos respectivos níveis de dispensa.
Sem restrição
1. Rejeito de Meia
Vida Muito Curta
Rejeitos de meia-vida ≤ 100 dias, com níveis de atividade
ou de concentração de atividade superiores aos respectivos
níveis de dispensa.
Armazenados para
decaimento e posterior
dispensa
2. Rejeito de Baixa e
Médio Níveis de
Radiação
Níveis de atividade ou de concentração de atividade
superiores aos níveis de dispensa e com a potência térmica
inferiores a 2kW/m³.
-
2.1 Meia Vida Curta Emissores beta/gama com meia-vida ≤ 30 anos e com a
concentração de radionuclídeos emissores alfa de meia
vida longa < 3700 kBq/kg, adicionando em valores
individuais e com valores médios de 370 kBq/kg para o
conjunto de volumes.
Depósitos próximos a
superfície
2.2 Contendo
Radionuclídeos
Naturais
Rejeitos provenientes da extração e exploração de
petróleo, contendo radionuclídeos das séries U e Th em
concentração de atividade acima dos níveis de dispensa.
Depósitos próximos a
superfície ou em
profundidades definidas
para a Análise de
Segurança
2.3 Contendo
Radionuclídeos
Naturais
Rejeitos contendo matérias primas naturais ou
industrializados com radionuclídeos da série U e Th em
concentração de atividades acima dos níveis de dispensa.
Depósitos próximos a
superfície ou em
profundidades definidas
para a Análise de
Segurança
2.4 Meia Vida Longa Rejeitos não enquadrados nas Classes 2.2 e 2.3, com
características de radionuclídeos emissores alfa de meia
vida longa superiores ao estabelecido na Classe 2.1,
Depósitos Geológicos
3. Rejeito de Alto
Nível de Radiação
Potência Térmica superiores a 2kW/m³ e concentração de
radionuclídeos emissores de alfa superiores as estalecidas
para os rejeitos de meia vida curta (item 2.1).
Depósitos Geológicos
Fonte: SOBENA, 2019
Desta forma, na atividade de descomissionamento, estes rejeitos devem ser tratados e
eliminados de acordo com as determinações legais estabelecidas CNEN e a operadora
responsável pelo descomissionamento é responsável em identificar equipamentos que estão
contaminados com rejeitos radioativos e realizar a gerenciamento de NORM adequadamente.
Entre os principais tópicos sobre a gestão de resíduos NORM, pode-se destacar que:
boa parte do material contaminante localiza-se em incrustações do interior de tubulações.
tanques, válvulas e árvores de natal; a descontaminação das tubulações deve ser realizada por
20
empresas licenciadas pela CNEN; após a descontaminação, os tubos podem ser liberados para
reutilização e os resíduos removidos são acondicionados e armazenados em depósitos
licenciados pelo CNEN.
Entretanto, um dos gargalos identificados pela indústria quanto ao
descomissionamento é a falta de empresas e depósitos licenciados para receber e fazer o
tratamento correto dos rejeitos oriundos do descomissionamento.
21
3. ESTRUTURA REGULÁTORIA DO BRASIL
Como o descomissionamento é uma preocupação recente na indústria do petróleo.
Desta forma, a regulação desta atividade ainda se encontra em melhorias e está sendo lapidada
para atender as melhores práticas da indústria. De certa forma, as três instituições
responsáveis por regulamentar o descomissionamento no Brasil são a ANP, o IBAMA e a
Marinha Mercante. Assim, para que haja a aprovação dos projetos de descomissionamento, o
operador deve submeter a projeto para as três instituições responsáveis atendendo os
requisitos impostos por cada uma delas.
Além disso, como a indústria do petróleo demandam atividades que apresentam um
forte poder regulatório, pode-se identificar no stock regulatório nacional e internacional
algumas Leis, Normas e Tratados Internacionais haja vista que é recorrente o fluxo de
embarcações e demandas em águas internacionais que não visam atender necessariamente a
atividade de descomissionamento, mas para que o descomissionamento seja realizado, essas
leis de certa forma têm que ser atendida. Desta forma, segue o Quadro 3 do stock regulatório
identificado que devem ser considerados no descomissionamento.
Quadro 3: Stock regulatório considerado no descomissionamento
Legislação Federal Legislação Internacional Legislação Regulatória
Constituição Federal, diversos artigos
(ênfase no art. 170 e art. 225);
Lei Complementar nº140/2011;
Lei nº 12.305/2010 (Lei da Política
Nacional de Resíduos Sólidos);
Lei nº 10.650/2003 (Lei de Acesso a
Informação Ambiental);
Lei nº 9.966/2000 (Lei do Óleo –
internacionalização da MARPOL e
CLC/IMO);
Lei nº 9.605/1998 (Lei dos Crimes e
Infrações Administrativas Ambientais);
Decreto nº 87.566/1982 (Promulga o
texto da convenção sobre Prevenção da
Poluição Marinha por Alijamento e
Outras Matérias);
Decreto nº 1530/1995 c/c Decreto nº
99.165/1990 (Promulga a Convenção
das Nações Unidas sobre o direito do
Mar);
Diretrizes da IMO para a remoção de
Estruturas;
Lei nº 7.346/1985 (Lei de ação Civil
Pública);
Conferência de Estocolmo 1972;
Relatório de Brutland 1987;
Rio 92;
Rio +10 (Johannesburgo);
Rio +20 (objetivos do milênio);
Acordo de Paris;
Convenção de Hong Kong –
Convenção Internacional para a
reciclagem segura e ambientalmente
adequada de Navios;
Convenção de Basiléia sobre o
Controle de Movimentos
Transfronteiriços de Resíduos
Perigosos e seus Depósitos (1989);
Convenção das Nações Unidas sobre o
Direito do Mar – Montego Bay,
Jamaica;
Convenção Internacional para o
controle de água de Lastro e
Sedimentos / 2004;
Convenção Internacional sobre
Controle de Sistemas Antiincrustantes
Danosos em Embarcações –
Convenção APS/IMO (2001);
Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP):
RANP nº 27/2006 – Regulamento
Técnico de Desativação de Instalação
na Fase de Produção;
RANP nº 17/2015, Item 19:
Desativação de Instalação;
RANP nº 46/2016 (SGIP), Item 10.5:
Abandono de Poço;
RANP 43/2007 (SGSO), na Prática de
Gestão 10: Projeto, Construção,
Instalação e Desativação, Prática de
Gestão 12: Identificação e Análise de
Risco;
RANP nº 41/2015 (SGSS), Item 26:
Descomissionamento e Desativação.
Instituto Brasileiro de Meio
Ambiente (IBAMA)
Instrução Normativa IN 22/2009
22
Lei nº 6.938/1981 (Lei da Política
Nacional do Meio Ambiente).
CLC/69: Convenção Internacional
sobre Responsabilidade Civil em
Danos Causados por Poluição por
Óleo;
Convenção sobre Preservação da
Poluição Marina por Alijamento de
Resíduos e Outras Matérias;
Convenção Internacional sobre
Mobilização de Recursos, Resposta e
Cooperação contra a poluição por óleo
OPRC/1990;
Convenção Internacional para
Prevenção da Poluição por Navios –
MARPOL 73/78;
Convenção Internacional para
Salvaguarda da Vida Humana no Mar –
SOLAS –74
Comissão Nacional de Energia
Nuclear
Norma CNEN NN 8.01 – Gerência de
Rejeitos Radioativos de Baixa e Médio
Níveis de Radiação;
Norma CNEN 8.02 – Licenciamento de
Depósitos de Rejeitos Radioativos de
Baixo e Médios Níveis de Radiação
Fonte: Sobena, 2019
3.1.MARCO REGULAMENTÁRIO DO BRASIL
Como informado previamente, a regulação dessa atividade envolve a ANP, os órgãos
ambientais (IBAMA no caso de estrutura offshore e os órgãos ambientais no caso de
atividades onshore) e a Marinha do Brasil. Estas remetem à vários aspectos importantes do
descomissionamento, à regulação do IBAMA e da Marinha, que ainda não possuem
instrumentos técnicos suficientemente abrangentes e detalhados para o assunto. Desse modo,
a regulação brasileira aponta claramente o que deve ser feito para se descomissionar um
projeto offshore, mas deixa muitas lacunas sobre quais são as melhores práticas e como este
descomissionamento pode ser feito. (IBP, 2017).
3.1.1. REGULAÇÃO NA ANP
Encontramos na legislação brasileira, na lei nº 9478/1997, que versa sobre a política
energética nacional, no art. 28, § 2°, o seguinte enunciado:
“em qualquer caso de extinção da concessão, o concessionário
fará, por sua conta exclusiva, a remoção dos equipamentos e
bens que não sejam objeto de reversão, ficando obrigado a
reparar ou indenizar os danos decorrentes de suas atividades e
23
praticar os atos de recuperação ambiental determinados pelos
órgãos competentes”.
Como se observa, a legislação traz a responsabilidade da empresa para a remoção dos
equipamentos e bens, no entanto, não encontramos nos demais artigos, da referida lei, maior
aprofundamento quanto a penalidades.
Ainda na lei 9478/1997, em seu artigo 8º proclama que “A ANP terá como finalidade
promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da
indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis”.
Valendo-se da atribuição de regulamentar, prevista em lei, a Agência Nacional de
Petróleo (ANP) elaborou as orientações técnicas para o abandono de poços perfurados com
vistas para a exploração de petróleo e/ou gás, na portaria ANP nº 25/2002 (posteriormente
substituída pela Resolução ANP nº 46/2016) e para Desativação das instalações de produção
de petróleo na Resolução ANP nº 27/2006. Estas normas possuem orientações somente
técnicas.
a) RESOLUÇÃO ANP Nº 27/2006
Esta resolução disciplina os procedimentos a serem adotados na desativação de
instalações e específica condições para devolução de áreas de concessão na fase de produção.
Define ainda os conteúdos do Programa de Desativação de Instalações e do Relatório Final de
Desativação de Instalações, assim como alguns condicionantes para a Devolução de Áreas.
Deve-se destacar que a presente resolução trata exclusivamente das instalações na fase
de produção, não contemplando caso seja a devolução de área ou bloco na fase de exploração.
Além disso, diz que se a remoção de uma Instalação de Produção não for recomendada por
razões de segurança ou de proteção ambiental, as instalações deverão estar livres de produtos
que possam causar poluição ou trazer riscos à saúde humana, conforme o item 4.7 da presente
resolução.
“Se a remoção de uma Instalação de Produção não for
recomendada por razões de segurança ou de proteção
ambiental, conforme justificativa técnica ou conforme
determinado pelo órgão ao qual compete o controle ambiental
24
na área e, quando couber, pela Autoridade Marítima, as
instalações deverão estar livres de produtos que possam causar
poluição ou trazer riscos à saúde humana.”
O Programa de Desativação de Instalações (PDI) a ser apresentado à ANP deverá ser
elaborado de forma complementar e em plena concordância com o programa de desativação
apresentado ao órgão ambiental por ocasião do licenciamento da instalação do Sistema de
Produção do campo e/ou de suas Instalações de Produção. Em caso de conflito entre o que
determina este Regulamento e o conteúdo do Programa de Desativação apresentado ao órgão
ambiental ou os condicionantes referentes à desativação contidos nas licenças ambientais
respectivas, prevalecem as determinações do órgão ambiental.
O PDI deve descrever os procedimentos de remoção de instalações ou construções,
justificando tecnicamente sua escolha, inclusive o caso de não remoção de instalações; as
operações de limpeza e descarte de substâncias nocivas e perigosas eventualmente contidas
nas Instalações de Produção; as atividades para a recuperação das áreas, inclusive aquelas
referentes à recuperação dos impactos ambientais causados pela Desativação de Instalações,
considerando os procedimentos de limpeza e remediação. Posteriormente, após aprovado e
realizado as atividades, o concessionário deve apresentar o Relatório Final de Desativação de
Instalações (RDI) indicando as ações que foram realmente realizadas.
As lacunas da Resolução ANP nº 27/2006 da Agência Nacional de Petróleo está
passando por revisão, um trabalho conjunto da ANP, Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e
Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e Marinha do Brasil. Percebe-se a necessidade de
minimizar os riscos as pessoas, ao meio ambiente e aos demais usos. É proposto nessa revisão
normativa, apresentação de estudo a análise de riscos e avaliação de impactos ambientais,
definição dos requisitos e escopos das ações de recuperação ambiental, a apresentação de
memorial descritivo do projeto de auxílios à navegação e a apresentação de plano de
monitoramento após o descomissionamento.
Além do alinhamento e modernização da regulamentação, o que está em discussão é a
possibilidade de aproveitamento por outras empresas para continuidade da exploração dos
poços de petróleo, pois a avaliação econômica que dita a viabilidade de instalação de uma
empresa que opera o campo, pode ser diferente para uma empresa com uma estrutura mais
adequada para prospecção naquele poço, possibilitando assim a extensão da vida útil, com
25
manutenção dos empregos e geração de recursos para a sociedade (royalties, impostos, etc...).
(ANP, 2019)
Dessa forma, mediante o grande número de empreendimentos a serem
descomissionados nos próximos anos, a necessidade de estabelecimento de uma
regulamentação que contemple de forma multidisciplinar e atual está importante etapa da
atividade se mostra imperiosa e inadiável.
b) RESOLUÇÃO ANP Nº 46/2016
A presente resolução caracteriza-se por ser uma resolução menos prescritiva e é
baseada em performance e melhorias no sistema de gestão do operador. O SGIP vai ao
encontro com a proposta de risco ALARP (As Low As Reasonably Practicable) e que a
própria operadora estabeleça diretrizes e requisitos que de segurança operacional em todas as
fases de vida do poço (projeto, construção, produção, intervenção e abandono) conforme as
melhores práticas da indústria, visando assim, a prevenção dos incidentes, gestão de riscos,
fatores humanos e na melhoria contínua de gestão da integridade de poços.
Adicionalmente, a presente Resolução utiliza o conceito de Conjunto Solidário de
Barreira (CSB) como um conjunto de um ou mais elementos com o objetivo de impedir o
fluxo não intencional de fluidos da formação para o meio externo e entre intervalos no poço,
considerando todos os caminhos possíveis. Além disso, no item 10.5 do SGIP, a Resolução
aborda os requisitos mínimos para propiciar o abandono permanentemente dos poços.
Adicionalmente, com a publicação desta Resolução, a portaria ANP nº 25/2002, que
abordava o Regulamento de Abandono de Poços perfurados com vistas à exploração ou
produção de petróleo e/ou gás, foi revogada.
3.1.2. REGULAÇÃO DO IBAMA
As atividades de descomissionamento são estabelecidas pela Resolução nº 001/86 do
IBAMA–CONAMA, nela é feita a regulação e análise dos impactos ambientais e processos
de licenciamento por parte do órgão. Amparado pela Política Nacional de Resíduos Sólidos,
Lei 12.305/2010, o IBAMA veda o abandono das estruturas de plataformas e submarinas,
26
além de não permitir o lançamento em águas mais profundas, nem a remoção e descarte em
terra, sem destinação final ambientalmente adequada.
O licenciamento do descomissionamento pelo IBAMA contempla a Análise de
Alternativas e Avaliação Comparativa. Todas as opções de descomissionamento são
analisadas e comparadas. No entanto, a alternativa da remoção é considerada o ponto de
partida. As empresas devem necessariamente contemplar a análise e avaliação desta opção.
Casos alternativos são aceitos desde que se demonstre e justifique que são soluções superiores
considerando critérios ambientais, sociais e econômicos (OLIVEIRA, 2017).
A possibilidade da criação de recifes artificiais a partir do descomissionamento de
plataformas é passível de licenciamento ambiental pelo IBAMA através da Instrução
Normativa (IN) IBAMA nº 22/2009. Para esta situação, compete ao operador realizar um
Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e solicitar o licenciamento ao IBAMA. Há que se
ressaltar que não existem estudos consolidados e nem referências claras sobre qual a
abordagem do órgão na avaliação do impacto ambiental nesta estratégia, conhecida como
“Rigs to Reef”. Um ponto que vem sendo colocado como condicionante pelo IBAMA é a não
disseminação de espécies exóticas potencialmente bioinvasoras (como é o caso do coral-sol).
Caso seja concedido ao operador o licenciamento para a não remoção do equipamento
do mar, a IN IBAMA nº 22/2009 exige um monitoramento permanente. A frequência, forma e
duração do monitoramento é uma questão que ainda gera dúvidas na regulação do
descomissionamento. Por fim, ainda é obscura a regulação ambiental quanto as opções
aceitáveis e exigências para o do descomissionamento de sistemas subsea. A retirada
completa destes sistemas é extremamente custosa e em alguns casos inviável.
Diante das informações coletadas, é possível notar que a regulação ambiental do
descomissionamento offshore encontra-se numa fase de evolução e consolidação. A regulação
é pouco detalhada e compete às empresas avaliarem e proporem ao IBAMA suas estratégias
de descomissionamento. Estas devem sustentar suas propostas de descomissionamento através
de estudos de Avaliação de Impactos Ambientais, considerando não apenas os aspectos
estritamente ambientais, mas também fatores econômicos, técnicos e sociais.
A expectativa é que as regulações ambientais sejam mais assertivas em termos
ambientais, à medida que a experiência com o descomissionamento offshore avance, no
Brasil.
27
3.1.3. REGULAÇÕES DA MARINHA
A aprovação da Marinha do Brasil é requerida para o descomissionamento de
plataformas, onde é solicitada a comunicação ao Capitão dos Portos da jurisdição sobre a
finalidade de descomissionamento da unidade. No caso das plataformas fixas é necessário
submeter um memorial descritivo sobre o desmonte contendo: i) planejamento, cronograma e
fases do desmonte; ii) informações quanto à retirada de resíduos ou sobras resultantes; iii)
destinação final pretendida; iv) local do desmonte, se for o caso; e v) possíveis efeitos de
redução/aumento da profundidade local.
Além do memorial descritivo, é necessário que toda e qualquer estrutura restante de
plataforma fixa sofrerá avaliação para determinar se há necessidade de estar cartografada e/ou
sinalizada. É necessário ainda submeter à Marinha um plano de reboque contendo local de
destino (estaleiro/exportação/canteiro de obras).
3.1.4. REGULAÇÕES DA RECEITA FEDERAL
Em decorrência do REPETRO, a Receita Federal tem uma importante função na
questão do descomissionamento no Brasil. O REPETRO, é o regime aduaneiro especial de
exportação e importação de bens destinados à exploração e a produção de petróleo e gás
natural. Este regime permite a importação de equipamentos específicos, para serem utilizados
diretamente nas atividades de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural, com a
suspensão dos tributos federais (II, IPI, PIS e COFINS) e redução da alíquota do ICMS. Desta
forma, o descomissionamento dos equipamentos pode resultar na extinção da aplicação do
REPETRO o que, por sua vez, poderia ensejar o de recolhimento dos impostos suspensos pelo
Regime.
Para evitar a incidência dos impostos suspensos pelo REPETRO, a Instrução
Normativa 1.415/2013, no que se refere à extinção do Regime, aponta no artigo que:
“Art. 25. A aplicação do regime de admissão temporária em
REPETRO extingue-se com a adoção de uma das seguintes
providências, pelo beneficiário, que deverá ser requerida dentro
do prazo fixado para a permanência do bem no País:
I - reexportação, inclusive nos casos de que tratam os incisos I e
II do
caput do art . 2º;
II - entrega à Fazenda Nacional, livre de quaisquer despesas,
desde que a
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autoridade aduaneira concorde em recebê-lo;
III - destruição, sob controle aduaneiro, às expensas do
interessado;
IV - transferência para outro regime aduaneiro especial,
observado o disposto na legislação específica;
V - despacho para consumo. (...) § 3º Na hipótese de adoção da
providência prevista no inciso III do caput, a extinção da
aplicação do
regime a bens cuja retirada do local de sua utilização seja
inviável por
questões regulatórias ou ambientais poderá ser comprovada por
meio de
laudo técnico que ateste a sua destruição ou inutilização. ”
Ou seja, a Instrução Normativa 1415/2013 prevê a possibilidade do
descomissionamento com a destruição dos equipamentos ou a reexportação, sem que se
necessite recolher os impostos suspensos pelo REPETRO. Entretanto, a suspensão dos
impostos requer que o processo de reexportação ou destruição dos equipamentos seja
aprovado pela Receita Federal.
Outra questão tributária importante em relação ao descomissionamento é a não
dedutibilidade para fins de cálculo do Imposto de Renda. Como os gastos com o
descomissionamento ocorrem efetivamente no momento em que o projeto já não gera lucro,
estes gastos acabam não podendo ser abatidos. Uma possibilidade poderia ser a possibilidade
de abater as provisões para descomissionamento.
Entretanto, atualmente não existem mecanismos regulatórios para tal na legislação
tributária nacional.
29
4. AVALIAÇÃO COMPARATIVA
A Avaliação Comparativa é uma ferramenta de planejamento utilizado em vários
setores e foi adaptado a indústria do petróleo nas atividades de descomissionamento. Ela
ajuda na tomada de decisão do operador haja vista que ela restringe as alternativas e opções
para um determinado cenário usando vários critérios e subcritérios nas quais as opções são
avaliadas. Desta forma, essa metodologia pode oferecer resultados mais acessíveis que
possibilitam cumprir a estrutura regulatória a partir das melhores práticas do cenário
analisado.
A Avaliação Comparativa nas atividades de descomissionamento teve a sua origem no
Reino Unido. Atualmente, a menos que a infraestrutura seja removida, a avaliação
comparativa torna-se um requisito obrigatório na região para justificar a permanência in situ
de qualquer instalação. Ademais, ela é uma importante ferramenta para o entendimento sobre
as relações dos possíveis impactos ambientais e sociais que podem gerar determinada
atividade considerando outras variáveis como segurança, custos e habilidades técnicas.
Ela é frequentemente preferida às alternativas, como a avaliação de decisão com
vários critérios, devido à sua baixa complexidade e à oportunidade de usar dados quantitativos
e qualitativos. Por ser escalável, a avaliação comparativa é igualmente aplicável a projetos de
pequena e grande escala, cobrindo uma ampla gama de parâmetros técnicos e ambientais,
além de custos.
Desta forma, as principais alternativas analisadas são: segurança, meio ambiente,
técnico, social e econômico, conforme pode ser visualizado na tabela elaborada pela DECC
Document Template abaixo (Quadro 4):
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Quadro 4: Critérios analisados na Avaliação Comparativa
Opções de Descomissionamento
Critérios avaliados Subcritérios
avaliados
Completa
remoção
Remoção
parcial
Quase que
total
permanência
Deixar in
situ
Segurança Risco a pessoa
Risco a outros
usuários no mar
Risco para aqueles
em terra
Meio ambiente Impactos no mar
Outros impactos
ambientais
Consumo de
energia e recursos
Outras
consequências
ambientais
Técnico Possibilidade de
falha
Social Impactos na
indústria pesqueira
Impacto a terceiros
Impacto na
comunidade
Alto Médio Baixo
Fonte: DECC Document Template, 2018
4.1.SEGURANÇA
Não existe uma hierarquia quanto o peso dos critérios. Entretanto, deve-se destacar
que as opções relativas à segurança e aos possíveis impactos ambientais são claramente
importantes e muitas vezes são mais pontuados. Assim, as opções na qual os riscos são
intoleráveis são desconsideradas e descartadas previamente.
Além disso, ao avaliar e comparar os riscos que impactam na segurança da atividade,
os princípios gerais que são considerados e aplicados na gestão de risco usados na indústria
são:
- O uso de técnicas quantitativas de avaliação de risco (QRA) deve ser empregado.
31
- Os mecanismos típicos incluem o uso de Perda potencial de vida (PLL), Risco
individual por Critérios Anual (IRPA) e Taxa de Acidentes Fatais (FAR).
- Deve-se fazer uma comparação com os níveis de risco. Esta avaliação geralmente é
suportada pela Health & Executivo de Segurança que define o nível máximo tolerável de
risco individual de fatalidade como 1 em 1000 por ano. Para que esse nível seja amplamente
aceitável como risco individual é estabelecido no intervalo de 1 em 100.000 a 1 em 1 milhão
por ano.
- Onde diferentes níveis de risco corporativo aos indicados acima foram adotados,
comparação também deve ser feita com estes.
Os riscos também devem ser definidos no contexto, comparando-os com os riscos julgados
aceitável durante a fase de instalação e desenvolvimento e os riscos que existem em outras
indústrias.
4.2.MEIO AMBIENTE
A avaliação comparativa dos impactos ambientais deve-se basear no uso de técnicas e
metodologias que são mais utilizadas na indústria e tem que ser levado em consideração:
- A avaliação do impacto ambiental de todas as atividades no local offshore e também
no local do desmantelamento e descarte em terra. Assim, se o local de disposição não for
conhecido, uma avaliação genérica em um local típico de descarte deve ser levada em conta;
- A avaliação do consumo de energia e recursos, bom como quaisquer descargas ou
para os compartimentos ambientais.
4.3. VIABILIDADE TÉCNICA
Técnicas quantitativas reconhecidas de avaliação de risco, engenharia e operação A
análise deve ser usada em conjunto para fornecer informações abrangentes, robustas e
quantitativas e avaliações qualitativas das opções.
Deve-se fazer uma comparação com os critérios aceitos de avaliação de risco da
indústria para operações. A consideração dos riscos associados ao trabalho incluirá avaliação
probabilidade máxima aceitável de um acidente grave, julgada contra empresas normas e,
sempre que possível, os critérios adotados durante a fase de instalação.
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A avaliação da viabilidade técnica de diferentes opções de descomissionamento deve
basear-se na experiência existente no setor e nos equipamentos disponíveis. Mas sempre que
possível. Deve-se levar em conta também o cronograma planejado do trabalho e os prazos
previstos desenvolvimentos em tecnologia.
Alguma consideração sobre qual tecnologia está disponível ou está sendo
desenvolvida atualmente
4.4.SOCIAL
O envolvimento das partes interessadas será importante para avaliar e levar em
consideração as opiniões de diferentes grupos de interesse. As Diretrizes do Oil & Gas UK
sobre o envolvimento das partes interessadas nas atividades de descomissionamento pode
fornecer mais em formação.
Os impactos nas atividades pesqueiras, tanto o potencial histórico quanto o futuro,
serão de importância primordial. Isso deve ser avaliado em relação ao nível de atividade em a
área e os impactos a longo prazo, a segurança dos pescadores e medidas de mitigação que
pode ser colocado no lugar.
Oportunidades de emprego e desenvolvimento regional devem ser consideradas.
4.5.ECONÔMICO
Estabelecer estimativas de custo precisas é importante não apenas do ponto de vista da
empresa para OPRED, dado que a Lei de 1998 foi alterada pela Lei da Energia de 2016 para
incluir a obrigação de o operador trabalhar com a equipe de descomissionamento da OGA
para garantir que os custos sejam minimizados no programa de descomissionamento.
Também deve ser observado que, sob o regime tributário do Reino Unido, uma
proporção significativa dos custos de descomissionamento em última análise, cabe ao
Tesouro.
Ao preparar estimativas de custo, deve-se levar em consideração o trabalho realizado
pela OGUK estabelecer uma abordagem comum para os custos de descomissionamento na
divisão do trabalho estrutura. As diretrizes estão disponíveis no site da Oil & Gas UK.
Na avaliação das opções alternativas de descomissionamento, a proporcionalidade
deve ser considerada e os custos devem ser equilibrados com os outros critérios de avaliação.
33
No entanto, é improvável que apenas os custos sejam aceitos como o fator decisivo para
chegar a opção preferida, a menos que todos os outros assuntos não mostrem diferença
significativa.
4.6.VERIFICAÇÃO
Além do engajamento das partes interessadas, é importante que os estudos e a
avaliação do processo que suporta a opção de descomissionamento escolhida está sujeito a
verificação de especialistas. O objetivo desta verificação é confirmar que as avaliações são
confiáveis e não há necessidade de verificar os meios finais de ponderar e equilibrar as
opções, mas o processo deve ser transparente. Isso pode envolver o estabelecimento de um
processo de revisão independente para avaliar o escopo, a qualidade e a aplicação do trabalho
realizado. Especialistas em áreas específicas podem ser contratados para avaliar e confirmar
aspectos do projeto.
4.7.ETAPA INICIAL PARA REALIZAR A AVALIAÇÃO COMPARATIVA
Quando um operador propõe descomissionar qualquer estrutura submarina, as opções
da avaliação comparativa são necessárias. Assim, isso envolve uma etapa adicional, que
representa uma triagem de opções antecipada do processo para restringir as opções a um
número gerenciável que é avaliado em mais detalhes seguindo a estrutura de avaliação
comparativa apresentado acima.
Assim, o operador deve identificar uma lista abrangente de possíveis opções de
descomissionamento no estágio inicial e identificar os critérios pelos quais cada opção será
considerada. Desta forma, é muito comum a criação de equipes multidisciplinares para
identificar e selecionar as melhores opções. Posteriormente, o resultado desse exercício deve
ser revisados por uma equipe de especialistas para garantir o resultado e a escolha das opções
a serem transportadas para uma avaliação comparativa detalhada.
A avaliação deve ser baseada em evidências disponíveis no momento (por exemplo,
pesquisas operacionais de itens a serem descomissionados, dados ambientais e estudos de
viabilidade) e devem incluir “lições aprendidas” de programas semelhantes de
descomissionamento e avaliações de triagem. Assim, segue o exemplo descrito pelo “DECC
descomissioning UK- 2018” no Quadro 5:
34
Quadro 5: Exemplo de critérios relevantes para determinação do tipo de descomissionamento
Descomissionamento de
duto
Opções pré-estabelecidas
Segurança Meio
Ambiente
Técnico Social Econômico Alternativa
selecionada para
mais estudos
Deixar duto como está
Colocar o duto em uma
trincheira já aberta
Abrir a vala do duto
Afundar mais a trincheira
que localiza-se o duto
N/A N/A N/A N/A N/A
Soterrar o duto
despejando rochas
Selecionada
Remover por S-Lay
reverso
Remover por J-Lay
reverso
Remover rebobinando Selecionada
Remover cortando e
içando por guindaste
Selecionada
Remover rebocando Selecionada
Fonte: DECC, 2018
Assim, tendo identificado um número menor de opções que são consideradas
tecnicamente viáveis, o operador deve realizar uma avaliação comparativa detalhada de cada
opção, conforme os subcritérios.
Deve-se destacar que as avaliações devem ser evidenciadas com base, usando dados
existentes sempre que possível ou reunindo informações adicionais ou novas, conforme
apropriado. As decisões devem ser transparentes e os reguladores e as partes interessadas
devem entender os justificativa subjacente ao processo de avaliação e tomada de decisão. Os
operadores devem considerar cuidadosamente a melhor forma de envolver as partes
interessadas na avaliação comparativa processo.
35
5. MÉTODOS DE REMOÇÃO
A atividade de desativação de instalações de produção é regulada conforme a
Resolução ANP nº 27/2006 que fora mencionada anteriormente, e, posteriormente, o operador
deve realizar toda a atividade de recuperação ambiental da área na qual as instalações estão
localizadas.
Conforme a Oil&Gas UK (OGUK), o processo de descomissionamento dos sistemas
de produção offshore pode ser dividido nas seguintes etapas, conforme a Figura 12:
- Gerenciamento do projeto de descomissionamento, na qual destaca-se pelo
desenvolvimento, avaliação e seleção das melhores opções da atividade a ser desenvolvida.
Adicionalmente, nessa etapa destaca-se a conversa do operador com os órgãos reguladores
para definir todo o atendimento de compliance.
- Fim da Produção;
- Limpeza das linhas, desconexão das linhas na Árvore de Natal e Pull-out das linhas
da Unidade de Produção;
- Abandono de poço;
- Preparação e remoção do Topside;
- Disposição Final de Topside e Estrutura submarinas;
- Detalhamento da estrutura subsea;
- Relatório Final de Descomissionamento;
- Monitoramento.
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Figura 12: Etapas de descomissionamento
Fonte: Decommissioning Insight UK 2019
Deve-se destacar que algumas fases do descomissionamento não necessariamente
devem ser realizadas nessa ordem. Por exemplo, no ato normativo da Resolução ANP nº
46/2016 e seu regulamento técnico SGIP não prescreve que seja realizado necessariamente a
atividade de abandono do poço após a parada da produção da plataforma. Desta forma, caso o
poço apresente uma campanha de monitoramento que acompanhe a integridade das suas
barreiras, o concessionário pode gerir o cronograma da campanha de abandono de poços para
um período mais favorável para que a atividade seja realizada, como a disponibilidade da
sonda para realizar essa atividade. Adicionalmente, conforme a própria OGA, torno de 50%
dos custos de descomissionamento refere-se à atividade de abandono de poço, conforme a
Figura 13.
37
Figura 13: Porcentagem de gastos com descomissionamento para cada etapa da atividade
Fonte: Fonte: Decommissioning Insight UK 2019
5.1. FASES DO DESCOMISSIONAMENTO
5.1.1. GERENCIAMENTO DE PROJETO DE DESCOMISSIONAMENTO
O descomissionamento é considerado uma atividade complexa haja vista que elas
cobrem uma ampla gama de atividades e fases que resultam uma grande demanda logística
para disposição final matérias, equipamentos e linhas, além de requerer da aprovação de
diferentes agentes reguladores.
Desta forma, essa fase é considerada crucial para as atividades de
descomissionamento, pois é nela que os operadores formará a equipe responsável para
gerenciar as atividades do dia-a-dia, preparará o Programa de Descomissionamento de
Instalações que deve ser analisado e aprovado pela ANP, Marinha Mercante e Ibama, além de
fazer todo o estudo de logística, impacto ambiental, possibilidade de futura remediação
ambiental, possibilidade de existência de NORM, bioinvasores ou outros empecilhos que
podem influenciar no descomissionamento em si.
38
Adicionalmente, é nessa fase que existem os estudos de apoio que obter todas as
informações que são consideradas necessárias o projeto de descomissionamento. Além disso,
no Mar do Norte, seria nessa fase que formaria uma equipe interna para preparar os estudos de
Avaliação Comparativa (CA) descriminando as melhores alternativas técnicas e de remoção
considerando os aspectos de segurança, técnico, ambiental, social e perspectivas econômicas,
submetendo assim, aos agentes reguladores da região.
5.1.2. FIM DA PRODUÇÃO (POST-COP OPEX)
Após o operador concluir que a instalação não é mais viável economicamente e fazer
todo o projeto de descomissionamento, o operador inicia a parada de produção da plataforma.
A priori, o operador deve comprovar que todas as oportunidades de desenvolvimento
do campo ou da área que tem interesse de devolver não apresentam perspectivas econômicas
para sua manutenção. Geralmente, para que isso ocorra, é comum os operadores apresentarem
os Estudos de Viabilidade Técnico Econômico antes de fazer a aprovação técnica do PDI.
Ademais, deve-se destacar que o fim da produção não necessariamente significa que
todo o trabalho em uma instalação esteja parado. Inicialmente, o operador deve realizar o
fechamento dos poços, garantindo que os conjuntos solidários de barreiras temporários podem
suportar as cargas de pressão do poço até que os poços sejam abandonados permanentemente.
A Resolução ANP nº 46/2016 prescreve no item 11.3.1.2 que todos os poços surgentes devem
conter uma DHSV como elemento de barreira.
Desta forma, o abandono temporário dos poços pode ocorrer com o fechamento da
DHSV e pelo fechamento da Árvore de Natal. Entretanto, deve-se destacar, que o item 10.3
da mesma resolução também impõe algumas condições para os poços que estão abandonados
temporariamente, tais como garantir a integridade da cabeça do poço, manter um programa de
monitoramento e inspeção visual e limita o período na qual o poço pode estar abandonado
temporariamente sem monitoramento em um período máximo de 3 anos.
A atividade em uma instalação continuará até que todos os principais riscos tenham
sido removidos, por exemplo o isolamento de poços, a remoção de hidrocarbonetos e as
atividades finais de descomissionamento estão em andamento.
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Durante esse período de operações, os gastos operacionais continuam, sem ganho
econômico da produção. Portanto, é desejável minimizar qualquer atividade na plataforma
após o término da produção. As atividades e custos incluirão equipe operacional da
plataforma, equipe do convés, gerenciamento de integridade, atividades de inspeção e
manutenção e custos associados à continuação da operação da instalação, como energia, água,
ar etc.
5.1.3. LIMPEZA DAS LINHAS, DESCONEXÃO DAS LINHAS NA ÁRVORE DE
NATAL E PULL-OUT DAS LINHAS DA UNIDADE DE PRODUÇÃO
Em termos simples, existem instalações de petróleo e gás para extrair hidrocarbonetos
de um reservatório e depois transportá-los para outro local para serem processados para uso.
No entanto, isso exige quantidades consideráveis de equipamentos e infraestrutura de
processo, incluindo sistemas para ajudar a levantar hidrocarbonetos do reservatório,
equipamentos para limpá-los e processá-los para transporte e instalações para o pessoal
trabalhar e viver.
Antes de qualquer remoção, as instalações da plataforma e os oleodutos usados para
recuperar e transportar os hidrocarbonetos devem ser despressurizados e limpos, garantindo
que todas as fontes de pressão sejam removidas e que a instalação seja livre, na medida do
possível, de hidrocarbonetos e contaminantes.
As atividades de limpeza da parte superior envolvem a lavagem de equipamentos de
processo de poços e tubulações. Adicionalmente, deve-se destacar que o procedimento de
limpeza no interior das linhas distinguisse conforme o tipo de linha e o material interno que
transita na mesma. O sistema submarino apresenta, principalmente, 3 tipos de linhas:
- As linhas de produção, que estão conectadas aos poços produtores e o principal
material que circula é o petróleo junto com água, contaminantes (H2S e CO2) e possíveis
sedimentos como areia.
- As linhas de injeção, que estão conectadas aos poços injetores e são utilizadas para a
injeção de fluidos para estimular a produção dos reservatórios. Assim, o principal fluido que
circula na linha é a água do mar;
- Os umbilicais, que são linhas de controle eletro-hidráulico do poço. Nessas linhas
geralmente apresentam fluídos com característica do fluído (FISQUI) com baixa ecotoxidade.
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Deve-se destacar que o IBAMA determina pela Nota Técnica CGPEG/DILIC/IBAMA
nº 1 que, para o duto ser considerado limpo, o TOG do efluente resultante após a limpeza dos
dutos deve ser inferior a 15ppm. Assim, caso ocorram dificuldades para atingir tal valor, o
Concessionário poderá realizar a circulação de diesel e passagem de PIG com a finalidade de
remover hidrocarbonetos aderidos à parede do duto. Nesse caso, ainda será reavaliada uma
segunda circulação de água do mar até que obtenha o valor de TOG inferior ao imposto pela
Nota Técnica supracitada.
Além das linhas flexíveis, o operador também apresenta um programa de limpeza para
oleodutos, que são projetados para garantir que o conteúdo de hidrocarbonetos e quaisquer
depósitos no oleoduto sejam tratados, levando em consideração o futuro programa de
descomissionamento e sem prejudicar as oportunidades de possível reutilização.
Desta forma, são necessárias equipes de especialistas operacionais para esses escopo
de trabalho. Para algumas atividades de limpeza, estratégias sofisticadas são desenvolvidas
para atingir os níveis de limpeza necessários. É benéfico ter pessoal com conhecimento da
instalação específica envolvida nessas atividades, quando o conhecimento específico das
instalações do ativo puder garantir uma campanha bem-sucedida.
Após a limpeza dos dutos, com enquadramento do TOG (limite de 15 ppm), será
realizada a desconexão das linhas flexíveis (dutos e umbilicais) nas ANMs, com o auxílio de
ROV.
Os dutos flexíveis (produção, serviço e injeção), enquanto abandonados
temporariamente no leito marinho aguardando o recolhimento, ficarão preenchidos com água
e com pelo menos uma extremidade aberta para o mar. A manutenção das linhas abertas tem o
objetivo de evitar a pressurização interna devido à geração de gás sulfídrico (H2S), que é
altamente tóxico para seres humanos e representa risco adicional para a tripulação que
executará o recolhimento.
5.1.4. ABANDONO DE POÇOS
O abandono de poços caracteriza-se como o isolamento permanente de qualquer
formação que tenha um potencial de fluxo e a restauração da área que se encontra a cabeça do
poço. Como mencionado anteriormente, para a atividade de abandono de poços, as atividades
devem seguir a Resolução ANP nº 46/2016. Essa resolução não é prescritiva e permite que o
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operador tenha a liberdade de identificar a melhor maneira para realizar o abandono seguindo
as boas práticas da indústria.
Deve-se destacar que os principais guidelines utiliza o conceito de Well Barrier
Element (WBE)¸ também conhecido como Conjunto Solidário de Barreira (CSB). Conforme
as Diretrizes para Abandono de Poços realizado pelo Comité de Poços (Drilling & Wells
Committee) do IBP, CSB é o conjunto de um ou mais elementos com o objetivo de impedir o
fluxo não intencional de fluidos da formação para o meio externo e entre intervalos no poço,
considerando todos os caminhos possíveis. Desta forma, o CSB permanente deve estar
posicionado numa formação impermeável através de uma seção integral do poço, com a
formação competente na base do CSB. Deve-se destacar que a Resolução ANP nº 46/2016
determina que o material utilizado para compor o tampão deve ser cimento ou outro material
de desempenho similar (incluindo formações plásticas selantes).
Adicionalmente, deve-se destacar que a ANP não obriga que o operador utilize as
Diretrizes de Boas Práticas de Abandono de Poços do IBP, existem outros guias como o
NORSOK D-010, Well Integrity in Drilling and Well Operations (Rev 4, 2013), Oil & Gas
UK, Guidelines for Well Abandonment (Issue 5, 2015) ou o próprio manual elaborado pelo
próprio operador (Figura 14) que podem balizar a tomada de decisão do operador em como
realizar a atividade de abandono.
Em suma, esses guias são elaborados por um corpo de especialistas e são revisados
conforme a necessidade de adequar aos conceitos de boas práticas da indústria. As Diretrizes
de Boas Práticas de Abandono de Poços do IBP, por exemplo, considera que para compor o
abandono permanente do poço, deve-se existir um conjunto de elo menos dois CSBs
permanentes no interior do poço para o isolamento de um dado intervalo. Assim, o operador
deve-se posicionar um tampão de cimento de, no mínimo, 30 metros cobrindo uma formação
selante e que todos os elementos de barreira devem ser verificados garantindo a sua
integridade. A Norsok D-10 determina que a cimentação nos anulares podem ter um
comprimento de 30 metros quando verificados através de perfilagem ou de, no mínimo, 50
metros quando não verificados. Adicionalmente, a Norsok D-10 também determina que os
plugs de cimento dever ter o comprimento de 50 metros.
42
Figura 14: Esquemático de poço com o Conjunto Solidário de Barreira
Fonte: NORSOK D10, 2017
Em face disso, para que ocorra o abandono do poço, não é necessário que haja a
remoção da cabeça de poço, classificando o status do poço como arrasado pela Resolução
ANP 699/2017. Entretanto, para a atividade de descomissionamento, na qual o operador tem o
objetivo de devolver o campo, o operador deve realizar a atividade de arrasamento para poços
de completação seca ou para poços de completação molhada com uma LDA igual ou inferior
a 80 metros de profundidade.
5.1.5. PREPARAÇÃO E REMOÇÃO DO TOPSIDE
Conforme o tipo de plataforma existe uma conduta diferente nos programas de
descomissionamento, haja vista que as plataformas móveis como as FPSO’s e as SS’s
apresentam uma desmobilização mais simples comparadas com as plataformas fixas. O
concessionário deve apenas desconectar as linhas da instalação e recolher o sistema de
ancoragem e, assim, a plataforma estará apta para sair da locação. A FPSO Brasil, por
exemplo, operado pela SBM Offshore no Campo de Roncador, após encerrar suas atividades
foi desconectado do sistema submarino e saiu do campo.
Entretanto, para as instalações fixas deve existir uma preparação do topside e uma
força de trabalho mais complexa para a atividade de descomissionamento. Uma vez que todas
43
as fontes de energia foram isoladas, as instalações situadas no topo de uma instalação,
geralmente incluindo perfuração (caso haja), processamento e alojamentos podem ser
preparadas para remoção. As atividades preparatórias incluem a separação do equipamento do
processo dos poços e tubulações, bem como a separação do módulo ou decks.
Assim, segundo Ruivo (2001), o descomissionamento das plataformas fixas (jaquetas)
no ambiente marinho pode ser realizado através de cincos opções: remoção completa com
disposição em terra; remoção completa com disposição em mar, muitas vezes seria descartado
em águas profundas; remoção parcial; tombamento no local; deixar a estrutura no local para
utilização alternativa como o caso da formação de recifes de corais (Rigs to reefs).
Para os projetos de descomissionamento de plataformas fixas, os três principais
métodos são:
- Elevador único: Usando uma grande embarcação de elevação para remover as
laterais como uma única unidade e transportar para terra
- Instalação reversa: Separação dos módulos na instalação e removidos pela
embarcação de elevação, um por um
- Remoção por peça: Quebrando pequenos pedaços no mar e transportar os resíduos
para a costa para descarte
Os operadores avaliarão a adequação de cada método a instalações individuais e
confirmarão uma metodologia para remoção. Engenheiros estruturais especializados e
especialistas em elevação são necessários para esta fase do escopo do trabalho. Suas
atividades podem implicar a instalação ou reinstalação de pontos de elevação e o
fortalecimento estrutural do transporte.
5.1.6. DISPOSIÇÃO FINAL DE TOPSIDE E ESTRUTURAS SUBMARINAS
Depois que as partes estruturas são transportadas para a costa, elas são gerenciadas sob
a hierarquia de resíduos, considerando a reutilização, a reciclagem ou o descarte. Os
proprietários de infraestrutura de petróleo e gás têm o dever de cuidar, o que impõe o
manuseio responsável da infraestrutura, da construção à disposição final.
Devido à natureza da produção de petróleo e gás, alguns dos materiais e fluidos em
uma instalação que está sendo desativada podem estar contaminados ou precisarem de algum
tratamento em especial, por isso deve-se garantir que licenças, controles, mitigações, métodos
44
de manuseio e descarte sejam estabelecidos para gerenciar e descartar esses resíduos. Uma
vez que a infraestrutura está em terra, a desmontagem e o processamento devem ocorrer em
locais especializados e licenciados, de acordo com um sistema de gerenciamento de resíduos
aprovado.
Assim, além das estruturas da plataforma e das estruturas submarinas, o
concessionário deve fazer a correta gestão de alguns elementos que são desafios para o seu
tratamento tais como: borra de água oleosa utilizada na limpeza das linhas de produção e dos
tanques, materiais contaminados com resíduos radioativos NORM e TENORM, estruturas
com bioinvasores (coral-sol).
Atualmente, a principal destinação final dos resíduos radioativos são áreas licenciadas
temporariamente pelo CNEN como o Parque dos Tubos e para os bioinvasores são
direcionadas para coprocessamento da indústria cimenteira.
5.1.7. DETALHAMENTO DA ESTRUTURA SUBSEA
Conforme a UKCS, existe mais de 30.000 quilômetros de dutos, cabos e umbilicais
relacionados a petróleo e gás já foram instalados no Mar do Norte. Entretanto, no Brasil não
está claro quantos quilômetros de linhas estão instalados no assoalho marinho.
Quando um oleoduto, cabo ou umbilical atinge o fim de sua vida útil econômica, ele
deve ser desativado. Assim, de acordo com a OGA, para determinar a opção ideal de
descomissionamento de dutos, os proprietários são obrigados a realizar uma Avaliação
Comparativa, levando em consideração a segurança, o impacto ambiental, o impacto social, a
viabilidade técnica e econômica de cada opção viável. Atualmente, com a Revisão da
Resolução ANP nº 27/2006, a proposta de avaliação comparativa está sendo incorporada na
nova resolução conforme é indicado na consulta pública. (ANP, 2019).
As opções de descomissionamento disponíveis para tubulações são as seguintes:
- Deixe no lugar
- Remoção completa
- Vala e enterre
- Cobertura de rocha
- Opções híbridas que abrangem os elementos acima
45
Os resultados da Avaliação Comparativa são incorporados no Programa de
Descomissionamento, que também devem ser analisados e aprovados pelo órgão regulador.
Após a aprovação do Programa de Descomissionamento, cabe ao proprietário determinar a
maneira ideal de fornecer o escopo acordado. As atividades de descomissionamento offshore
são executadas por empreiteiros de construção offshore com equipamentos especializados
para realizar com segurança as atividades necessárias.
Estruturas de proteção chamadas colchões são colocadas sobre tubulações para
estabilização e proteção. O design do colchão mudou com o tempo, com vários materiais e
métodos de fabricação sendo utilizados. Na maioria dos casos, os colchões são blocos de
concreto unidos a uma corda.
As Notas de Orientação para Descomissionamento da BEIS (BEIS — Guidance Notes
for Decommissioning of Offshore Oil and Gas Installations and Pipelines) fornecem clareza
sobre o descomissionamento de colchões de concreto e outras estruturas de proteção. O
principal princípio é que colchões, bolsas de rejunte ou outros sistemas que foram instalados
para proteger os oleodutos durante toda a sua vida operacional devem ser removidos durante o
descomissionamento, para descarte em terra.
Em algumas situações, a remoção pode não ser considerada a solução ideal de
descomissionamento e o proprietário pode propor deixar os colchões no local. Tais propostas
devem ser apoiadas pela Avaliação Comparativa.
5.1.8. RELATÓRIO FINAL DE DESCOMISSIONAMENTO
Uma vez concluído o descomissionamento da instalação mais a infraestrutura
submarina associada, os operadores são obrigados a garantir que o fundo do mar seja seguro
para os usuários do mar. Isso envolve a remoção de quaisquer detritos restantes ao redor da
instalação, atividade que também deve ser acordada no Programa de Desativação de
Instalações, conforme a Resolução ANP 27/2006 e nos guidelines UK.
Dentro de um ano de uma pesquisa pós-descomissionamento, é necessário enviar um
Relatório de encerramento do programa de descomissionamento para aprovação regulatória,
conforme prescrito pela Resolução ANP 27/2006. Este relatório é necessário para confirmar
que o programa aprovado foi executado e descrever quaisquer modificações de escopo
46
necessárias durante a execução. No Mar do Norte, também existe a proposta da elaboração
dos Relatórios Finais de Descomissionamento e são considerados pela OPRED (Offshore
Petroleum Regulator for Environment and Decomissioning) como uma importante ferramenta
de aprendizagem e lições aprendidas referente a atividade de descomissionamento.
5.1.9. MONITORAMENTO
O programa de monitoramento pós descomissionamento contempla inspeções do leito
marinho e de equipamentos não removidos, monitoramento da qualidade da água,
monitoramento do sedimento e de serviços de remediação (MAFRA, 2018). Desta forma,
serão realizadas pesquisas para verificar o status da infraestrutura e avaliar as mudanças ao
longo do tempo, possibilitando identificar possíveis riscos ao ambiente e outros usuários do
mar. A frequência dessas pesquisas será determinada em consulta com o regulador.
Normalmente, um proprietário assumirá uma frequência para essas pesquisas em suas
estimativas de custos de desativação.
47
6. ESTUDO DE CASO
O estudo de caso tem como objetivo apresentar como a Avaliação Comparativa pode
ser uma ferramenta para as atividades de descomissionamento, de forma que, um grupo de
trabalho seja formada para viabilizar uma alternativa mais viável e que seja considerado os
aspectos segurança, meio ambiente, técnico, social e econômico. Adicionalmente, a Avaliação
Comparativa é a melhor alternativa de garantir o complice das obrigações dos concessionários
com as instituições responsáveis em aprovar o programa de descomissionamento, sendo
utilizado principalmente ao sistema subsea.
O estudo de caso utilizado será o “MacCulloch Decommissioning Programme:
Comparative assessment Report for Subsea Infrastructure” – referente ao campo MacCulloch
cujo principal concessionário é o Conoco Phillips (U.K) Limited, no Mar do Norte (2019).
6.1. INTRODUÇÃO
O campo de MacCulloch apresenta uma LDA de aproximadamente 150m. Ele foi
desenvolvido nos anos de 1996/97 e teve uma vida útil esperada de dez anos. Adicionalmente,
ele começou a produzir em 1997 por FPSO.
A produção de MacCulloch é direcionada por dois “Drill Centres”, o West Drill
Centre (WDC) e o East Drill Centre (EDC), localizados a 1,6km e 2,9km da FPSO,
respectivamente. Assim, a produção é transportada por 3 linhas flexíveis ao WDC e 1 linha
flexível no EDC. Adicionalmente, o sistema de transporte do hidrocarboneto para a costa é
realizado por um gasoduto de 6” e um oleoduto de 10” (Figura 15).
O fim da produção ocorreu em 3 de maio de 2015. Assim, a FPSO foi desconectada da
infraestrutura subsea e removida no mesmo ano. Adicionalmente, o concessionário realizou
uma campanha de intervenção de poços realizando o abandono temporário dos poços e
medidores de pressão para monitorar a integridade das barreiras e isolar a árvore de Natal
Molhada (ANM).
Adicionalmente, esse estudo “MacCulloch Decommissioning Programme:
Comparative assessment Report for Subsea Infrastructure” tem como objetivo de avaliar a
melhor alternativa para a remoção das linhas e umbilicais, dos colchões que servem de base e
proteção das linhas e do sistema de ancoragem tipo Mooring. Entretanto, visando o melhor
48
entendimento do presente trabalho e para simplifica-lo, decidiu-se que será realizado apenas o
estudo das linhas.
Figura 15: Estrutura submarina do campo de MacCulloch
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
Adicionalmente, conforme os programas de descomissionamento, tanto na resolução
ANP nº 27/2006, quanto nos projetos do Mar do Norte, o operador é responsável em fazer
uma listagem das instalações e equipamentos que serão descomissionados. Desta forma, segue
o Quadro 6 com as características de linhas e umbilicais que serão analisados na Avaliação
Comparativa.
49
Quadro 6: Características das linhas umbilicais analisadas na Avaliação Comparativa
Linha ID Descrição Extensão
(km)
Ano da
Instalação
Fluído
PL1326 Linha de Produção 7,8” e
Jumper 4” #1
1,6 1996 Óleo cru
PL1327 Linha de Produção 7,8” e
Jumper 6” #2
1,4 1996 Óleo cru
PL1328 Linha de Produção 7,8” e
Jumper 4” #3
1,5 1996 Óleo cru
PL1329 Linha de Produção 8,9” 2,8 1996 Óleo cru
PL1330 Linha de Gás Lift 3” 2,3 1996 Gás
PL1331 Linha de Gás Lift 3” 2,8 1996 Gás
PL1332 Linha de Injeção de água 8” 2,0 1996 Água
PL1333 Linha de Injeção de água 6” 2,8 1996 Produtos
químicos
PL1334 Umbilical 2,3 1996 Produtos
químicos
PL1334
JW10
Umbilical 0,1 - Produtos
químicos
PL1335 Umbilical 3,0 1996 Produtos
químicos
PL1336 Oleoduto >0,1 1996 Óleo cru
PL1337 Gasoduto >0,1 1996 Gás
PL2569 Linha de Gás Lift >0,1 n/a Gás
PL2571 Linha de Gás Lift >0,1 n/a Gás
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
Deve-se destacar que, conforme o Programa acima, todas as cabeças de poço e
estruturas de poços associados foram determinadas pelo operador que serão removidos, idem
aos manifolds. Ademais, a etapa que inclui o abandono permanente de poços deve ser
realizada obrigatoriamente. O operador também caracteriza a quantidade de colchões e as
50
linhas de ancoragem, entretanto, como não faz parte desse estudo, não será descrito no
presente trabalho.
6.2. OPÇÕES DE TÉCNICAS PARA A ANÁLISE DA AVALIAÇÃO COMPARATIVA
Conforme o caso, foram propostas cinco alternativas técnicas para a AC dos
umbilicais e linhas flexíveis, conforme o Quadro 7.
Quadro 7: Alternativas técnicas propostas para a Análise Comparativa
Opção Descrição Viabilidade
Técnica
Segurança Ambiental Social Econômica
1 Deixar no local
– sem
intervenção
2 Deixar no local
– enterrar os
elementos
expostos
3 Deixar no local
– Soterramento
com rochas os
elementos
expostos
4 Remoção parcial
e enterro
5 Remoção
completa
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
A partir do quadro acima, foram levantadas algumas situações hipotéticas que podem
impactar na atividade.
- Opção 1, deixar no local – sem intervenção: os dois critérios de maior risco foram os
critérios sociais e econômicos haja vista que foram identificados outros usuários do mar como
51
a comunidade pesqueira (indústria forte no Mar do Norte) que poderiam ser afetadas pela
manutenção das linhas e umbilicais na área. Adicionalmente, foi pontuado no estudo de caso
que a incerteza no período de monitoramento poderia impactar negativamente nos custos do
projeto.
- Opção 2, deixar no local – enterrar os elementos expostos: da mesma forma que
apresenta incertezas no período de monitoramento impactando no custo final do projeto, essa
opção ainda não apresenta uma solução a longo prazo para as linhas haja vista que elas podem
tornar-se expostas novamente com o passar do tempo.
- Opção 3, deixar no local – Soterramento com rochas os elementos expostos: da
mesma forma que apresenta incertezas no período de monitoramento impactando no custo
final do projeto, essa opção ainda não apresenta uma solução a longo prazo para as linhas haja
vista que elas podem tornar-se expostas novamente com o passar do tempo e ao depositar
rochas, pode alterar o assoalho marinho.
- Opção 4, remoção parcial e enterro: apesar de ser uma atividade também considerada
onerosa e também apresentar algumas incertezas com o monitoramento, há um baixo impacto
ambiental.
- Opção 5, remoção completa: apesar de ser uma atividade também considerada
onerosa, não existe incertezas com o monitoramento.
Assim, após mapear as alternativas, o grupo de trabalho é responsável em ver dentre
elas quais são as mais pertinentes e reduzir assim o escopo de possibilidades técnicas
referentes a remoção das linhas. Nesse case especificamente foi definido que as alternativas 4
e 5 seriam as mais adequadas e deveriam ser avaliadas individualmente.
6.3. DEFINIÇÃO DOS PESOS, ATRIBUIÇÃO DE NOTAS E METODOLOGIA
Inicialmente, as pontuações de cada uma das avaliações foram expressas em suas
respectivas unidades quantitativas e qualitativas, justificando-se os seus respectivos pesos.
Adicionalmente, para permitir a comparação das opções, os resultados foram agrupados e
comparados usando um sistema de pontuação normalizado / ponderado. Os resultados de cada
um dos cinco critérios foram expressos em unidades comuns e classificadas em ordem de
desempenho da melhor para a pior, conforme pode ser descrito no quadro 8.
52
Todas as opções subsequentes receberam um valor ponderado normalizado
proporcionalmente a opção com melhor desempenho.
Quadro 8: Critérios e pesos utilizados na avaliação
Critério / Subcritério Peso
Técnico Viabilidade técnica 5
Riscos de falha 5
Segurança Riscos à segurança (para
força de trabalho e terceiros)
30
Meio Ambiente Riscos ambientais 15
Uso de energia 5
Emissão de CO2 5
Social Riscos socioeconômicos 10
Econômico Custos 25
Total 100
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
6.3.1. METODOLOGIA PARA VIABILIDADE TÉCNICA
Conforme o “MacCulloch Decommissioning Programme: Comparative assessment
Report for Subsea Infrastructure”, a viabilidade técnica de cada opção foi avaliada conforme
a matriz apresentada no Quadro 9 e 10 e com evidências coletadas nos estudos e matérias de
apoio. Adicionalmente, os dois subcritérios pontuados foram
• Desafio técnico e uso de tecnologias ou equipamentos comprovados; e
• Risco de falha nas operações, incluindo sensibilidade ao clima
53
Quadro 9: Descrição dos critérios de viabilidade técnica
Subcritério Desafios técnicos Risco de falhas operacionais
Mat
riz
de
impac
to
Leve 1 Operações padrões e viabilidade
técnica e conceitos conhecidos
Risco de falhas operacionais
muito baixo.
Fraco 2 Operações e padrões genéricos.
Viabilidade tecnológica.
Risco de falhas operacionais
baixa.
Moderado 3 Atividade regular. Existência de
equipamentos que realizam a
atividade.
Risco de falha operacionais
mediano.
Forte 4 Atividade não rotineira. Baixo
histórico de atividade realizada
na indústria. Necessidade de
melhorias na performance.
Alto Risco de falhas
operacionais
Severo 5 Sem experiência na indústria
para realizar respectiva
atividade. Necessidade de
melhorias na tecnologia,
performance e pesquisas.
Risco de falhas operacionais
muito alto
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
Quadro 10: Pontuação de viabilidade técnica para cada opção
Opção Descrição Desafios técnicos Risco de falhas
operacionais
1 Deixar no local – sem intervenção 1 1
2 Deixar no local – enterrar os elementos
expostos
2 2
3 Deixar no local – Soterramento com
rochas os elementos expostos
2 2
4 Remoção parcial e enterro 3 2
5 Remoção completa 3 3
Fonte: CONOCOPHILIPS, , 2019
54
6.3.2. METODOLOGIA PARA MEIO AMBIENTE, SOCIEDADE E SEGURANÇA
Os critérios ambientais, sociais e de segurança foram avaliados utilizando-se
qualitativamente avaliações de risco. Assim, essa avaliação utiliza-se de uma matriz de
consequências versus probabilidade, resultando no risco.
Desta forma, as consequências de cada critério podem ser descritas conforme o
Quadro 11, elaborada pela própria empresa.
Quadro 11: Consequências referentes a cada critério de acordo com a probabilidade
Impacto na
segurança
Impacto Ambiental Impacto Social
Sev
erid
ad
e
Nível
1
Efeitos a saúde
desprezíveis
Impacto ambiental quase
inexistente, sem a necessidade de
remediação e sem a necessidade
de uma licença para a atividade
Sem restrição de acesso ou
impacto aos operadores, questões
sociais resolvidas imediatas.
Nível
2
Efeitos a saúde
mínimos
Impacto ambiental reduzido que
podem ser remediados
imediatamente tanto no ambiente
onshore quanto offshore.
Restrição breve ao acesso da área
de no máximo 1 mês e baixo
impacto nas operações e
atividades planejadas.
Questões resolvidas no mínimo
período de tempo.
Nível
3
Moderados efeitos a
saúde (perdas de
muitos dias de
trabalho, mas não são
impactos
permanentes)
Impacto ambiental moderado
sendo que algumas vezes pode
exigir um plano de emergência e
contingência.
Contaminação da água
Impacto a fauna e flora da área
adjacente as unidades.
Restrição temporária ao acesso da
área de 1 a 3 meses e um
moderado impacto nas operações
e atividades planejadas.
Moderado impacto em outros
stakeholders e mitigações
direcionadas a mais de um grupo.
Nível
4
Graves efeitos a saúde
(impactos
permanentes a saúde)
Impactos ambientais graves com
maior demanda de necessidade de
mitigação em áreas sensíveis, área
impactada maior que 1 milha e
contaminação da água de
superfície e aquíferos.
Restrição de 3meses a 2 anos e
graves impactos na operação das
próximas atividades. Questões
que demandam um significante
período de tempo para ser
mitigado.
Nível
5
Efeitos a saúde
críticos (fatalidade ou
muitas pessoas
internadas)
Impacto ambiental severo que
resulta na liberação de
contaminantes catastrófica.
Atinge múltiplos ecossistemas e
Restrição maior que 2 anos e
impactos na operação das
próximas atividades. Danos
permanentes. Necessidade da alta
55
habitats, significante liberação de
conteúdo no ambiente offshore.
gestão dos stakeholders
envolvidos para solucionar o
respectivo problema.
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
E a Frequência pode ser determinada pelo Quadro 12:
Quadro 12: Definição de cada probabilidade
Frequência Definição
Frequente Ocorre muitas vezes na mesma unidade
Provável Ocorre uma ou mais vezes por ano em
diferentes unidades da empresa
Raro Ocorre uma ou mais vezes na indústria de
Óleo e Gás
Remoto Pouco provável na indústria de Óleo e Gás
Improvável Virtualmente irreal
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
Desta forma, resultando na junção de consequências com probabilidade, forma-se a
matriz de risco 5x5. Observa-se que não necessariamente nas análises de risco precisa ser uma
matriz de risco 5x5 (Quadro 13).
Quadro 13: Matriz de risco 5x5 da análise
Severidade
Nível 1 Nível 2 Nível 3 Nível 4 Nível 5
Pro
bab
ilid
ade
Frequente RR II RR II RR III RR IV RR IV
Provável RR I RR II RR III RR III RR IV
Raro RR I RR II RR II RR III RR III
Remoto RR I RR I RR II RR II RR II
Improvável RR I RR I RR I RR I RR II
RR I : Baixo risco RR II: Risco médio RR III: Risco significante RR IV: Risco alto
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
56
6.3.3. METODOLOGIA PARA EMISSÃO DE CO2 E USO DE ENERGIA
Diferente dos outros subcritérios de caráter ambiental, a emissão de CO2 e uso de
energia é realizado a partir de uma análise quantitativa do quanto desses componentes serão
lançados para a atmosfera a partir da escolha das escolhas do operador.
Para efeito de cálculo, a Conoco utilizou-se de algumas suposições, tais como o uso de
combustível diesel para as 3 embarcações de apoio estimada, uso de helicópteros, o cálculo de
quantos dias serão necessários para realizar as operações e uso de guidelines do Institute of
Petroleum (2000)
6.4.RESULTADO
Assim, conforme a metodologia e a atribuição das notas com os seus respectivos
pesos, o resultado e normalizado para que depois seja somado todos os critérios e o operador
possa fazer uma escolha que todas as variáveis sejam levadas em consideração.
6.4.1. RESULTADO DO FATOR TÉCNICO
Destaca-se que a remoção parcial apresentou maior incerteza em relação as condições
da linha que estão fora da vida-útil estimada pelo operador. Desta forma, a viabilidade técnica
de remoção parcial tornou-se menos atrativo ao operador, conforme o Quadro 14:
Quadro 14: Avaliação de viabilidade técnica e pesos normalizados para as opções de descomissionamento de
linhas e umbilicais
Opção Viabilidade Técnica Risco de Falhas na Operação Somatório do
valor
normalizado
Risco Valor
normalizado
Risco Valor
normalizado
5: Remoção
total
3 5 2 5 10
4: Remoção
parcial e
enterro
3 5 3 3.33 8.33
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
57
6.4.2. RESULTADO DO FATOR SEGURANÇA
Como mencionado anteriormente, o concessionário Conoco determinou que os escores
de risco de segurança foram determinados através de um estudo qualitativo, baseado na
relação de consequência versus frequência. Assim, ambas as atividades foram pontuadas os
seus respectivos riscos e ao normalizar, aquela que apresentou menor risco, foi normalizada
com o valor máximo (Quadro 15).
Quadro 15: Avaliação de segurança e pesos normalizados para as opções de descomissionamento de linhas e
umbilicais
Opção Risco ambiental Valor normalizado
5: Remoção total 97 30
4: Remoção parcial e enterro 146 19.93
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
6.4.3. RESULTADO DO FATOR AMBIENTE
A avaliação permitiu fazer uma distinção entre quatro categorias de risco: Alto,
Significativo, Médio e Baixo. A diferenciação entre as opções de descomissionamento foi
com base no nível de risco avaliado para cada receptor e no número total de potenciais
receptores impactados por atividade / operação ou ponto final. Os principais diferenciadores
ambientais estão associados à colocação de rochas adicionais proposto com a opção 4. Isso
representa uma mudança permanente do tipo de sedimento natural na área; no entanto, a
pegada é relativamente pequena. Já a remoção completa apresenta algum impacto ambiental
temporário associado ao sedimento perturbação e ressuspensão de sedimentos, no entanto,
isso é altamente localizado e será de natureza temporária. A remoção total dos dutos anula
qualquer contaminação residual com o tempo, à medida que a tubulação se degrada (Quadro
16):
Quadro 16: Avaliação ambiental e pesos normalizados para as opções de descomissionamento de linhas e
umbilicais
Opção Risco ambiental Valor normalizado
5: Remoção total 37 15
4: Remoção parcial e enterro 51 10.88
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
Adicionalmente, os diferenciadores entre as opções 4 e 5 são motivados pelo fato de
uma grande parte a energia e as emissões atribuídas ao método de remoção parcial devem
58
levar em conta a substituição hipotética de material desativado in situ. Isso é mais energia
exigente e emite mais emissões para o meio ambiente do que reciclar o aço (Quadro 17).
Quadro 17: Avaliação de emissão e uso de energias e pesos normalizados para as opções de descomissionamento
de linhas e umbilicais
Opção Energia Emissão Somatório do
valor
normalizado
Energia usada
(GJ)
Valor
normalizado
Emissão de CO2
(ton)
Valor
normalizado
5: Remoção
total
39.276 5 3,276 5 10
4: Remoção
parcial e enterro
78.63 2,5 5,910 2,77 5,27
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
6.4.4. RESULTADO DO FATOR SOCIAL
As avaliações de risco social foram realizadas simultaneamente com o risco ambiental
avaliação e seguiu a mesma metodologia. O risco foi atribuído por participantes do workshop
da CA. Geralmente, a diferenciação entre agrupamentos e opções era baixa, uma vez que a
área offshore não é pescada particularmente pesadamente, portanto, o risco residual
pescadores é considerado baixo. No entanto, isso pode ser simplesmente um efeito de haver
um área fechada de fato devido à presença do FPSO e seu sistema de amarração. Uma vez que
isso for removida, a área poderá se abrir para a pesca.
Assim, pode-se destacar que um importante fator nesse caso está atrelado a LDA, haja
vista que a atividade de pesca, haja vista que essa profundidade pode ser utilizada a pesca de
arraste.
As pontuações e os valores ponderados normalizados para as duas opções
consideradas para o descomissionamento das linhas de fluxo e umbilicais é apresentado na
Tabela 18.
Quadro 18: Resultado do risco social e pesos normalizados para as opções de descomissionamento de linhas e
umbilicais
Opção Risco social Valor normalizado
5: Remoção total 15 10
4: Remoção parcial e enterro 25 6.52
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
59
6.4.5. RESULTADO DO FATOR ECONÔMICO
Esta seção fornece estimativas de custo para as cinco opções de descomissionamento.
Dias do navio e as taxas foram estimadas com base nos custos fornecidos pela ConocoPhillips
(conforme Agosto de 2015, mais um aumento inflacionário de 10%).
O principal diferenciador entre as opções é atribuído a metodologia para recuperar as
linhas de fluxo e o cronograma mais curto para completar a opção de remoção em
comparação com a remoção parcial (Quadro 19).
Quadro 19: Custo estimado e pesos normalizados para as opções de descomissionamento de linhas e umbilicais
Opção Custo Estimado Valor normalizado
5: Remoção total £ 7.172.656 25
4: Remoção parcial e enterro £ 10.751.498 16,68
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
6.5.CONCLUSÃO
A pontuação cumulativa dos critérios para as opções de descomissionamento está
listada nos Quadros 20 e 21 de modo que quanto maior o valor normalizado / ponderado
melhor o resultado.
Quadro 20: Pontuação cumulativa dos critérios para a opção de remoção total
Critério Viabilidade
Técnica
Segurança Impacto Ambiental Impacto
Social
Econômico Valor total
Escopo
avaliado
Viabilidade
Técnica e
Risco de
Falha na
operação
Risco na
segurança
Risco
Ambiental
Emissão
de CO2 e
uso de
Energia
Risco
social
Custo
Estimado
Valor
máximo
normalizado
15 30 15 10 10 25 100
Resultado da
Avaliação
6 97 37 (não
possível
somar)
15 7 mi -
Resultado
normalizado
8,33 30 15 10 10 25 98,33
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
60
Quadro 21: Pontuação cumulativa dos critérios para a opção de remoção parcial enterrando as linhas expostas
Critério Viabilidade
Técnica
Segurança Impacto Ambiental Impacto
Social
Econômico Valor
total
Escopo
avaliado
Viabilidade
Técnica e
Risco de
Falha na
operação
Risco na
segurança
Risco
Ambiental
Emissão
de CO2
e uso de
Energia
Risco
social
Custo
Estimado
Valor
máximo
normalizado
15 30 15 10 10 25 100
Resultado
da
Avaliação
5 146 51 (não
possível
somar)
23 10 mi -
Resultado
normalizado
10 19,93 10,88 5,27 6,52 16,68 69,28
Fonte: CONOCOPHILIPS, 2019
Face ao exposto, percebe-se que a alternativa de remoção completa se torna mais
viável ao apresentar uma nota de 98,33/100.
61
7. CONCLUSÃO
Assim, considerando as que nos próximos anos haverá maior demanda de plataformas
e sistemas submarinos que serão descomissionadas, atividade que pode acarretar impactos
ambientais e a comunidades terceiras, é necessário a criação de uma regulação, tecnologias e
metodologias que atendam às necessidades da indústria.
Adicionalmente, percebe-se que os tipos de instalações utilizadas no país estão em
mudança. Inicialmente, por exemplo, caracterizava-se principalmente por plataformas fixas e
algumas flutuantes na bacia de Campos e Santos. Agora, a maior parte das plataformas
entrantes no país são UEP’s flutuantes em águas profundas e ultraprofundas com um sistema
submarino mais complexo.
Nesse contexto, a avaliação comparativa pode ser uma ferramenta útil para tomada de
decisão dos concessionários da viabilidade em diferentes aspectos quanto a remoção ou não
do sistema submarino, propiciando uma justificativa técnica caso não opte pela completa
remoção.
Destaca-se, por fim, que a alternativa de não remoção não obrigatoriamente será a
escolhida pela indústria ou a considerada mais acessível economicamente. No estudo de caso
apresentado, por exemplo, optou-se que a completa remoção é mais adequada e mais barata,
haja vista que nessa opção não existia a incerteza de necessidade de monitoramento, não
gerando futuros gastos ou gastos em fazer cortes nas linhas e enterrar as linhas não retiradas.
62
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