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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
OLAVO JUNQUEIRA FERREIRA LOPES VILLELA SALGADO
DESCOMISSIONAMENTO DE ESTRUTURAS OFFSHORE
Niterói
2011
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
Projeto Final apresentado ao Curso de
Graduação em Engenharia de Petróleo, pelo
Departamento de Engenharia Química e de
Petróleo, da Universidade Federal Fluminense,
como requisito parcial para a obtenção do Grau
de Engenheiro de Petróleo.
ORIENTADOR:
Prof. Fernando Benedicto Mainier
Niterói
2011
iii
EPÍGRAFE
“Vais encontrar o mundo, disse-me meu pai, à
porta do Ateneu. Coragem para a luta.”. (Raul
Pompéia)
iv
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho primeiramente à minha família, por ser a base de tudo. Para
meu pai, o “Companheiro”, que incansavelmente sempre acreditou e confiou nos meus
esforços, para minha mãe, “Caia”, que sempre ajudou com suas orações, ensinamentos e
carinho, para meu irmão, Tadeu, pela boa convivência em Niterói e também para minha vó
“Clarinha”, por ser um exemplo de humildade que eu muito aprendi. Agradeço também a
todos os familiares que recentemente se foram e que fizeram parte de minha construção
como pessoa, como o Tio Paulo e a Tia Hedynha.
Agradeço também a todas as pessoas que passaram por meu caminho, sempre me
ajudando e apoiando, desde os tempos de Belo Horizonte, quando decidi estudar
Engenharia de Petróleo até os dias de hoje.
v
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus, por iluminar meus caminhos ao longo dos
momentos mais difíceis da graduação, à Universidade Federal Fluminense, por ter
proporcionado um ensino de alta qualidade, ao coordenador do curso Geraldo de Souza
Ferreira, por sugerir o desenvolvimento deste tema, ao professor orientador Fernando
Benedicto Mainier, por toda a orientação e a todos os outros professores da Escola de
Engenharia, por terem contribuído para meu crescimento intelectual.
vi
RESUMO
Atualmente, a maior parte da produção de petróleo nacional é proveniente de
campos offshore. Desde a primeira descoberta de óleo no leito marinho, em 1969, no campo
de Guaricema, a exploração offshore cresceu de forma acelerada, em especial pelo impulso
provocado pelo II PND (Plano Nacional de Desenvolvimento), em 1975 e mais recentemente
pelas descobertas do Pré-Sal.
Entretanto, o aumento da exploração offshore vem acompanhado de um problema,
que ainda não é percebido diretamente pela sociedade, governo e empresas, mas que já
pode ser notado com o advento dos chamados campos maduros, que são campos a um
estágio de seu completo exaurimento.
Dessa forma, uma preocupação sobre o que fazer com toda a infra estrutura criada
para atender a produção de petróleo, quando esta é encerrada, começa a tomar forma. Uma
análise do arcabouço jurídico tanto nacional como internacional a respeito do
descomissionamento destas estruturas, as consequências ambientais de uma remoção e
um estudo das diversas formas que uma plataforma de petróleo pode ser removida fazem
parte da proposta deste trabalho.
PALAVRAS-CHAVE: descomissionamento; desmantelamento; instalações offshore;
plataforma; jaqueta.
vii
ABSTRACT
Currently, the biggest part of national oil production comes from offshore fields. Since
the first offshore discover, in 1969, at Guaricema field, the offshore exploration has grown
rapidly, especially because of the impulse created by II PND (Second National Development
Program), in 1975 and most recently by the pre salt discoveries.
However, the increase of offshore exploration comes with a problem, that isn‟t
perceived directly by society, government and companies, but can be seen with the advent of
mature fields, which are by one step of their total depletion.
In this way, a preoccupation about what to do with all infra-structure created for
attending the petroleum production begins. An analysis of national and international legal
framework about decommissioning of these structures, the environmental consequences of a
removal and a study about the many forms that an oil rig can be removed are part of the
proposal of this work.
KEYWORDS: decommissioning; dismantlement; offshore installations; platform; jacket.
viii
LISTA DE ABREVIATURAS
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
BSW Basic Sediments and Water.
CECA Comissão Estadual de Controle Ambiental.
CGS Concrete Gravity Structures.
CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente.
COPPE Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de
Engenharia.
EA Estudo Ambiental.
EIA Estudo de Impacto Ambiental.
EVA Estudo de Viabilidade Ambiental.
FEEMA Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente.
FPSO Floating, Production, Storage and Offloading.
GLP Gás Liquefeito do Petróleo.
HLV Heavy Lift Vessel.
IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis.
ICMS
IEF
Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços.
Instituto Estadual de Florestas.
IMO International Maritime Organization.
LES Laboratório de Energia Submarina.
LI Licença de Instalação.
LO Licença de Operação.
LPPER Licença Prévia de Perfuração.
LPPRO Licença Prévia de Produção.
LPS Licença de Pesquisa Sísmica.
LTS Laboratório de Tecnologia Submarina.
MMS
NIMA
Minerals Management Service.
Núcleo Interdisciplinar de Meio Ambiente.
OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo.
OSPAR Convenção para a Proteção do Meio Marinho no Nordeste do
Atlântico
PCA Projeto de Controle Ambiental.
PETROBRAS Petróleo Brasileiro S/A.
ix
PND Plano Nacional de Desenvolvimento.
PROALCOOL Programa Nacional do Álcool.
PUC Pontifícia Universidade Católica.
RIMA Relatório de Impacto Ambiental.
ROV Remote Operated Vehicle.
SERLA Secretaria de Rios e Lagoas.
TLP Tension Leg Platform.
UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro.
UNCLOS Convenção das Nações Unidas para o Direito do Mar.
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 - Consumo de combustíveis fósseis no mundo, entre 2006 e 2010 03
Figura 2.1 - Reservatório do tipo Gás em Solução, em uma pressão maior que a
pressão de saturação.
10
Figura 2.2 - Característica do mecanismo de gás em solução 11
Figura 2.3 - Reservatório com mecanismo de capa de gás 11
Figura 2.4 - Característica do mecanismo de capa de gás 12
Figura 2.5 - Reservatório com mecanismo de influxo de água 12
Figura 2.6 - Características do mecanismo influxo de água 13
Figura 2.7 - Reservatório com mecanismo combinado 13
Figura 2.8 - Reservatório com mecanismo de gás em solução - efeito da
segregação gravitacional.
14
Figura 2.9 - Esquema típico da curva de produção de um campo de petróleo até
sua condição de reabilitação como campo maduro.
15
Figura 2.10 - Evolução do preço de venda do barril de petróleo em relação aos
principais produtores: Arábia Saudita, Irã, Iraque, Nigéria e Venezuela
19
Figura 2.11 - Principais causas do encerramento de uma atividade. 20
Figura 3.1 - Comparação do petroleiro Knock Nevis com os edifícios mais altos do
mundo
29
Figura 3.2 – Cimentação de poços, conforme diretrizes da ANP. 28
Figura 3.3 – Ordenamento Jurídico Brasileiro 37
Figura 4.1 - Principais tipos de plataformas. Da esquerda para direita: 1 e 2)
Jaquetas, 3) torres complacentes, 4 e 5) TLP, 6) Spars,7 e 8) Semi-
Submersíveis, 9) FPSO, 10) Jaqueta.
40
Figura 4.2 - Esquemático geral de uma plataforma tipo jaqueta. 40
Figura 4.3 – Remoção abaixo do leito marinho 42
Figura 4.4 – Um PIG de espuma de poliuretano 44
Figura 4.5 – Manta de concreto. 44
Figura 4.6 – Um HLV de alta capacidade removendo um topside. 45
Figura 4.7 - Tipos de Topsides: Integrado (a), modular (b) e híbrido (c). 46
Figura 4.8 – Plataforma do tipo Jaqueta, com as estacas destacadas em vermelho. 48
Figura 4.9 – ROV. 49
Figura 4.10 – Remoção parcial de uma jaqueta: parte superior para transporte para
o continente.
52
xi
Figura 4.11 Remoção parcial da jaqueta, onde sua parte superior é lançada no
fundo do mar.
52
Figura 4.12 – Tombamento no local, com auxílio de rebocador. 53
Figura 4.13 – As principais massas de ar no Brasil. 55
Figura 4.14 – Uma jaqueta de pequeno porte munida de uma transição para
instalação de unidade de geração de energia eólica.
56
Figura 4.15 – Layout da fazenda eólica de Scroby Sands: Turbinas próximas de si e
da costa.
57
Figura 4.16 – Uma “fazenda de peixes” no litoral norte americano. 59
Figura 4.17 - Principais opções em um processo de descomissionamento. 60
Figura 5.1 – Uma “marambaia”. 62
Figura 5.2 – Uma jaqueta sendo transportada. 64
Figura 5.3 – Uma jaqueta sendo afundada no local. 64
Figura 5.4 – Caracterização do oceano. 67
Figura 5.5 – Materiais utilizados na construção do recife 70
Figura 5.6 – Cubo de 9 metros e estrutura central. 71
Figura 5.7 – Incrustação da tubulação. 71
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 – Organização do SISNAMA 31
Tabela 3.2 – Principais licenças no setor de petróleo. 33
Tabela 4.1 - Principais diferenças não técnicas entre a Remoção Total e Remoção
Parcial
54
Tabela 4.2 – Comparação da capacidade gerada. 58
Tabela 4.3 - Densidade energética 58
Tabela 5.1 – Utilização dos recifes frente a outras opções. 69
xiii
SUMÁRIO
Capítulo I – Introdução. 1
1.1 - Contexto histórico da exploração marítima brasileira.
1.2 - Descomissionamento: uma visão geral.
1.3 - Metodologia.
1.4 - Referencial Bibliográfico.
1
3
7
7
Capítulo II – O encerramento da produção de petróleo e métodos de
recuperação.
9
2.1 - Exaustão natural.
2.1.1 – Mecanismo de Gás em Solução
2.1.2 – Mecanismo de Capa de Gás
2.1.3 Mecanismo de Influxo de Água
2.1.4 – Outros mecanismos
2.1.4.1 – Mecanismo Combinado
2.1.4.2 – Segregação Gravitacional
2.2 - Exaustão econômica.
2.3 - Fatores políticos.
9
10
11
12
13
13
14
16
18
Capítulo III – As legislações do descomissionamento. 21
3.1 - Descomissionamento no mundo.
3.1.1 - Convenção de Genebra de 1958 sobre a plataforma continental.
3.1.2 - Convenção de Londres (1972).
3.1.3 - Convenção das Nações Unidas para o Direito Marítimo– UNCLOS
(1982).
3.1.4 - Diretrizes e Normas da Organização Marítima Internacional (IMO) para a
remoção de estruturas e instalações offshore na plataforma continental
(1989).
3.1.5 - Convenção para a Proteção do Meio Marinho no Nordeste do Atlântico
(OSPAR).
3.1.6 - A legislação norte-americana para o Golfo do México.
3.2 - Portarias e resoluções da ANP relacionadas ao descomissionamento.
3.2.1 - Portaria 114/2001 – Devolução de Áreas de Concessão na Fase de
Exploração.
21
21
21
22
22
23
24
25
25
xiv
3.2.2 - Resolução Nº27/2006 – Desativação de instalações na fase de
produção.
3.2.3 - Portaria Nº25/2002 - Abandono de poços.
3.2.4 - Instrução Normativa nº20 do IBAMA sobre recifes artificiais.
3.3 - O licenciamento das atividades petrolíferas: passado, presente e futuro.
27
27
29
30
Capítulo IV – As várias formas de remoção. 39
4.1 - Remoção total.
4.1.1 - Morte e abandono dos poços.
4.1.2 - Preparação da plataforma.
4.1.3 - Remoção de risers.
4.1.4 - Remoção de dutos e cabos de energia.
4.1.5 - Mobilização de guindastes de alta capacidade.
4.1.6 - Remoção do Topside.
4.1.7 - Remoção da Jaqueta.
4.1.8 - Disposição em terra.
4.1.9 - Limpeza.
4.2 - Remoção Parcial.
4.2.1 - Preparação da plataforma.
4.2.2 - Remoção de condutores e oleodutos.
4.2.3 - Mobilização do HLV.
4.2.4 - Remoção parcial da jaqueta.
4.2.5 - Transporte e disposição em terra.
4.2.6 - Limpeza do local.
4.3 - Principais alternativas na remoção parcial .
4.3.1 - Energia eólica.
4.3.2 - Energia das ondas.
4.3.3 - Terminal de Gás Liquefeito (GLP)
4.3.4 - Aquicultura.
4.3.5 - Laboratório de Pesquisa Marítima.
40
41
41
42
43
44
47
45
49
50
50
50
51
51
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55
57
58
59
60
Capítulo V – Recifes artificiais: aspectos positivos e negativos.
5.1 - Métodos de implementação.
5.2 - Delimitação da área do recife.
5.3 - Aspectos positivos .
62
64
65
65
xv
5.4 - Aspectos negativos.
5.5 - Experiência internacional: projeto “Rigs to Reefs”.
5.6 - Brasil: Parceria Petrobras / UFRJ.
Capítulo VI – Conclusões.
Referências bibliográficas
66
68
69
73
76
Anexo A – Listas das principais plataformas de petróleo na costa brasileira.
80
1
Capítulo I - Introdução
1.1 - Contexto Histórico da Exploração Marítima Brasileira
As atividades de exploração e produção de petróleo no Brasil se iniciaram
predominantemente com a exploração de poços em terra, até o início da década de
1960 (LUCZYNSKI, 2002, p.25). A exploração no mar era tida como inviável dada às
limitações técnicas da época e ao baixo preço do barril de petróleo. Para que a
exploração de petróleo nacional mudasse de cenário, passando a ter a maior parte
dos investimentos na exploração offshore, uma série de fatores internos e externos se
somaram. Um destes fatores foi a criação em 1960 da Organização dos Países
Produtores de Petróleo, a OPEP, com o objetivo em fortalecer os países produtores
frente às empresas compradoras de petróleo, que exigiam uma diminuição no preço
do óleo.
Nos anos de 1970 e 1971, alguns países integrantes da OPEP, como Argélia1,
Líbia2, Iraque3 e Irã4, seguindo uma onda nacionalista, passaram a nacionalizar suas
concessões, diminuindo o poder das grandes companhias internacionais de petróleo e
originando então uma nova ordem na indústria do petróleo.
Em 1973, Israel invadiu Egito e Síria, que lideravam uma coalizão árabe, dando
início a Guerra do Yon Kippur. Como Israel tinha os Estados Unidos como seu aliado,
a OPEP, que tinha como principais membros países árabes, decidiu em um aumento
do preço do barril do petróleo, além de embargar o óleo que tinha como destino os
países que apoiavam Israel. A suspensão do embargo se deu em 1974, em um
esforço das grandes companhias de petróleo e também do apoio do Irã, que era
membro da OPEP desde 1960 aos Estados Unidos.
Todo o período de tempo entre a eclosão da Guerra de Yon Kippur e o
embargo de óleo, ficou conhecido como o Primeiro Choque do Petróleo, que graças ao
aumento do preço do barril, possibilitou o desenvolvimento da exploração no ambiente
marinho, como o Mar do Norte e o Golfo do México, além de também dar início a
programas de economia de combustíveis e de pesquisa de energias alternativas
(LUCZYNSKI, 2002, p.26).
Em 1975, o então presidente da república, Ernesto Geisel, por meio do II PND
– Plano Nacional de Desenvolvimento -, consolidou sua decisão feita anos antes,
quando era presidente da Petrobras, acerca do estímulo da produção offshore, tendo
1 Argélia: Confisco de 51% das companhias francesas que atuavam naquele país.
2 Líbia: Nacionalização da inglesa British Petroleum.
3 Iraque: Criação da Iraq National Oil Company.
4 Irã: Criação da National Iranian Oil Company.
2
em vista o fracasso das bacias terrestres e também com o objetivo em reduzir a
dependência ao petróleo estrangeiro.
Segundo D‟Almeida (2011), as principais características do II PND no plano da
matriz energética nacional era de ampliá-la, buscando por diferentes fontes de
energia, como a energia nuclear e a hidráulica, além de criar o Programa Nacional do
Álcool (PROALCOOL), em novembro de 19755. Em relação ao setor petrolífero, o II
PND buscava um maior investimento no setor de upstrem, em detrimento do
downstream, que historicamente era o que tinha maior parcela de investimentos, o que
foi recompensado pela descoberta em 1974 da Bacia de Campos. Ainda no upstream,
em 9 de outubro de 1975 houve a criação dos chamados “Contratos de risco”, que
proporcionaram a entrada de empresas estrangeiras no país pela liberação de áreas
da plataforma continental brasileira para exploração privada.
No Brasil, a exploração da costa foi iniciada antes do primeiro choque, com o
desenvolvimento da exploração na costa nordestina, mais precisamente nos estados
de Sergipe, Alagoas, Rio Grande do Norte e Bahia, que tinham um preço
relativamente barato, devido à baixa profundidade. Entretanto, o vetor para a
exploração de petróleo no mar aconteceu como consequência da Crise do petróleo,
onde a alta do preço do barril possibilitou a produção em áreas antes tidas como
inviáveis. O sucesso da exploração offshore do Golfo do México pelos Estados
Unidos, onde a tecnologia para exploração offshore estava sendo desenvolvida desde
o final da década de 1950 também motivou a exploração offshore. Em 1968, o campo
de Guaricema, no Sergipe, começava a produzir petróleo.
Entre as diversas metas do II PND, estava a implantação de um programa para
desenvolvimento da Bacia de Campos, descoberta em 1974. Em 1973 a Petrobras
encontrou petróleo na costa do Rio Grande do Norte. O II PND teve um resultado
bastante satisfatório no que se refere ao desenvolvimento de uma nova fronteira
exploratória: 71% dos campos descobertos em um período de 43 anos (1954/1997)
foram descobertos em apenas 12 anos (1976/1988) (LOPES, 2004, p.31).
Consoante com as novas descobertas, o desenvolvimento e instalação de
plataformas no ambiente marítimo cresceu de maneira significativa. Desde 1947, com
a instalação da primeira plataforma de petróleo no mar, no Golfo do México, a
exploração e produção offshore cresceu constantemente.
Segundo Ferreira (2001, p.43), existem no mundo cerca de 7270 instalações
offshore distribuídas em mais de 53 países no mundo, em regiões como o Golfo do
México, Mar Negro, Mar da China, Mar do Norte, Mediterrâneo, a costa brasileira e
5 10 anos depois, 96% dos automóveis produzidos no Brasil eram movidos a álcool.
3
mais recentemente a costa africana, sendo responsáveis pelo suprimento de cerca de
60% do petróleo mundial (BRITISH COLUMBIA, 2011). A Figura 1.1 ilustra o consumo
mundial de
petróleo.
Figura 1.1 - Consumo de combustíveis fósseis no mundo, entre 2006 e 2010 Fonte: World Bank, 2011.
Tipicamente, uma plataforma de petróleo é projetada para ter uma vida útil de
cerca de 20 anos, porém algumas conseguem operar em um período de tempo maior,
variando de 30 a 40 anos. Estima-se que existem aproximadamente 1500 que estão
no final de sua vida produtiva, e que terão a um curto ou médio prazo, passar por um
processo de descomissionamento (MANAGO, 1997). Em 2009, o Minerals
Management Service (MMS)6 estimou que as plataformas localizadas no litoral do
Pacífico, nos Estados Unidos, como as plataformas na costa do estado da Califórnia,
iriam chegar ao fim da vida econômica entre os anos de 2015 e 2030, momento em
que elas deverão ser desativadas e removidas ou então transferidas para um uso
alternativo, o que indica que o descomissionamento será objeto de grande interesse
nos próximos anos.
1.2 - Descomissionamento: uma visão geral
Pelo exposto no item anterior, a exploração de petróleo offshore no Brasil foi
impulsionada basicamente pelo II PND, que por sua vez foi uma consequência do
6 MMS – Sigla em inglês de “U.S Department of the Interior Minerals Management Service”.
4
primeiro choque do petróleo. Dessa forma, foi a partir do estabelecimento de diretrizes
políticas que possibilitaram que a exploração em bacias offshore ficasse intensiva, o
uso de plataformas, além de outras instalações marítimas foi necessário para o
desenvolvimento e produção do petróleo no mar. Levando em conta que a produção
brasileira de petróleo em alto mar é relativamente recente, os problemas ocasionados
pelo abandono de plataformas ainda não ocorreram de forma significativa. Contudo, a
preocupação pelo destino das instalações de produção e suas consequências sociais,
ambientais e econômicas, deve começar desde agora, para evitarmos problemas
futuros (LUCZYNSKI, 2002, p.52). É baseado nesta preocupação que o presente
trabalho se inspira.
Em algum dia, cada campo desenvolvido, possuidor de infraestrutura para a
produção de petróleo, como poços, risers, oleodutos, gasodutos, árvores de natal e
muitos outros equipamentos, vai atingir o fim de sua vida útil. Após todas as opções
para estender a vida de determinado campo de petróleo terem sido feitas, as
instalações serão desativadas e o descomissionamento será inevitável.
Segundo a visão de Ruivo (2001, p.20), o descomissionamento é o nome dado
ao processo que ocorre, ou deveria ocorrer no final da vida produtiva de uma
determinada instalação, onde a operadora de uma instalação de petróleo ou gás
natural vai planejar, aprovar e implementar a remoção, eliminação ou reuso de uma
instalação, quando não é mais necessário o seu uso para a produção de petróleo, de
acordo com as melhores práticas da engenharia.
Pode ser descrito como a melhor maneira de encerrar a operação de
produção no final da vida produtiva do campo. É essencialmente
multidisciplinar, pois requer um método detalhado e ponderado com
diversas áreas que a engenharia: ambiental, financeira, política e de
bem estar e segurança. Antigamente, o termo “abandono” era utilizado
para denominar esse procedimento. Contudo, [...] concluiu-se que seria
melhor a atualização do termo, uma vez que para alguns o termo
“abandono” sugere o descarte irresponsável de materiais (RUIVO,
2001, p.20).
Em geral, o descomissionamento é uma operação complexa e delicada, tendo
um risco associado. As principais considerações que devem ser levantadas são o
potencial de impacto ao meio ambiente, à saúde e segurança humana, viabilidade
técnica, custos do planejamento e à aceitabilidade da sociedade. O
descomissionamento pode ser alcançado de diferentes maneiras, dependendo do
local do empreendimento e do tipo de instalação a ser descomissionada, envolvendo
5
um longo período de consultas com grupos interessados, como pescadores e grupos
ambientalistas.
De acordo com Lakhal (2009, p.1) o primeiro processo de descomissionamento
que se tem notícia foi o caso de uma plataforma no golfo do México, em 1973.
Entretanto, o mais conhecido e também o principal motivador para que o processo de
descomissionamento ocorresse de forma planejada, como é hoje em alguns países,
promovendo o início da realização de estudos sobre o tema e também modificando
parte das legislações sobre as atividades marítimas foi o caso do abandono de uma
plataforma de petróleo do tipo Spar, no campo de Brent em 1995, no Mar do Norte, o
que ficou conhecido como o caso “Brent Spar”, nome dado também à plataforma em
questão.
O abandono da plataforma pela Shell, em uma zona abissal foi duramente
criticado pelo grupo ambientalista Greenpeace, que se mostrou preocupado com as
consequências ambientais deste ato. Então, em 1998 a Shell decidiu em reutilizar
parte da plataforma para a ampliação de instalações portuárias na Noruega. Desde
então, o problema passou a ser tratado em diferentes vertentes, envolvendo os
governos, e a sociedade.
Os processos de desativação de infraestrutura e abandono de poços variam de
caso a caso de acordo com a regulamentação vigente, condições geográficas e
características das instalações em questão, demandando, portanto, o desenvolvimento
de um projeto específico para cada caso.
De acordo com Brain & Company (2009, p.169), estes processos envolvem
uma série de atividades agrupadas em uma série de etapas, tais como planejamento,
abandono de poços, preparação das instalações para remoção, abandono de dutos,
remoção, transporte, armazenamento ou afundamento das estruturas e por fim,
inspeções após a remoção.
Atualmente, as duas regiões do globo que possuem relativa experiência em
relação ao descomissionamento de estruturas offshore são o Golfo do México e o Mar
do Norte. No entanto, devido aos diferentes contextos econômicos, políticos, técnicos,
ambientais e condições geográficas de cada região, a comparação direta dos casos
norte americano e europeu com o brasileiro não é recomendada. Cada projeto de
descomissionamento deve ser feito de forma única, pois as características variam
caso a caso (BRAIN & COMPANY, 2009, p.168).
Hoje em dia, um ponto alvo de grandes discussões é o destino final de uma
estrutura offshore, que pode ser:
Remoção completa e transporte até a costa para reutilização ou conversão;
6
Afundamento em um local especificamente escolhido para formação de recifes
artificiais;
Reutilização no local sem desmantelamento, através da instalação de usinas
para geração de energia elétrica, por meio da energia dos ventos ou da energia
das ondas, ou até mesmo na instalação de bases para pesquisa
oceanográfica, para estudo de parâmetros físicos, químicos, biológicos e
geológicos dos oceanos.
Apesar da maior empresa brasileira, a Petrobras, ainda não ter descomissionado
instalações de produção de grande porte e em quantidade significativa, a preocupação
com o descomissionamento é crescente, uma vez que uma série de plataformas do
tipo jaqueta deverão ser desativadas nos próximos anos, em virtude do
amadurecimento dos campos de petróleo, o que tornará o descomissionamento algo
inevitável.
A Petrobras possui hoje 71 plataformas fixas operando em
águas nacionais, sendo que um número restrito delas, 7, caso
venham a ser desativadas, demandariam recursos de maior
escala por estarem instaladas em lâmina de água superior a
100 m e possuírem capacidade produtiva superior a 50.000
barris por dia. (BRAIN & COMPANY, 2009, p.170).
Algumas empresas estrangeiras, como a Saipem e Aker que atuam no Brasil
fornecendo serviços de construção offshore possuem experiência no serviço de
desativação, por terem prestado serviços para as companhias operadoras no Mar do
Norte.
Em um processo de descomissionamento, essas empresas
podem prestar serviços de desativação, sendo necessário
somente um acompanhamento de suas capacidades para
realizar serviços demandados de acordo com a legislação
vigente no país (BRAIN & COMPANY, 2009, p.170).
Os estaleiros nacionais, por meio de incentivos governamentais, além das regras
de conteúdo local mínimo, alavancaram as atividades de construção de navios, que
estava há muitos anos em decadência no Brasil. Até 2017, está prevista a contratação
de 40 navios sonda e plataformas de perfuração submersíveis para operar em águas
profundas e ultra profundas, com conteúdo nacional da ordem de 65% em 2018 o que
7
vai possibilitar o desenvolvimento ainda maior da indústria naval nacional
(D‟ALMEIDA, 2011).
O estabelecimento de normas ambientais que visem à regulamentação da
atividade de descomissionamento, como a Licença Desativação, que será tratada ao
longo do trabalho podem ser decisivas para a consolidação do parque nacional de
estaleiros, que podem ser capacitados para a realização de operações de
descomissionamento, concorrendo com as empresas internacionais e gerando
emprego e renda para o Brasil.
1.3 – Metodologia
Como o tema descomissionamento é relativamente novo no Brasil, o
desenvolvimento de um trabalho que possibilite a perfeita compreensão do estudo
realizado é muito importante para aqueles que possam se interessar pelo tema e que
no futuro darão continuidade ao seu desenvolvimento.
Ao se estudar o processo de descomissionamento de instalações offshore,
percebe-se que existe pouca divulgação desse assunto. Grande parte das referências
existentes são estrangeiras e as boas obras nacionais são poucas, já que o assunto é
pouco explorado no Brasil. Este será um trabalho de pesquisa bibliográfica e
compilação da literatura, como livros, revistas, jornais, artigos científicos, monografias,
dissertações e redes eletrônicas, de modo a verificar o conhecimento acumulado
sobre o assunto e comparar as diversas opiniões existentes sobre o tema.
Inicialmente, serão trabalhadas as questões básicas acerca do
descomissionamento, como as razões que levam uma empresa a abandonar um
projeto e as etapas do processo. Em um segundo momento, será feito um estudo das
legislações internacionais e nacionais sobre o assunto, tendo como objetivo propor
melhorias para a legislação nacional. Alternativas energéticas, como a energia solar e
energia das ondas serão levadas em conta, quando do estudo do processo de
descomissionamento em questão.
1.4 – Referencial Bibliográfico.
Para a pesquisa, uma combinação das palavras chave descritas a seguir foram
utilizadas, limitando o período de abrangência na obtenção de dados estatísticos. A
revisão bibliográfica foi baseada nas publicações de livros, artigos, teses, periódicos, e
demais documentos pertinentes às técnicas de descomissionamento em estruturas
offshore.
8
A pesquisa bibliográfica relacionada ao tema foi conduzida através da consulta
aos "Abstracts" da área de petróleo e bancos de dados tais como: CAPES, Bibliotecas
das Universidades Federais e Estaduais, como a Universidade Estadual de Campinas,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Universidade Federal Fluminense, além de
bibliotecas virtuais, como a Elsevier e dos tradicionais livros.
Como abordado no item 1.3, o número de obras nacionais sobre o tema é
escasso. Entretanto, embora sejam poucas, algumas possuem notória qualidade e
foram utilizadas para o desenvolvimento deste trabalho. Destacam-se a tese de
doutorado de Luczynski, E., intitulada “Os condicionantes para o abandono das
plataformas offshore após o encerramento da produção”, o livro ”Decommissioning of
Offshore Oil and Gas Instalations: Economic and Fiscal Issues” de autoria de Ferreira,
D. e a dissertação de mestrado ”Descomissionamento de Sistemas de Produção
Offshore”, de Ruivo, F.
Durante a pesquisa bibliográfica, as seguintes palavras chave foram utilizadas:
"decomissioning offshore structures", descomissionamento de estruturas offshore,
"offshore production facilities", instalações de produção offshore, "petroleum
environmental effects", efeitos do petróleo no meio ambiente, ”petroleum economical
statistics”, estatísticas econômicas do petróleo, “abandonment and platform disposals”,
abandono e disposição de plataformas, “environmental regulation” , legislação
ambiental, “International Maritime Organization – IMO”, Organização Marítima
Internacional.
9
Capítulo II – O encerramento da produção de petróleo e métodos de
recuperação.
Existem na literatura, três razões básicas para o encerramento de produção em
um reservatório e o consequente abandono de uma plataforma de produção:
Exaustão natural;
Exaustão econômica;
Fatores políticos.
2.1 - Exaustão natural
A primeira razão abordada neste trabalho para o abandono de uma plataforma
de petróleo é a exaustão natural, que é atualmente representada pelos campos
maduros de petróleo, que estão a um estágio de seu total esgotamento.
Um campo de petróleo ou gás natural maduro pode ser entendido como um
campo plenamente desenvolvido, ou seja, com sua produção plenamente
desenvolvida, amadurecida (FERREIRA, A., 2009).
Novaes (2010, p.42) cita várias definições sobre campos maduros, de acordo
com o ponto de vista de vários autores. Schiozer (2002), citado por Novaes (2010),
define campo maduro como sendo aquele que possui volume de petróleo recuperável
inferior a três milhões de barris de óleo equivalente e que esteja produzindo há pelo
menos 10 anos tanto onshore quanto em situação offshore com profundidades
inferiores a 50 metros.
A definição dada por Ribeiro, M. (2007), citada por Novaes (2010), indica que
poço ou campo produtor maduro é aquele que já passou pelo seu ápice de produção e
necessita de investimentos em técnicas secundárias ou complementares para o
prolongamento de sua vida econômica útil.
Para entendermos sobre como um reservatório passa de seu ápice produtivo e
perde pressão até se tornar inviável, tornando o campo maduro, é necessário entender
um pouco sobre os mecanismos de produção de um reservatório de petróleo.
Ao longo da produção de um campo de petróleo, a energia contida
originalmente no reservatório, oriunda das pressões geológicas as quais os fluídos
estão submetidos, vai diminuindo. Inicialmente, a rocha reservatório possui um volume
de hidrocarbonetos, petróleo, gás natural ou ambos associados em diferentes
proporções, na maioria dos casos, acompanhados de água.
Os fluidos presentes no interior da rocha reservatório estão submetidos a
pressões que variam de acordo com o mecanismo de produção de cada reservatório,
10
podendo chegar a tal ordem de grandeza que são suficientes para levar os fluídos até
a superfície, o que é conhecido como “surgência”. Existem três mecanismos básicos
de reservatórios de petróleo, que influenciam diretamente no tempo de surgência do
petróleo até a superfície:
Gás em solução;
Capa de gás;
Influxo de água.
Existe ainda o mecanismo de segregação gravitacional, que é na verdade o efeito
da gravidade que vai ajudar no desempenho dos outros mecanismos, além do
mecanismo combinado, onde todos os outros quatro mecanismos anteriores podem
atuar conjuntamente.
2.1.1 - Mecanismo de gás em solução
Em um reservatório do tipo gás em solução, toda a energia necessária para a
produção vem do próprio gás dissolvido no óleo, já que este se encontra isolado de
um possível aquífero situado em um ambiente externo, ou da presença externa de
gases (Figura 2.1).
Figura 2.1- Reservatório do tipo Gás em Solução, em uma pressão maior que a pressão de saturação.
Fonte: Rosa (2006, p.316).
Durante a produção de petróleo, a pressão interna do reservatório se reduz e
como consequência, os fluidos lá contidos se expandem, possibilitando o
deslocamento de fluidos e a produção do reservatório. Com o passar do tempo, a
redução contínua de pressão vai provocar a vaporização das frações mais leves do
óleo. É a expansão do gás que desloca o liquido para fora do meio poroso, pois o gás
é mais expansível do que o líquido. Entretanto, neste mecanismo, na medida em que
os hidrocarbonetos vão vaporizando, chega um ponto em que o gás forma uma fase
contínua, sendo produzido juntamente com o óleo. Isso faz com que o gás, que é o
11
principal elemento responsável pelo fornecimento de energia para o reservatório, seja
drenado junto com o óleo, saindo do reservatório e fazendo com que a pressão do
reservatório caia rápida e continuamente, como mostra a Figura 2.2 (ROSA, 2006,
p.316).
Neste mecanismo de produção, a taxa de recuperação é baixa, tipicamente
inferior a 20% do volume original da jazida. A energia se esgota rapidamente, fazendo
com que a quantidade de óleo produzida seja insuficiente para cobrir os custos de
produção, passando a produzir então com valores antieconômicos. Isso pode levar ao
abandono do reservatório, mesmo quando a quantidade de óleo restante ainda seja
bastante significativa. Quando o volume de óleo não drenado é considerável, o
reservatório é alvo de projetos com o intuito de aumentar a produção, com a utilização
de técnicas de elevação artificial e de recuperação de petróleo (ROSA, 2005, p.317).
Figura 2.2 - Característica do mecanismo de gás em solução (ROSA, 2006, p.317).
2.1.2 Mecanismo de capa de gás
No mecanismo de capa de gás o reservatório já se encontra com gás em
equilíbrio com o óleo no estado inicial de produção, devido às condições
termodinâmicas de temperatura e pressão. A fase vapor, por ter uma densidade menor
que o líquido, se acumula na parte superior do reservatório, formando o que é
conhecido como “capa de gás” (Figura 2.3).
Figura 2.3 - Reservatório com mecanismo de capa de gás Fonte: ROSA (2006, p.318).
12
O poço é canhoneado na parte inferior do reservatório, que é a que contém
óleo, e é colocado em produção, acarretando em uma diminuição de pressão devido à
retirada de fluido (Figura 2.4). A queda de pressão vai ser transmitida para a capa de
gás, que com o tempo irá responder com uma expansão, em direção à região que
antes estava ocupada por óleo, penetrando-a. Como o gás tem uma compressibilidade
muito alta, sua expansão ocorre sem que haja queda substancial de pressão (ROSA,
2006, p.318).
Neste tipo de mecanismo, as recuperações são da ordem de 20% a 30%,
demorando mais tempo para a instalação de mecanismos de elevação artificial e
recuperação de petróleo e consequentemente, retardando o abandono do reservatório
em questão.
Figura 2.4 - Característica do mecanismo de capa de gás Fonte: ROSA, 2006, p.318.
2.1.3 Mecanismo de influxo de água
Este mecanismo acontece quando a porção que contém óleo fica em contato
direto com um aquífero, em sua parte inferior.
Figura 2.5 - Reservatório com mecanismo de influxo de água Fonte: ROSA, 2006, p.319.
Da mesma forma dos mecanismos anteriores, a produção de óleo acarreta em
uma redução de pressão dentro do reservatório. Assim, a resposta do aquífero à
redução de pressão é de ocupar o local antes ocupado pelo óleo, por meio do influxo
13
de água, proporcionando o deslocamento de óleo para os poços e também
promovendo a manutenção de pressão (ROSA, 2006, p.319).
Segundo Rosa (2006, p.319) o mecanismo de influxo de água é o que permite
uma maior recuperação, chegando a níveis de 30 a 40%, podendo chegar a valores de
75% do óleo originalmente existente, fazendo com que o reservatório demore uma
quantidade de tempo considerável para uma intervenção e consequentemente para
um abandono.
Figura 2.6 - Características do mecanismo influxo de água Fonte: ROSA, 2006, p.320.
2.1.4 Outros mecanismos
Além dos três mecanismos citados acima, ainda podem existir outros dois
tipos:
Mecanismo combinado;
Segregação gravitacional.
2.1.4.1 – Mecanismo combinado
No mecanismo combinado, como o próprio nome diz, o mecanismo de
produção vai ser a sobreposição dos efeitos dos mecanismos anteriores em um único
reservatório (Figura 2.7), não sendo possível enquadrá-lo em um tipo ou outro de
mecanismo (ROSA, 2006, p.320).
Figura 2.7 - Reservatório com mecanismo combinado
Fonte: ROSA, 2006, p.320.
14
2.1.4.2 - Segregação gravitacional
O efeito da força gravitacional é, neste mecanismo, o agente responsável pela
melhoria do desempenho dos mecanismos de produção. A gravidade, combinada a
outros fatores, como a permeabilidade vertical e o tipo de geometria da rocha
reservatório faz com que o gás seja acumulado na parte superior do reservatório,
formando uma capa de gás (Figura 2.8). Dessa maneira, o gás irá segregar do óleo
devido a diferença de densidade entre as duas fases (ROSA, 2006, p.321).
Figura 2.8 - Reservatório com mecanismo de gás em solução - efeito da segregação gravitacional.
Fonte: ROSA, 2006, p.321.
Podemos concluir que cada um dos mecanismos de produção acima citados
utilizam-se de técnicas de recuperação primária, que são comuns na fase inicial de
produção, ou seja, técnicas que fazem uso de mecanismos naturais do reservatório
aproveitando a expansão dos fluidos e do gás dissolvido. Nestes casos, a expansão
da chamada “capa de gás” e do aquífero são eficientes para elevação do fluído até a
superfície.
Nos casos em que a produção até a superfície não é surgente, ou quando o
fluido era, mas por motivos de perda de energia o reservatório deixou de ser, técnicas
de elevação artificial, como o Bombeio Centrífugo Submerso, Bombeio de Cavidades
Progressivas, Bombeio Mecânico com Hastes e Gás Lift, são utilizadas para elevação
do fluído até a superfície. Tipicamente, um reservatório possui grande energia inicial,
diminuindo a quantidade de energia necessária para que a elevação artificial ocorra e
o fluido atinja a superfície.
Com transcorrer da produção, o reservatório vai perdendo o volume de
hidrocarbonetos que originalmente possuía, e consequentemente perdendo pressão,
evoluindo para a condição de reservatório maduro e necessitando de técnicas de
recuperação, para o prolongamento da vida útil do reservatório, por meio da alteração
das condições naturais do reservatório e consequentemente evitando o decaimento da
pressão. As principais técnicas são:
Injeção de gás na cobertura de gás ou na zona de óleo;
Injeção de água no aqüífero ou na zona de óleo;
15
Thomas et al (2001, p.205) faz referência ainda aos métodos especiais de
recuperação, utilizando artifícios mais sofisticados tais como os “Métodos térmicos” no
qual se altera a viscosidade do fluido através da injeção de vapor ou combustão in situ
e os “Métodos Químicos”, onde a injeção de alguns produtos alteram as
características químicas do óleo ou da rocha.
A Figura 2.9 apresenta esquematicamente o ciclo de vida de um reservatório,
da época em que é descoberto, o momento de declínio de sua produção até a
condição limite de sua economicidade. A situação de reabilitação e prolongamento de
sua vida útil já ocorre na condição de campo maduro. O projeto de reabilitação será
proporcionalmente sofisticado à possibilidade de incremento da produção (FERREIRA,
2009).
Figura 2.9 - Esquema típico da curva de produção de um campo de petróleo até sua condição de reabilitação como campo maduro.
Fonte: Adaptado de Ferreira (2004, p.32), citado por Laikhal (2009, p.114).
À medida que o tempo vai passando a produção de petróleo vai
decrescendo, tendendo-se à situação em que a receita proveniente
da venda do petróleo é insuficiente para cobrir as despesas de
manutenção da operação. Essa é a condição de abandono do projeto
(THOMAS, 2001, p.197).
Uma característica comum a todos os campos maduros é a baixa
produtividade, além do alto índice de BSW7. Com o decorrer dos anos, a produção de
água vai se superpondo à produção de petróleo, superando-a largamente com o
avanço da maturidade, chegando a patamares de 5% de petróleo para 95% de água
em volume. Esta característica confere uma maior dificuldade à empresa operadora de
um campo maduro, pois a água produzida não pode ser descartada in natura no meio
ambiente, requerendo tratamento ou reinjeção. Na bacia do Recôncavo Baiano, que
7 BSW – Basic Sediments & Water: É a razão entre a quantidade de água e sedimentos produzida pela quantidade de óleo, água e sedimentos.
16
foi a primeira bacia sedimentar brasileira a ser explorada, muitos campos foram
abandonados pela Petrobras e devolvidos para a ANP. Atualmente, a principal bacia
exploratória brasileira, a Bacia de Campos, está entrando na fase de maturidade
(SANTOS JR, 2009, citado por NOVAES (2010, p.48).
Segundo Zamith & Santos (2007), citado por Novaes (2010, p.50), a bacia do
Recôncavo Baiano, possui a maioria dos poços com idade avançada, variando de 30 a
60 anos de produção. A utilização de técnicas avançadas de recuperação nestes
campos, que iniciaram sua produção nas décadas de 1930 a 1950 se mostra ineficaz,
e alguns destes campos em 2007 já estavam em seu limite econômico.
Pelo conteúdo exposto, os campos maduros são um conceito chave para o
entendimento das razões que levam ao descomissionamento. A entrada da Bacia de
Campos, principal bacia brasileira em produção de petróleo em um estágio de
maturação nos leva a estudar o processo de descomissionamento, que nunca ocorreu
em águas nacionais e que promete ser um grande desafio nos próximos anos.
2.2- Exaustão econômica
Na exaustão econômica, a produção será interrompida mesmo que a rocha
reservatório ainda contenha fluidos. Ela acontece quando o fluxo de caixa da operação
já não é mais favorável à operadora, ou seja, a soma das despesas envolvidas no
processo são mais altas do que as receitas. Com isso, alguns dos recursos naturais
não são extraídos ou até mesmo descobertos, em função dos elevados custos de
extração.
Ruivo (2001, p.25) estabelece duas condições básicas para a ocorrência de
uma exaustão econômica. A primeira e mais óbvia, é baseada na lei de oferta e
procura, onde o preço de venda do petróleo deve possuir um range, ou seja, variar
entre um valor mínimo possível, onde um preço abaixo dele não garante lucros e um
preço máximo possível, onde um preço acima dele faz com que a empresa perca
mercado, pela diminuição da demanda. Dessa forma, basta o preço exceder os dois
limites fixados, para baixo do mínimo ou para cima do máximo, que a produção irá ser
interrompida.
A segunda condição tratada por Ruivo (2001, p.25) mostra o aumento do custo
marginal de produção de petróleo na medida em que a reserva diminui. Quanto menor
a quantidade de petróleo no reservatório, maior é o preço envolvido, devido ao uso de
tecnologias mais sofisticadas, e, portanto mais caras para sua extração, fazendo com
que a exploração de petróleo deixe de ser viável.
17
De acordo com Luczynski (2002, p.49), o produtor, quando não tem
preocupações de abastecimento interno, ou não tiver quem a regule, pode apostar em
um cenário futuro de escassez ou de maior demanda para o produto, de modo a
produzir e vender posteriormente. Nessa abordagem, a margem de lucro pode
aumentar com a produção da chamada “renda de escassez”, devido à diminuição da
quantidade de petróleo no mercado. Um exemplo prático da redução de oferta é
aquela praticada pela OPEP com base na diminuição da produção, podendo acontecer
futuramente com a redução natural do recurso.
Ruivo (2001, p.25) diz que a taxa ótima de extração de petróleo é determinada
pela empresa durante todo o momento da vida produtiva de determinado reservatório.
A determinação da taxa ótima requer um equilíbrio entre o lucro marginal, preço e
custo marginal de extração, que possuem uma ampla margem e variação, como os
custos de operação e dos custos futuros, que variam principalmente em função da
redução das reservas, acarretando também em uma redução do VPL - Valor Presente
Líquido - sobre ganhos futuros.
A operadora determinará o momento das operações de descomissionamento,
considerando fatores financeiros e estratégicos, feitos para cada instalação específica.
Estes fatores incluirão:
Natureza da geologia do campo;
Tempo de vida restante do reservatório;
Estratégia desenvolvida para a produção do campo;
Possibilidade de estender a vida útil dos equipamentos, utilizando-os em
campos marginais e/ou poços satélites;
O preço do óleo (difícil de ser medido), custos de operação e manutenção;
Exigências das legislações ambientais, cada vez mais severas;
Se a plataforma possui outra finalidade, como bombeamento de fluidos.
A data exata do momento de descomissionar uma estrutura não é possível ser
determinada, devido à enorme quantidade de variáveis envolvidas e suas variações e
das influências externas, como preço do barril. Entretanto, é possível ter uma ideia de
quando será o momento de descomissionar, por meio do uso de metodologias, e
lembrando que vai existir uma margem de erro associada ao uso da metodologia.
Além da variável econômica alguns países, como o Brasil, estão passando por
uma reformulação na legislação sobre o descomissionamento, e dependendo do grau
de exigências, cada vez mais severas, sobretudo em relação ao aspecto ambiental, os
custos do processo de descomissionamento poderão aumentar, resultando em uma
18
antecipação da data para início deste processo, caso o capital utilizado seja
proveniente do próprio projeto em questão.
Segundo Ruivo (2001, p.26), a metodologia apresentada deve exigir da
empresa operadora um modelo de simulação numérica de reservatórios, para que seja
possível a determinação da quantidade de óleo disponível para a retirada, além da
previsão da capacidade dos poços de produção. Dessa forma, é possível determinar a
taxa de produção ótima, e consequentemente o rendimento financeiro a ser obtido
com a venda do petróleo.
A partir dos resultados gráficos do modelo de simulação, é possível prever o
momento onde os custos excedem os rendimentos, definindo então o momento onde o
processo de descomissionamento deve ser iniciado.
2.3 – Fatores Políticos
Segundo Luczynski (2002, p.46) os fatores políticos são atribuídos
principalmente às políticas públicas de um governo. Segundo ele, elas são formas
pelas quais o governo tem para mudar o país no plano econômico e social, e possuem
consequências significativas na sociedade de um país.
No caso brasileiro, um plano político/econômico que resultou em
consequências diretas para a sociedade e que possui relevante interesse para o
trabalho foi o II Plano Nacional de Desenvolvimento – II PND, já citado anteriormente,
cujos principais objetivos eram:
Diminuição da dependência externa de petróleo;
Incentivo à exploração de petróleo em aguas profundas;
Criação de programas de pesquisa e desenvolvimento de energias
renováveis ou alternativas, programas de conservação de energia ou de
racionamento de combustível.
Segundo Luczynski (2002, p.47), os efeitos negativos do choque de 1973 na
balança comercial brasileira eram ainda sentidos nos anos seguintes, devido ao
aumento de cerca de 70% do preço do barril importado dos países membros da
OPEP, elevando os gastos com a importação de petróleo em cerca de US$ 300
milhões.
19
Figura 2.10 - Evolução do preço de venda do barril de petróleo em relação aos principais produtores: Arábia Saudita, Irã, Iraque, Nigéria e Venezuela.
Fonte: Luczynski (2002, p.47).
Segundo Luczynski (2002, p.47), após a implementação das diretrizes gerais
do II PND, como o incentivo oficial a programas de pesquisa e desenvolvimento de
novas tecnologias e combustíveis, assim como de conservação de energia, a
consolidação do novo modelo energético, baseado em energias renováveis, o
Proálcool era iminente. No entanto, embora 90% dos carros brasileiros, em um dado
momento, terem sido movidos a álcool, o Proálcool acabou caindo no descrédito da
população brasileira, quando o Governo Federal, que possuía o monopólio de
distribuição dos combustíveis, não foi capaz de garantir o abastecimento interno, em
virtude dos preços internacionais do açúcar estarem mais altos que os preços do
álcool, dando maiores lucros ao produtor a exportação de açúcar.
O Proálcool, que tinha a vantagem de ser uma alternativa ecológica,
economicamente viável e com tecnologia nacional, liderada pelo Instituto Tecnológico
da Aeronáutica (ITA) não foi capaz de assegurar o abastecimento energético nacional,
fracassando, através do desabastecimento interno que logo aconteceu no país.
Pela visão de Luczynski (2002, p.48), a exploração de petróleo offshore
nacional não teria evoluído tanto se o Proálcool tivesse sido um programa de sucesso,
alcançado êxito com a substituição parcial dos combustíveis derivados de petróleo e
promovendo uma redução drástica da dependência externa de petróleo.
Luczunski (2002, p.48) aborda a questão dos fatores políticos fazendo uma
tese hipotética, onde todos os países do mundo tivessem um “Proalcool” bem
estruturado, eficaz, aceito pela população e que o uso do petróleo fosse destinado
somente à produção de combustíveis. Dessa forma, poderia imaginar que ocorreria a
diminuição da base petróleo na matriz energética, que poderia levar a diminuição do
ritmo de extração de petróleo offshore, com o intuito em preservar os recursos para o
futuro e redirecionar os investimentos para outros setores; além de diminuir a
produção de petróleo, chegando ao ponto das empresas encerrarem a produção em
20
áreas cujo custo de exploração é tipicamente superior, como as áreas de alto risco
geológico ou em mar aberto, fazendo com que elas passem por manutenções
periódicas ou então fazendo com que elas sejam abandonadas necessitando,
portanto, de um processo de descomissionamento.
Figura 2.11 - Principais causas do encerramento de uma atividade.
Baseado no que foi acima exposto, podemos concluir que o encerramento de
uma atividade de exploração de petróleo está condicionada a fatores políticos, por
meio de interesses; fatores naturais, pelo exaurimento do reservatório; e pela perda de
economicidade do projeto, com o preço do barril influenciando diretamente, além de
uma demanda reduzida do produto explorado. Percebe-se também que os fatores
econômicos se sobrepõem aos fatores naturais, pois o esgotamento parcial está
intimamente ligado aos fatores financeiros.
Políticos
Naturais
Econômicos
21
Capítulo III – As legislações do descomissionamento.
3.1 - Descomissionamento no mundo
Segundo Ferreira et al. (2005, p. 35) existem várias convenções internacionais e
tratados a respeito ao descomissionamento offshore. Algumas das mais importantes
são:
3.1.1 - Convenção de Genebra de 1958 sobre a plataforma continental
Possui significativa importância, por ser a primeira convenção sobre o assunto.
Sua implementação foi iniciada em 1964, quando 56 países a assinaram. Sua principal
característica foi a recomendação da remoção completa das instalações. Grande parte
da indústria mundial de petróleo argumenta que as recomendações desta convenção
não são mais aplicáveis, enquanto que o público em geral e outros interessados
divergem a respeito da não aplicabilidade.
3.1.2 - Convenção de Londres (1972)
A convenção de Londres foi um tratado assinado por 77 países e que apresentou
disposições a respeito as águas internacionais. Um ponto relevante foi a prevenção da
poluição marinha por “Dumping”, que segundo a convenção, é definido como
“qualquer lançamento deliberado no mar de navios, aeronaves, plataformas ou outras
estruturas feitas pelo homem”. Um exemplo crítico de Dumping é o que foi e ainda é
praticado por países consumidores de energia nuclear, com o lançamento de lixos
radioativos em fossas abissais.
O governo brasileiro a internalizou pelo Decreto nº 87.566, de 16 de setembro de
1982, que prevê em seu Art. 2º que as partes contratantes adotarão segundo suas
possibilidades científicas, técnicas e econômicas, medidas eficazes, individual e
coletivamente, para impedir a contaminação do mar causada pelo alijamento
(Instrução Normativa Nº20/2009 – IBAMA).
22
3.1.3 - Convenção das Nações Unidas para o Direito Marítimo– UNCLOS8 (1982)
A UNCLOS foi responsável em fornecer um regime abrangente para os mares e
oceanos de todo o mundo, sendo ratificada por 127 países e passando a ter validade a
partir de 1994. Uma característica interessante da UNCLOS é a de conceder aos
Estados signatários, direitos soberanos para explorar o ambiente marinho, de acordo
com a política ambiental de cada estado. Este controle soberano sobre o mar e
consequentemente sobre os recursos offshore é feito concomitantemente com a
liberdade de navegação e sobrevoo.
Outro ponto importante da convenção é o artigo 60 da convenção diz que as
instalações ou estruturas que são abandonadas ou inutilizadas devem ser removidas
para garantir à segurança da navegação, levando em conta às normas internacionais,
a proteção ambiental, a pesca e os direitos e deveres de outros estados (FERREIRA,
2005, p.35).
3.1.4 - Diretrizes e Normas da Organização Marítima Internacional (IMO) para a
remoção de estruturas e instalações offshore na plataforma continental –
(1989)
As diretrizes e normas da IMO foram adotadas em 19 de outubro de 1989, e são
basicamente uma interpretação dos resultados da convenção de 1982, porém coloca
algumas exceções à remoção completa. Algumas normas em relação ao
descomissionamento de estruturas offshore, segundo as diretrizes da IMO são (IMO,
2011):
a) Instalações pesando menos de 4000 toneladas (excluindo deck e Topside),
localizadas em locais onde a profundidade é menor do que 100 metros devem
ser completamente removidas;
b) Instalações localizadas em lâmina d‟água maiores que 100 metros devem ser
totalmente ou parcialmente removidas, desde que fique disponível uma coluna
d‟água livre de 55 metros, de modo a não prejudicar a navegação;
c) A remoção total não será requerida nas seguintes circunstâncias: inviabilidade
técnica, riscos ao homem e/ou ao meio ambiente e custos de remoção
extremamente elevados;
8 UNCLOS – Abreviatura em inglês de “United Nations Convention on the Law of the Sea”.
23
d) Todas as instalações projetadas e construídas depois de 1º de janeiro de 1998
devem ser planejadas de forma que possibilite o descomissionamento total da
estrutura;
e) Uma estrutura pode ser deixada parcial ou totalmente no local, desde que o
seu novo uso seja justificável, e que isto não deixe interferências para os
outros usuários do mar.
3.1.5 - Convenção para a Proteção do Meio Marinho no Nordeste do Atlântico
(OSPAR)
Além das convenções internacionais a respeito do tema, existem também as
convenções regionais, para tratar de assuntos específicos de regiões produtoras que
envolvem diferentes nações vizinhas, como é o caso da exploração no Mar do Norte.
A mais importante delas, a “Convention for the Protection of the Marine Environmente
in the North East Atlantic” (OSPAR), que funciona como um mecanismo pelo qual 15
países 9 europeus cooperam para proteger o ambiente marinho do Atlântico Nordeste.
De acordo EKINS et al. (2005, p.106), suas principais resoluções foram elaboradas
em 1992 e passaram realmente a valer em 1998. Até o ano de 1995, a Convenção
OSPAR fez permitir, em certas circunstancias a eliminação no mar de partes ou a
totalidade das instalações offshore inativas. Contudo, após o episódio da plataforma
de Brent Spar, brevemente relatado na seção 1.2, a permissão deixou de existir.
Em julho de 1998, em uma reunião ministerial da OSPAR em Portugal, a seção da
convenção que regia a eliminação das instalações offshore foi revista, e uma nova
regulamentação foi instaurada, não permitindo de maneira geral a disposição de
estruturas offshore no mar. Todas as normas da OSPAR são baseadas no princípio
preventivo e no princípio poluidor-pagador (OSPAR, 2011). Alguns tópicos da reunião
merecem destaque:
Remoção para o continente de todos os Topsides;
Remoção de todas as subestruturas ou jaquetas de peso inferior a 10 mil
toneladas e posteriormente reuso ou reciclo do material;
9 Os quinze países que integram a OSPAR são: Bélgica, Dinamarca, Finlândia, França, Alemanha, Islândia, Irlanda, Luxemburgo, Holanda, Noruega, Portugal, Espanha, Suécia, Suíça e Reino Unido. A Finlândia não é no litoral ocidental da Europa, mas historicamente foi envolvida nos esforços para controlar o despejo de resíduos perigosos no Atlântico e no Mar do Norte. Luxemburgo e Suíça fazem parte devido à sua localização, devido ao rio Reno (OSPAR, 2011).
24
Avaliação caso a caso de estruturas com peso superior a 10 mil
toneladas, podendo elas serem totalmente removidas ou deixadas no
local;
Exceções em geral devem ser consideradas quando danos estruturais
podem ser causados quando da remoção da estrutura.
O Dumping e a prática de deixar uma instalação offshore total ou
parcialmente em uma área marítima é proibida. Entretanto, se a
autoridade competente estiver convencida de que uma avaliação
mostra que há razões significativas para uma solução alternativa, deve
ser emitida licença para a reutilização, reciclagem ou pode-se deixar no
local, total ou parcialmente (FERREIRA, 2005, p.40, tradução nossa).
3.1.6 - A legislação norte-americana para o Golfo do México
Além das convenções internacionais a respeito do descomissionamento,
grande parte dos países possuem legislações próprias sobre o tema. Os Estados
Unidos, por exemplo, possuem uma legislação própria para a região do Golfo do
México, que é onde ocorre a maior parte da exploração offshore daquele país. No
Brasil, as principais legislações como leis, portarias e resoluções serão discutidas no
próximo tópico.
Segundo Saxon (1997), citado por Luczynski (2002, p.63), são cinco as etapas
para promoção da desativação das plataformas de petróleo na região do Golfo do
México:
Permissão e aprovação da desativação pelos órgãos competentes;
Lacramento do poço;
Desativação da plataforma;
Remoção da plataforma;
Limpeza do local.
Como podemos perceber a legislação norte-americana não prevê o
monitoramento posterior ao abandono, abrindo espaço para vazamentos e
contaminação sem medidas imediatas de mitigação e controle dos danos.
25
3.2 – Portarias e resoluções da ANP relacionadas ao descomissionamento
A ANP editou até o presente momento, duas portarias e uma resolução, que
estão relacionadas ao tema de descomissionamento. A portaria Nº114/2001, que trata
da devolução de áreas de concessão na fase de exploração, a resolução Nº27/2006,
que trata sobre o regulamento técnico de Desativação de Instalações e especifica
condições para devolução de áreas de concessão na fase de produção e a portaria
Nº25/2002, que trata da questão dos poços de petróleo que são abandonados
temporariamente e permanentemente.
3.2.1 - Portaria 114/2001 – Devolução de Áreas de Concessão na Fase de
Exploração
A ANP publicou em 25 de julho de 2001 a portaria Nº114, que diz respeito ao
regulamento Técnico de Devolução de Áreas de Concessão na Fase de Exploração.
Esta portaria foi um avanço significativo no descomissionamento no Brasil, pois definiu
várias responsabilidades às empresas detentoras de determinado campo que deixou
de produzir.
Alguns tópicos relacionados à retirada de instalações são bastante importantes,
e serão relatados neste trabalho. A ANP atribui a responsabilidade de remoção de
instalações unicamente à empresa concessionária, incluindo a remoção dos bens que
não sejam objeto de reversão10 ou alienação11, bem como atribui à empresa
concessionária a responsabilidade de fazer a recuperação ambiental da área ocupada.
A ANP deixa com a empresa Concessionária a responsabilidade de escolher,
de acordo com estudos realizados anteriormente, qual a melhor forma de
descomissionar a instalação, podendo ser total ou parcial. A alternativa de não
remoção também é válida, desde que critérios de segurança e impacto ambientais
indiquem que a não remoção seja a melhor alternativa.
A portaria 114/2001 ainda faz algumas orientações para a recuperação
ambiental de áreas, sendo elas12:
10
Reversão de bens: é o ato de transferir a propriedade da União e à administração da ANP, no momento da devolução de uma área de concessão ou parte dela, um bem que teve como propósito original a exploração de petróleo ou gás natural. Fonte: Portaria Nº114/2001.
11 Alienação de bens: É o ato de transferir a terceiros, por quaisquer meios, um bem de propriedade do Concessionário que teve como propósito original a exploração de petróleo e/ou de gás natural.
12 Os itens „b‟, „d‟ e „f‟ são de exclusividade de operações onshore, o que foge do escopo deste trabalho.
26
a) Remoção de toda e qualquer sucata, fios, material plástico, lixo, produtos químicos
e outros insumos utilizados na atividade;
b) Tratamento e remoção, para local apropriado, dos solos contaminados assim como
dos resíduos de petróleo e/ou produtos e componentes químicos utilizados na
exploração;
c) Remoção dos bens não utilizáveis e descarte dos entulhos em locais apropriados
para disposição final;
d) Revolvimento do terrapleno e reaterro de todas as cavidades até o nível do terreno
circundante;
e) Reaterro de todas as cavidades em sub-superfície causadas por detonações;
f) Revegetação dos taludes de corte e dos aterros, assim como das picadas utilizadas
para a atividade de aquisição sísmica.
A portaria 114/200113 ainda faz algumas orientações exclusivamente para
operações offshore, estipulando o valor da profundidade em que uma plataforma fixa,
como uma jaqueta, por exemplo, deve ser cortada em relação ao fundo do mar. Para
instalações que se situem em laminas d‟água maiores que 80 metros, e que devido a
fatores técnicos, de segurança ou impacto ambiental seja inviável a retirada total, a
ANP recomenda que o material seja cortado de forma que se tenha pelo menos 80
metros de lâmina d‟agua livre, devendo a empresa se responsabilizar pela limpeza de
sucatas do fundo do oceano. Cabe ressaltar aqui o elevado nível conservador da ANP
em relação à lâmina d‟água livre, uma vez que o calado de um navio, por maior que
seja, nunca será de 80 metros. O maior navio petroleiro do mundo, o Knock Nevis,
possui calado de 24,5 metros. A figura 3.1 compara o petroleiro Knock Nevis com os
edifícios mais altos do mundo.
Figura 3.1 - Comparação do petroleiro Knock Nevis com os edifícios mais altos do mundo.
Fonte: Wikipedia (2011).
13
Antes da publicação da portaria Nº114/2001, a Petrobras seguia somente as seguintes normas: PETROBRAS PE-11-0142 – “Procedimento de Desativação de Instalações de Produção de Petróleo – Fase Produção”;PETROBRAS PG-11-0145 – “Gerenciamento da Desativação de Instalações de Produção de Petróleo – Fase de Produção”.
27
3.2.2 – Resolução Nº27/2006 – Desativação de instalações na fase de produção.
A resolução Nº27, de 19 de outubro de 2006 é bastante parecida com a
portaria acima citada. A grande diferença, é que a norma dedicada à fase de produção
traz algumas condições a respeito da implementação de recifes artificiais, quando este
é indicado como alternativa no processo de descomissionamento.
Segundo a resolução, a utilização de toda a instalação de produção ou parte
dela para criação de recifes artificiais deve ser precedida por uma adequação a este
uso específico, pela aprovação da implantação do recife pela Autoridade Marítima e
pela aprovação de sua manutenção e monitoramento pelo órgão ao qual couber o
controle ambiental da área. A adequação das partes que serão depositadas no leito
marinho deve ser feita por meio da limpeza do óleo remanescente, de forma que
inclua todas as medidas de segurança e de prevenção de dano ambiental durante a
realização destas operações.
Em relação aos outros pontos, a resolução é bastante similiar à portaria Nº114.
Como exemplo, podemos citar a remoção completa de estruturas de até 4000
toneladas que se localizam em lâmina d‟água de até 80 metros, devendo ser cortadas
em 20 metros a mais em áreas sujeitas a processos erosivos. A limpeza de toda e
qualquer sucata que se localize em lâminas d‟água inferiores a 80 metros também é
aconselhada na resolução.
3.2.3 – Portaria Nº25/2002 - Abandono de poços.
A taxa de sucesso em uma exploração de petróleo é tida como muito baixa em
toda a indústria mundial de petróleo. No Brasil, a Petrobras é de certo modo
privilegiada, e possui relativo sucesso em suas campanhas exploratórias. Segundo a
empresa, de 2006 a 2008, cerca de 30 poços foram perfurados, com taxa de sucesso
de 87%, muito acima da média mundial. Como a taxa de poços perfurados que não
contem óleo é muito alta, o abandono de poços é uma atividade que sempre existiu
não só no Brasil como em todo o mundo (PETROBRAS, 2011).
Embora algumas empresas sigam algumas normas para a desativação de
poços, como no caso da Petrobras, que segue a norma N-2345 – “Abandono
Temporário e Definitivo de Poços Marítimos”, a ANP publicou em 7 de março de 2002
a portaria Nº25, que disciplina os procedimentos a serem adotados no abandono de
poços perfurados e/ou gás, de maneira a assegurar o perfeito isolamento das zonas
de petróleo e/ou gás e também dos aquíferos existentes, por meio de tampões de
cimento e/ou mecânicos, com o objetivo de prevenir a migração dos fluidos entre as
28
formações, seja pelo poço ou pelo espaço anular entre o poço e o revestimento e
prevenindo também a migração de fluidos do poço para o fundo do mar.
A portaria também diferencia o abandono de poços em temporário e
permanente, e deixa de forma bem clara o maior conservadorismo em relação aos
poços abandonados permanentemente, com regras mais rígidas. Segundo Mariano
(2007, p.139), o abandono temporário de um poço é feito quando sabe-se que a
interrupção da produção é de pequena duração.
Dependendo da duração da parada, ela pode ser classificada como um
abandono temporário, e estará sujeita às normas contidas na portaria Nº25/2002. O
desligamento de um poço é muito mais desejável, por parte da empresa, do que o seu
fechamento definitivo, no caso de a produção ainda ser viável, porque uma vez que o
poço seja fechado, é impossível acessar novamente o óleo que permaneceu no
reservatório, devido aos tampões que são colocados para evitar o fluxo indesejável de
fluidos.
Dentre as regras contidas na portaria Nº25/2002, cabe destacar algumas
contidas nos artigos 14, 15 e 19, que se referem ao abandono permanente.
A ANP sistematiza o procedimento a ser adotado para o isolamento de um
intervalo canhoneado, deixando a critério da empresa a escolha de 3 tipos de
completação final para o poço. No primeiro deles, a empresa deve cobrir todo o
intervalo canhoneado por meio de tampão de cimento, de modo que seu topo fique no
mínimo a 30 metros acima do topo do intervalo canhoneado e sua base também no
mínimo 30 metros abaixo da base deste intervalo canhoneado (Figura 3.2a). Caso o
canhoneado fique a menos de 30 metros do fundo do poço, todo o espaço entre o
canhoneado e o fundo do poço deve ser cimentado. Na segunda alternativa, um
tampão mecânico deve ser assentado em até 30 metros do intervalo canhoneado, e
acima do tampão mecânico, um tampão de cimento deve ser deslocado, com no
mínimo 30 metros de comprimento (Figura 3.2b). Na terceira e última alternativa, a
empresa deve deslocar um tampão de cimento, de no mínimo 60 metros de
comprimento, de modo que a base do tampão de cimento fique posicionada em até 30
metros do intervalo canhoneado (Figura 3.2c).
Figura 3.2 – Cimentação de poços, conforme as diretrizes da ANP.
29
Para poços com múltiplos intervalos canhoneados, a ANP regula o isolamento
do intervalo mais raso, que é o intervalo mais próximo ao fundo do mar. De acordo
com o artigo 15, o isolamento deve ser feito pela escolha de dois possíveis métodos.
No primeiro deles, um tampão mecânico permanente deve ser assentado a cerca de
20 metros acima do topo do intervalo canhoneado, e posteriormente, um tampão de
cimento de no mínimo 30 metros deve ser deslocado acima do tampão mecânico. No
segundo procedimento possível, um tampão de cimento de 60 metros de comprimento
no mínimo deve ser deslocado, de modo que sua base fique a 20 metros do topo do
intervalo canhoneado, não necessitando neste caso de um tampão mecânico.
O artigo 19 trata do tampão de superfície, que no caso de um poço situado no
mar, deverá ter no mínimo 30 metros de comprimento e seu topo deverá ser
posicionado no intervalo entre 100 e 250 metros do fundo do mar. A empresa deverá
ser responsável também pela remoção de todos os equipamentos de poço instalados,
desde que a lâmina d‟água seja de até 80 metros. Em regiões do oceano onde os
sedimentos sejam pouco consolidados, e, portanto sujeitas a processos erosivos, a
retirada deve ser feita a 20 metros abaixo do fundo do mar.
A questão do fechamento de poços é de extrema importância do ponto de vista
ambiental, uma vez que a garantia da atividade pesqueira, a reconstituição do
assoalho oceânico e a preservação do meio marinho devem ser garantidas com um
bom encerramento da atividade produtiva.
3.2.4 - Instrução Normativa nº20 do IBAMA sobre recifes artificiais.
No dia 03 de julho de 2009, o IBAMA, levando em conta a problemática do
Dumping e o disposto na Convenção de Londres de 1972, publicou a instrução
normativa Nº20, que dispõe sobre o licenciamento ambiental para a instalação de
recifes artificiais na costa brasileira, que segundo a portaria, pode se constituir em um
instrumento de ordenamento pesqueiro, de promoção do turismo ecológico e também
de apoio para pesquisas marítimas.
Dessa forma, a portaria estabelece normas e procedimentos que orientam a
implantação, manutenção, uso e retirada de recifes artificiais em ambientes
subaquáticos situados no mar territorial14 e na zona econômica exclusiva15.
14
Mar territorial brasileiro: uma faixa de doze milhas marítima de largura, medidas a partir da linha de baixa-mar do litoral continental e insular, tal como indicada nas cartas náuticas de grande escala, reconhecidas oficialmente no Brasil.
15 Zona econômica exclusiva brasileira uma faixa que se estende das doze às duzentas milhas marítimas, contadas a partir das linhas de base que servem para medir a largura do mar territorial.
30
Dentre os pontos mais importantes, destacam-se:
Manifestação dos órgãos competentes na fase de licenciamento, dizendo se é
possível a interferência do recife artificial com a gestão da pesca extrativa e da
aquicultura;
Proibição da implementação dos recifes em áreas frágeis, que podem sofrer
impactos negativos, como habitats protegidos por legislação específica,
formações recifais naturais, assim como estuários e lagunas;
Estudo de viabilidade pelo órgão competente da instalação de recifes artificiais
em fundos de algas calcárias;
Verificação da adequação da plataforma quanto à retirada de substâncias
tóxicas ou potencialmente poluentes;
Responsabilidade integral do empreendedor sobre o recife, cabendo a ele a
remoção em caso de danos ambientais.
No caso específico das plataformas offshore, destaca-se:
No caso de embarcações e plataformas offshore, deverá ser apresentado
ao IBAMA plano logístico de descomissionamento, abrangendo todo
tratamento realizado para adequação à finalidade proposta, com a retirada
de cantos vivos e a remoção total de substâncias e materiais
potencialmente poluentes (óleos e combustíveis, asbestos, PCBs, tintas
anti-incrustantes, materiais que possam flutuar e representar risco,
plásticos, vidros, baterias, anticongelantes, lâmpadas com mercúrio etc), em
conformidade com as Normas da Autoridade Marítima para Atividade de
Inspeção Naval. Art.10, § 3° da Instrução Normativa.
3.3 - O licenciamento das atividades petrolíferas: passado, presente e futuro.
O ano de 1981 é considerado um divisor de águas na legislação ambiental
brasileira, com a edição da Lei nº6.938, que dentre suas principais inovações, instituiu
o Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA) e os instrumentos da Política
Nacional de Meio Ambiente. O SISNAMA é composto de órgãos federais, estaduais e
municipais, organizados na forma representada na tabela 3.1.
31
Tabela 3.1 – Organização do SISNAMA
Fonte: Lei nº 6.938/81
Seu órgão central é o Ministério do Meio Ambiente, com a função de planejar,
coordenar, supervisionar e controlar a politica nacional de meio ambiente. No âmbito
federal, os outros órgãos são o conselho Nacional de Meio Ambiente (CONAMA),
órgão consultivo e deliberativo, e o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos
Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), órgão executor.
De acordo com Küchler (2007, p.16), estruturas similares são encontradas
também nos estados da federação. No caso do estado do Rio de Janeiro, o órgão
central é representado pela Secretaria do Meio Ambiente, um órgão deliberativo e
normativo encarregado de estabelecer as diretrizes da Política Estadual de Controle
Ambiental, o Conselho Estadual de Meio Ambiente (CONEMA), e órgãos executores,
como a Comissão Estadual de Controle Ambiental (CECA), a Fundação Estadual de
Engenharia do Meio Ambiente (FEEMA), a Secretaria de Rio e Lagoas (SERLA) e o
Instituto Estadual de Florestas (IEF).
No nível municipal, também é possível encontrarmos órgãos de proteção
ambiental similares aos outros existentes em nível federal e estadual, que são
coordenados pelas conhecidas Secretarias Municipais de Meio Ambiente.
Classificação Nome Função
Órgão central Ministério do Meio
Ambiente
Planejar, coordenar, supervisionar e controlar a política e as diretrizes para
o meio ambiente.
Órgão Consultivo e Deliberativo Federal
Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA)
Assessorar, estudar e propor diretrizes de
políticas governamentais, deliberar sobre normas e padrões compatíveis com
o meio ambiente ecologicamente
equilibrado.
Órgão executor Federal
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos
Naturais Renováveis (IBAMA)
Executar a política e diretrizes governamentais
Órgãos Secionais
Órgãos ou entidades estaduais, responsáveis
pela execução de programas, projetos e pelo
controle e fiscalização.
Órgãos Locais
Órgãos ou entidades municipais, responsáveis
pelo controle e fiscalização.
32
De todos os instrumentos da Política Nacional de Meio Ambiente criados pela
Lei nº 6.938, o Licenciamento Ambiental é o que mostrou maior eficácia na
preservação ambiental, por ser baseado na prevenção, sendo, portanto o instrumento
mais importante para alcançar os objetivos e metas da Política Nacional de Meio
Ambiente. O licenciamento destaca-se ainda por contribuir com a melhoria das
relações das empresas com a sociedade e de otimizar o uso dos recursos naturais, ao
mesmo tempo reduzindo os impactos ambientais.
De acordo com o artigo 10 desta lei, a licença deve ser obtida por determinada
organização antes que seja feita a “construção, instalação, ampliação e funcionamento
de estabelecimentos e atividades utilizadoras de recursos ambientais, considerados
efetiva e potencialmente poluidores, bem como os capazes, sob qualquer forma, de
causar degradação ambiental.”.
Segundo Bezerra (2004, p.5), algumas exigências para a emissão da Licença
são feitas, como a realização de um Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e do
respectivo Relatório de Impacto Ambiental (RIMA), além do cumprimento de outros
requisitos, como a realização de audiência pública em certos casos. A área de
petróleo e gás natural ainda exige a Licença de Pesquisa Sísmica (LPS), que se refere
à aquisição de dados sísmicos marítimos e em zonas de transição, a Licença Prévia
para Perfuração (LPper), a Licença Prévia de Produção para Pesquisa (LPpro), nos
casos de Teste de Longa Duração – TLD, além das tradicionais Licença de Instalação
(LI) e Licença de Operação (LO) para sistemas de produção e escoamento. A tabela
3.2 sistematiza todos os tipos de licença:
33
Tabela 3.2 – Principais licenças no setor de petróleo.
Fonte: Bezerra (2004, p.5).
Analisando o Quadro 3.2, percebemos que embora o arcabouço de proteção
ambiental seja numeroso ele se apresenta incompleto, quando percebemos que não
existe no Brasil, a nível federal, algum tipo de licença que lide com os possíveis
problemas ambientais que um abandono pode trazer, necessitando, portanto de uma
“Licença Desativação”.
Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), aprovou algumas
portarias, como a portaria n.º 25/2002 que aprova o Regulamento de Abandono de
Poços perfurados com vistas a exploração ou produção de petróleo e/ou gás, além da
portaria n.º27/2006, que define os procedimentos a serem adotados na Desativação
de Instalações e especifica condições para Devolução de Áreas de Concessão na
Fase de Produção. Entretanto, isso não é suficiente.
o ideal seria a inclusão de uma “Licença de Desinstalação” no
procedimento de licenciamento ambiental, através da qual se exigiria
uma série de condicionantes para que fosse possível o
descomisionamento de uma atividade de upstream, conferindo a
proteção ambiental necessária (BEZERRA, 2004, p.7).
As licenças são instrumentos de intervenção ambiental, uma vez que são
mecanismos condicionadores da conduta e atividades no meio ambiente. Além das
licenças que vão possibilitar a instalação e a operação do empreendimento, é de igual
Atividade Licenças expedidas pelo
Ibama Estudos e Relatórios ambientais exigidos
Sísmica
Licença de Operação – LO (onshore).
Licença de Pesquisa Sísmica – LPS (offshore)
Estudo Ambiental – EA, posteriormente Estudo de Impacto Ambiental – EIA
(onshore)
Exploração e Produção
Licença Prévia para Perfuração – Lpper
Relatório de Controle Ambiental – RCA
Licença Prévia de produção para Pesquisa –
Lppro
Estudo de Viabilidade Ambiental – EVA
Licença de Instalação – LI
Relatório de Avaliação Ambiental – RAA ou Estudo de Impacto
Ambiental – EIA e seu respectivo Relatório de
Impacto Ambiental – RIMA
Licença de Operação – LO Projeto de Controle
Ambiental - PCA
34
importância pensar em uma licença para a desativação do mesmo, uma vez que a
desativação possui um grande potencial em gerar passivos tanto para o meio-
ambiente natural quanto para o social, como é o caso das comunidades locais de
pescadores circundantes à área (GOMES, 2006, p.95).
O planejamento do que deve ser feito quando um empreendimento cessa suas
atividades é imprescindível. O pensamento de que a descontinuidade da atividade
econômica não gera prejuízos sócio ambientais é duvidoso, pois não é possível
presumir que externalidades não continuarão com o encerramento da produção.
Dessa forma, é fundamental considerar o que deve ser feito com o empreendimento e
quais serão seus efeitos negativos, a fim de preveni-los e mitigá-los (GOMES, 2006,
p.97).
Segundo Gomes (2006, p.84), o enquadramento da licença proposta como
sendo mais um dos tipos de licenciamento ambiental está implícito na própria norma
jurídica que conceitua o que é licença ambiental:
A localização, construção, instalação, ampliação, modificação e
operação de empreendimentos e atividades utilizadoras de recursos
ambientais considerados efetiva ou potencialmente poluidoras, bem
como os empreendimentos capazes, sob qualquer forma de causar
degradação ambiental, dependerão de prévio licenciamento do órgão
ambiental competente sem prejuízo de outras licenças legalmente
exigíveis. (Artigo 2º da Resolução CONAMA Nº 237, de 19/12/1997).
É fato consumado que a grande maioria dos empreendimentos trazem
modificações ambientais e sociais no local onde é instalado. Como em geral os
ganhos econômicos não refletem na mesma proporção incremento na qualidade
social, a utilização das licenças é justificada, para saber se os ganhos financeiros
compensam os eventuais custos ambientais e sociais. Dessa forma, uma licença de
desativação é cabível, uma vez que qualquer tipo de atividade que cause degradação
ambiental deve demandar algum processo de licenciamento antes que a atividade se
inicie.
A leitura do artigo 2º da Resolução Conama Nº237, acima citado, deixa
implícito que o instrumento descomissionatório nada mais é que outro tipo de licença.
Cada licença ambiental é dada em um momento adequado, e é por meio da “Licença
Desativação” que será suprido o lapso que ocorre no período em que o
empreendimento não mais produz e o período em que ele estava em atividade
(GOMES, 2006, p.89).
35
Hoje em dia, com as ideias de sustentabilidade ganhando cada vez mais força
na sociedade e nas corporações com o “Triple Bottom Line”, uma atividade econômica
não pode ter um caráter focado apenas em ganhos financeiros. Não é possível
imaginar que após o encerramento de uma determinada atividade petrolífera, pelo
esgotamento dos recursos do óleo, ou com o fim do interesse econômico em
determinado campo, ela seja simplesmente abandonada.
O instrumento do descomissionamento deve atuar não só pensando em
prevenir possíveis impactos no presente, mas também pensando em termos de futuro,
para que a mudança que o empreendimento causou não afete as futuras gerações,
que tiram seu sustento na região circunvizinha ao empreendimento. O
Descomissionamento pode potencializar essa manutenção ambiental futura, pois vai
estreitar a distância entre a busca por melhores condições de mercado sem que exista
o simples abandono do empreendimento, evitando os prejuízos de um simples
abandono e possibilitando que as futuras gerações gozem de qualidade ambiental
similar da que existia antes do início das instalações.
O estado do Rio de Janeiro dispõe da Licença Ambiental de Recuperação
(LAR), que de acordo com o artigo 2º do decreto estadual Nº 42.159, aprova a
remediação, recuperação, descontaminação ou eliminação de passivo ambiental
existente, na medida do possível e de acordo com os padrões técnicos exigíveis, em
especial aqueles empreendimentos ou atividades fechados, desativados ou
abandonados. Essa é uma licença que mais se aproxima do que seria a “Licença
Desativação”. Entretanto, a “Licença Desativação” teria um cunho mais preventivo do
que reparador, que é como a LAR se apresenta. Uma “Licença Desativação” teria pela
sua própria concepção um caráter proativo e não reativo.
Uma notícia publicada no Jornal O Globo de 05 de junho de 2006, diz respeito
a um anteprojeto, elaborada por pesquisadores do Núcleo Interdisciplinar de Meio
Ambiente (NIMA) da PUC, que prevê, dentre outras coisas, a criação do ICMS
ecológico e da Licença de Desativação16 de empreendimentos potencialmente
poluidores, com a finalidade de combater o passivo ambiental deixado pelos
empreendimentos (O GLOBO, 2006).
De acordo com o Anteprojeto de Lei do novo Código Ambiental do Estado do
Rio de Janeiro, (2005, p.16), podemos destacar alguns artigos, tais como:
Art. 40: Licença de Desativação (LD): Autoriza a desativação de
empreendimento ou atividade, com base nos estudos e relatórios sobre
16
Cabe destacar, que mesmo que o anteprojeto seja um dia aprovado, o órgão executor do Estado do Rio de Janeiro não tem competência para exigir Licença Desativação de uma atividade offshore, pois as águas localizadas na plataforma continental e zona econômica exclusiva estão sujeitas ao licenciamento de um órgão federal, no caso, o IBAMA. Fonte: Art. 4º, Resolução Conama 237/97.
36
as medidas compensatórias, reparadoras, mitigadoras, de
descontaminação e de preservação ambiental;
Art.50: A desativação de empreendimentos ou atividades
potencialmente poluidores dependerá de Licença de Desativação,
conforme o previsto na legislação federal e estadual, inclusive nas
normas editadas pelo CONAMA e pelo CONEMA, ou o determinado
pelo órgão ambiental licenciador;
Art. 51: A Licença de Desativação (LD) será concedida com base em
vistoria ou outros meios técnicos de verificação, atendidas as seguintes
exigências, dentre outras determinadas pelo órgão ambiental
licenciador:
I – adequado destino de resíduos;
II – cronograma físico e financeiro de reparação ou compensação por
danos ambientais, à saúde da população vizinha e dos trabalhadores;
III – cumprimento das condicionantes das licenças;
Art. 52: O encerramento de atividades antes da obtenção da Licença
de Desativação, quando esta for necessária, será considerada conduta
lesiva ao meio ambiente, configurando infração administrativa, e
sujeitará os infratores, independentemente das sanções criminais e da
obrigação de reparar o dano, à multa de R$ 15.000,00 (quinze mil
reais) a R$ 1.000.000,00 (um milhão de reais).
Alguns aspectos foram levantados por Luczynski (2002, p.184), sobre alguns
tópicos que uma futura legislação brasileira sobre descomissionamento deveria
abordar. Entre eles, destacam-se:
Uma definição do que é entendido como término de produção em plataformas
offshore e onshore, assim como os dois tipos de descomissionamento
existentes, o total e o parcial de acordo com a realidade brasileira;
Quais são os critérios utilizados na decisão de fazer um descomissionamento
total ou parcial: sugere-se o respeito aos critérios da IMO, ou seja, plataformas
de até 4 mil toneladas e em profundidades de até 55 m devem ser totalmente
removidas. Às outras se admite descomissionamento parcial;
Definir o que é “Dumping17” e quando ele acontece. De acordo com as
recomendações da Convenção para a Proteção do Meio Marinho no Nordeste
17
Conforme discutido na seção 3.1, Dumping é o nome dado a qualquer disposição deliberada de embarcações, veículos aéreos, plataformas ou qualquer estrutura construída pelo homem. Entende-se também a partir da Convenção de Londres de 1972 que o abandono total ou parcial de uma estrutura no mar é considerado Dumping.
37
do Atlântico (OSPAR), o afundamento ou a permanência de qualquer estrutura
offshore deve ser banida, inclusive a rede de dutos;
Possuir uma flexibilidade. Uma plataforma que se enquadre na categoria de
descomissionamento total pode ter algumas partes destinadas à formação de
recifes artificiais, como tanques e contêineres, que são de fácil remoção;
A legislação também deve definir quais são as técnicas e os passos a serem
cumpridos durante o descomissionamento. Os produtores podem apresentar e
executar a sua própria metodologia de descomissionamento, desde que
obedecendo à legislação vigente;
Poder de polícia para a entidade fiscalizadora, cabendo a aplicação das
penalidades previstas em lei, como uma multa pelo descumprimento de prazos
ou poluição;
Definir como o processo de descomissionamento irá ser financiado, uma vez
que o abandono de uma atividade produtiva se dá muitas vezes por razões
econômicas;
Definir quais as variáveis ambientais devem ser monitoradas antes, durante e
após o descomissionamento;
Definir os usos finais mais adequados de uma plataforma ou parte dela, como
por exemplo, a criação de recifes artificiais, construção de um porto, de farol,
estação de pesquisas, etc., levando sempre em conta a variável ambiental.
Embora algumas portarias da ANP levem em conta alguns dos aspectos
levantados por Luczynski, a formulação de algo com força de lei é sem dúvida muito
melhor para um bom processo de desativação. De acordo com o ordenamento jurídico
brasileiro (Figura 3.2), uma portaria é algo menor do que uma lei. Ou seja, caso uma
“Licença Desativação” seja criada, ela iria abranger não só as operações de
exploração e produção de petróleo, como também todas as outras atividades que
acontecem em ambiente marinho, como por exemplo, a extração de sal.
Figura 3.3 – Ordenamento Jurídico Brasileiro Fonte: Adaptado de Wikipedia (2011).
38
Observa-se também que a IMO influencia diretamente na criação de leis
específicas, e suas recomendações inspiram algumas legislações nacionais como no
caso da brasileira, o que é facilmente verificado ao constatar a grande similaridade da
portaria Nº114/2001 da ANP com as diretrizes gerais da IMO.
39
Capítulo IV – As várias formas de remoção
Sabemos que hoje existem diversas alternativas sobre o que fazer com uma
plataforma quando sua vida útil termina. Entretanto, todas as opções como recifes
artificiais, programas de energia renovável, como energia dos ventos, correntes e das
marés devem passar por uma etapa básica, onde a partir dela, irá ser decidido o que
fazer com a instalação. Essa etapa é a decisão em fazer uma remoção total ou parcial.
Em uma remoção total, a plataforma terá obrigatoriamente que ser disposta em terra,
tanto as jaquetas quanto os Topsides, oleodutos e gasodutos. Já em uma remoção
parcial, um projeto de recifes artificiais, de aquicultura, de laboratórios marinhos, e até
mesmo projetos de geração de energia alternativa são avaliados.
De todos os tipos de plataforma existentes (Figura 4.1), como as FPSOs,
plataformas semi-submersíveis, torres complacentes, TLP, spars, jaquetas e CGS, a
mais problemática em termos de descomissionamento é a plataforma do tipo Jaqueta,
e será ela o escopo deste trabalho. Plataformas que não possuem ancoragem fixa,
como as FPSOs, TLPs e as semi-submersíveis não trazem muitos problemas, pois
possuem grande mobilidade e podem ser facilmente rebocadas para manutenção. Já
as plataformas do tipo Spar, Torres Complacentes e CGS inexistem no Brasil. Desta
forma a plataforma jaqueta, que é amplamente utilizada não só no Brasil como em
todo o mundo, é o principal alvo de estudos deste trabalho, pois sua concepção não
permite que seja rebocada, necessitando de um estudo mais complexo para que sua
retirada, seja ela total ou parcial, seja feita com segurança. Segundo Ruivo (2001,
p.81), estima-se que o Brasil tenha 71 jaquetas, a maior parte delas localizada na
região nordeste.
Dessa forma, a decisão em fazer um descomissionamento total ou parcial é
crucial em determinado projeto, e esta decisão deve ser feita levando em
consideração caso por caso, pois como já discutido anteriormente, cada projeto de
descomissionamento é singular. Os principais benefícios e desvantagens de uma
remoção total ou parcial, levando também em consideração os aspectos ambientais
serão levantados neste capítulo.
40
Figura 4.1: Principais tipos de plataformas. Da esquerda para direita: 1) Jaqueta, 2) Torres Complacentes, 3 e 4) TLP, 5) Semi-
Submersível 6 e 7) Spars, 8) Bóia de Controle (não é plataforma) e 9) FPSO. Fonte: CHAKRABARTI, 2005, p.6.
4.1 – Remoção total
A remoção total ou completa de uma plataforma de petróleo do tipo fixa (Figura
4.2) envolve a remoção do deck e de todas as outras estruturas submersas como
jaqueta e condutores, guindastes, torres, além de todos os detritos no solo marinho.
Figura 4.2: Esquemático geral de uma plataforma tipo jaqueta. Fonte: LAKHAL (2009, p.115).
De acordo com Bernstein (2007, p.40), a remoção total envolve basicamente 9
etapas básicas:
41
“Morte” e abandono dos poços;
Preparação da plataforma;
Remoção de risers;
Remoção de dutos e cabos de energia;
Mobilização de guindastes de alta capacidade;
Remoção do Topside;
Remoção da Jaqueta;
Disposição em terra;
Limpeza.
4.1.1 - “Morte” e abandono dos poços
O tamponamento e posterior abandono de poços é o primeiro passo em um
processo de descomissionamento. Sua eficácia deve ser de tal forma que assegure
um perfeito isolamento do poço com o fundo do oceano, prevenindo a saída
indesejada de fluidos do interior da rocha para o interior do poço ou pelo espaço
anular.
A operação envolve a retirada de todos os equipamentos do poço, como
packers, bombas de elevação artificial, sistema de gás lift, dentre outros, seguida da
cimentação adequada de todos os intervalos permeáveis do poço e dos espaços
anulares.
A legislação brasileira que regulamenta o abandono de poços é a portaria da
ANP Nº 25/2002, além da resolução da ANP Nº 27/2006 que se refere aos campos em
estágio de produção, que já foram tratadas no capitulo anterior.
4.1.2 - Preparação da plataforma
De acordo com Bernstein (2007, p.41), a preparação da plataforma para o
descomissionamento envolve uma série de etapas, destacando:
Inspeção do Topside e da jaqueta, para revisão da condição estrutural da
plataforma antes de dar início ao processo de desmantalamento;
Transferência de todas as peças e equipamentos de pequeno porte para o
desmantelamento tem terra;
Limpeza de todas as tubulações e equipamentos, de modo que fiquem livres de
óleo;
42
Corte de todas as tubulações e fiações que fazem a conexão com diferentes
módulos;
Remoção de incrustações marinhas na jaqueta, por meio de auxílio de
mergulhadores.
Bernstein (2007, p.41) lembra ainda a importância de que todas as ações
mencionadas acima sejam feitas antes da chegada do HLV (Heavy Lift Vessel)18, pois
a operação do guindaste deve ser otimizada ao máximo, a fim de minimizar o tempo
de uso do HLV.
4.1.3 - Remoção de risers
Os risers são tubos de grande diâmetro utilizados na fase de perfuração,
completação e produção. Segundo Ruivo (2001, p.111), a remoção dos risers deve ser
feita até 5 metros abaixo do solo marinho (Figura 4.3), por meio da utilização de
macacos hidráulicos, guindaste e plataforma de perfuração, podendo também ser feito
antes da chegada do HLV. A utilização da plataforma é necessária para suportar a
carga e também para auxiliar no corte do riser, realizado com cortadores mecânicos
externos. O trecho da tubulação que foi cortado é disposto posteriormente em outro
local, com o uso do guindaste da própria plataforma. O procedimento é repetido
inúmeras vezes até que o tubo seja completamente retirado.
Figura 4.3 – Remoção abaixo do leito marinho. Fonte: Adaptado de BP (2006, p.9).
A utilização de explosivos também pode ser utilizada como técnica de
remoção, entretanto, a técnica é impactante para os animais marinhos que vivem nos
18
HLV: É uma embarcação munida de um guindaste de alta capacidade. Bastante utilizado em estaleiros, é fundamental para a içagem de peças de grande porte em um processo de remoção total ou parcial.
43
arredores da plataforma. Segundo Bernstein (2007, p.41), o custo da remoção de
risers por meio de técnicas de corte é cerca de 30% a 50% mais caros que o uso de
explosivos.
4.1.4 - Dutos e cabos de energia
Gasodutos e oleodutos são responsáveis pela distribuição de petróleo e gás
do solo marinho para o continente, nas unidades de processamento e distribuição, ou
transferência para alguma outra plataforma de petróleo. Já os cabos de energia são
responsáveis pelo aporte de energia elétrica de alguns equipamentos do poço, como
no caso das bombas de elevação artificial. Todos estes elementos devem ser
descomissionados em um processo de descomissionamento total.
Segundo Ruivo (2001, p.108), a limpeza dos oleodutos deve ser feita baseada
no processo Pig Progressivo. O processo de limpeza é relativamente simples, e
envolve a passagem de Pig‟s de diferentes diâmetros ao longo da tubulação, a fim de
retirar as parafinas na parede interna do tubo.
O Pig é empurrado para dentro da tubulação, por meio de um lançador de Pig,
com o auxílio do bombeamento de ar, nitrogênio, água ou agentes químicos. Uma
quantidade específica de fluído ou gás é bombeada antes da inserção de um segundo
Pig no lançador. Este processo continua, progressivamente, até a remoção de todos
os hidrocarbonetos remanescentes. O processo é feito de modo progressivo para que
nenhum Pig fique preso às paredes da tubulação.
Existem diversos tipos de Pig (Figura 4.4) que são utilizados na remoção de
hidrocarbonetos no interior da tubulação. Eles são escolhidos de acordo com o
histórico de limpeza anterior da tubulação, que induz uma projeção de como a parede
interna está em relação às parafinas ou outros resíduos resultantes da produção de
petróleo, além da presença de corrosão. De acordo com Cutwell, contido em Manago
at al. (2007, p.69), os principais tipos de Pig são:
Poli Pig de baixa densidade: devido à baixa densidade, têm como característica
a capacidade de passar através de oleodutos parcialmente bloqueados, pois
conseguem se deformar quando são empurrados. A passagem de fluidos no
sentido contrário não é permitida com a utilização destes Pigs, garantindo que
todo o líquido ou parafina, seja deslocado pelo fluído ou gás atrás do Pig;
Poli Pig de média densidade: remove a parafina das paredes internas do
oleoduto, devido à aplicação de uma força moderada através de dutos
entupidos;
44
Poli Pig de alta densidade: remove grande parte do material contido
internamente no duto, por meio da aplicação de uma grande força;
Pig escova: é um Pig munido de cerdas de metal, para possibilitar a remoção
de material remanescente dos outros estágios de limpeza;
Pig raspadeira: parecido com o Pig escova, o Pig raspadeira possui paletas de
alta resistência que funcionam como raspadores;
Poli Pig: realiza a limpeza final do oleoduto.
Figura 4.4 – Um PIG de espuma de poliuretano.
Fonte: HIDROPIG (2011).
Após a passagem de todos os Pigs, devem ser verificadas a eficácia e
qualidade da operação, que é verificada pela qualidade da água corrente, que
visualmente não deve conter manchas de hidrocarbonetos. Após a limpeza, os
oleodutos estão prontos para o corte e posterior remoção.
De acordo com Ruivo (2001, p.110), se os oleodutos estiverem dentro da zona
de arrebentação, eles devem ser removidos ou pelo menos tamponados e enterrados.
Devido a variável ambiental, quanto mais próximo o gasoduto estiver da costa, mais
recomendável será a remoção completa, devido à presença de ecossistemas
sensíveis, como os manguezais.
Para que a atividade pesqueira não seja afetada, as extremidades dos
oleodutos devem ser enterradas no solo marinho, ou uma manta de concreto deve ser
colocada em cima da ponta, caso não seja possível enterrar (Figura 4.5).
Figura 4.5 – Manta de concreto. Fonte: Manago et al. (2007, p.70).
4.1.5 - Mobilização de guindastes de alta capacidade
Segundo Ruivo (2001, p.105), a mobilização de guindastes envolve a elevação
e o transporte da subestrutura e módulos ou parte de Topsides até um local
45
apropriado para o seu desmantelamento. Para isso, são utilizados guindastes de alta
capacidade, ou HLV (Figura 4.6) para içar grandes cargas, representando grande
parte do custo do descomissionamento. Para se ter uma ideia, as taxas de aluguel de
um pequeno HLV, de capacidade de 500 toneladas é da ordem de US$156.000 por
dia, enquanto que um HLV de grande capacidade (4000 toneladas) é da ordem de
US$252.000 ou mais, devendo também ser contabilizado o tempo de trânsito, que
tipicamente é 90% do tempo total gasto. (Bernstein 2007, p.43).
Com o aumento do Canal de Panamá, previsto para 2014, alguns HLVs, com
largura de até 160 metros vão poder passar através do canal, diminuindo
significativamente o tempo gasto no transporte e consequentemente os dispendiosos
custos envolvidos.
Figura 4.6 – Um HLV de alta capacidade removendo um topside. Fonte: PARSHALL, Joel, 2011, p.48.
4.1.6 - Remoção do Topside
O Topside, também conhecidos como Topside Facilities ou Deck é o nome
dado à estrutura que fica localizada em cima da jaqueta. É onde ficam abrigados os
equipamentos de perfuração, produção, processamento, alojamentos (podendo
abrigar até 300 trabalhadores) e demais sistemas de utilidades da plataforma, como o
sistema de água de aquecimento, ar comprimido, compressão booster, dentre outros.
Os Topsides ainda são divididos em três categorias: integrados, modulares e híbridos,
como mostra a Figura 4.7 (Ruivo, 2001, p.93).
46
..........(a) ........................................ (b) ........... (c)
Figura 4.7: Tipos de Topsides: Integrado (a), modular (b) e híbrido (c). Fonte: Manago et al. (2007, p.39)
Segundo Prasthofer, contido em Manago at al. (2007, p.38), A operação de
remoção consiste na retirada do Topside integrado ou modular e da subestrutura,
podendo ser feita de quatro maneiras distintas:
Remoção única;
Remoção por módulos combinados;
Remoção reversa por módulos individuais;
Remoção em pequenos blocos.
4.1.6.1 - Remoção única
A grande vantagem da remoção dos Topsides como uma única unidade é o
menor tempo da operação no mar, diminuindo os custos com o navio de elevação
robusto (HLV). Este tipo de remoção é utilizado em pequenas plataformas, pois a
capacidade de carga dos HLV‟s é limitada.
Uma desvantagem da utilização deste método é onde desembarcar os
Topsides em terra, pois o depósito do Topside em um cais é limitado à capacidade de
suporte de carga do porto. Outra opção em relação ao descarte é o desmantelamento
do Topside em cima de um navio cargueiro, caso não seja possível o descarte em
terra.
4.1.6.2 - Remoção por módulos combinados
Prasthofer (1997, p.40) cita que um estudo relativamente recente mostrou que
a remoção de Topsides em grupos de 2 ou 4 módulos, ao mesmo tempo pode ser
mais eficiente. A vantagem estaria na redução do tempo de utilização do HLV, visto
que poucos içamentos seriam necessários, em comparação com a retirada reversa,
onde os módulos são içados individualmente. A posição e o peso dos módulos na
plataforma determinam se este método será possível ou não e quais módulos poderão
47
ser levantados de uma só vez. A remoção por módulos não é vantajosa quando se
trabalham com grandes estruturas, onde a logística é mais complexa.
4.1.6.3 - Remoção reversa por módulos individuais
Este método envolve a desconstrução dos Topsides, seguindo a ordem reversa
que este foi instalado, ou seja, a remoção dos módulos e dos componentes do convés
um por vez. A instalação reversa necessita de navios cargueiros com capacidade
moderada ou robustos navios guindaste para a retirada dos grandes módulos. Para
que possam ser estabelecidas as condições dos módulos antes dos içamentos, são
necessárias:
Verificação da integridade estrutural, instalação de reforços, se necessário, e
estabilização do centro de gravidade dos módulos;
Reinstalação de cabos-guias ou instalação de novas estruturas para o
içamento;
Separação de toda a conexão entre os módulos.
Um planejamento prévio da preparação e das sequências de elevação deve ser
elaborado a fim de maximizar a utilização dos equipamentos dos Topsides, tais como,
acomodações e energia, minimizando a permanência do HLV no local da operação.
4.1.6.4 - Remoção em pequenos blocos
O último método descrito por Prasthofer (1997, p.40) é o da “desconstrução”, a
partir de ferramentas de corte, de apoio e dos guindastes da plataforma. Cada parte
do Topside que foi retirado da plataforma é levado para um container, que é levado
para um navio para o transporte para a costa. A principal vantagem deste método é a
não utilização dos HLVs, que como já dito anteriormente, possuem um custo
extremamente elevado. Apesar do método de remoção em pequenos blocos ser mais
demorado, a empresa não arca com grandes custos.
4.1.7 - Remoção da Jaqueta
De acordo com Bernstein (2007, p.47), as plataformas do tipo jaqueta tem
como característica a instalação em profundidades que variam tipicamente de 10 até
360 metros e com um peso variando de 400 até 43000 toneladas. Para que a jaqueta
seja removida completamente do oceano, o primeiro passo é remover as principais
estacas, que são basicamente tubos de grande diâmetro que fixam a plataforma no
fundo do mar (Figura 4.8).
48
De acordo com Cutwell, contido em Manago at al. (2007, p.63), a remoção
completa e disposição em terra das jaquetas localizadas em águas profundas é
desafiadora. O imenso peso das estruturas, somado à grande lâmina d‟água fazem
com que a operação seja muito mais complexa e também mais onerosa. Em
estruturas de grande porte, o recomendável é que ela seja cortada em diferentes
partes, para facilitar o içamento por um HLV.
Figura 4.8 – Plataforma do tipo Jaqueta, com as estacas destacadas em vermelho, responsáveis pela fixação no fundo do mar.
Fonte: UNIVERSITY OF STRATHCLYDE (2011).
Segundo Ruivo (2001, p.84), as quatro etapas fundamentais em uma operação
de remoção completa de jaqueta são o corte de seções da jaqueta, quando este se
fizer necessário, içamento das várias partes, carregamento e por fim a disposição de
cada uma das seções que foram retiradas.
Antes da jaqueta ser cortada em seções, a identificação dos pontos de corte é
fundamental, pois vai determinar como vão ser feitas as operações seguintes da
remoção. Uma seção deve possuir peso não maior do que a capacidade de carga dos
guindastes. As dimensões e a quantidade das seções determinarão a trajetória do
reboque, o tamanho e a quantidade de barcaças de carga.
Quando o corte é realizado in situ, ferramentas especiais deverão ser
utilizadas, como as operadas remotamente, conhecidas por ROV (Remote Operated
Vehicle), Figura 4.9, que proporcionam maior segurança à operação, e também têm
maior eficiência já que os cortadores são feitos de diamante e a máquina pode
49
trabalhar em períodos prolongados. Uma desvantagem dos ROV‟s é o limite que o
equipamento possui na execução de tarefas que exigem uma manipulação maior,
devido à disposição dos tubos. O uso de mergulhadores ainda é muito comum em
profundidades de até 100 metros, devido à maior mobilidade do mergulhador.
Figura 4.9 –ROV. Fonte: Oceaneering (2011).
Segundo Ruivo (2001, p.84), a jaqueta será levantada e rebocada após cada
um dos cortes horizontais. Um navio guindaste de grande porte HLV deverá ser
equipado com várias ferramentas, uma vez que cada seção levantada exigirá um tipo
específico de equipamento. Assim, uma estrutura distribuidora poderá ser utilizada no
HLV de modo que ele possa segurar múltiplas ferramentas no guindaste.
Caso a jaqueta seja utilizada para criação de recifes artificiais, ela deverá ser
rebocada, até a posição pré-estabelecida pela empresa, com respeito à legislação e
aos órgãos ambientais, de modo que o recife criado não cause uma superpopulação
de determinada espécie de peixes e cause desequilíbrio ambiental.
4.1.8 – Transporte e Disposição em terra
Segundo Bernstein (2007, p.49), a remoção completa de todas as plataformas
na costa da Califórnia iria resultar em uma massa de aço da ordem de 375.000
toneladas. Isso indica que deve existir uma boa estrutura localizada na costa, para
receber o material e posteriormente reciclá-lo ou desmontá-lo.
Além da presença da sucata de aço reciclável, outros materiais não metálicos
devem ser recuperados da instalação offshore. Alguns materiais como cimento,
plástico, madeira e alguns tóxicos, como o amianto devem ser retirados, sendo então
reciclados.
50
4.1.9 – Limpeza do local
De acordo com McCarthy, contido em Manago at al. (2007, p.74), o último
estágio de um processo de descomissionamento total é a limpeza no local, onde é
feita a eliminação de detritos localizados no leito marinho, produzidos durante a fase
de produção de petróleo e gás. Segundo Bernstein (2007, p.49), após a retirada da
jaqueta, também é feita uma busca por possíveis instalações remanescentes, como
dutos e cabos, a fim de retirar e evitar que ocorra transtornos em relação ao tráfego de
navios e à atividade pesqueira.
4.2. Remoção parcial
Conforme visto no capítulo anterior, a remoção total é sempre a mais indicada
em um processo de descomissionamento. Entretanto, em casos onde a estrutura é
muito grande, a lnternational Maritime Organization (IMO) recomenda que seja feita
uma retirada parcial, desde que a retirada possibilite uma coluna d‟água livre, para não
prejudicar os interesses dos outros usuários do oceano. De acordo com as normas da
portaria 114/2001, a plataforma pode ser retirada parcialmente, desde que fique livre
uma lâmina d‟água de 80 metros.
Segundo Ruivo (2001, p.86), a parte removida possui os seguintes destinos:
Disposta em terra para reciclagem, ou eliminação;
Disposta próxima à porção remanescente da estrutura;
Reboque e disposição da estrutura, em um local licenciado, em águas
profundas, ou ainda, dispô-la a uma distância mínima da costa mais próxima.
Abaixo, as principais diferenças no processo de remoção parcial em relação à
remoção total.
4.2.1 - Preparação da plataforma
O processo de preparação da plataforma é praticamente idêntico à preparação
quando o descomissionamento é completo. A grande diferença é em relação aos
organismos vivos que crescem na parede externa dos tubos. A remoção destes
organismos em um descomissionamento parcial é menor do que em um total,
principalmente se a parte de cima da jaqueta for colocada no fundo do oceano, com o
objetivo em aumentar a área do recife a ser criado com a jaqueta. Bernstein (2007,
p.58) lembra que os organismos tendem a morrer, mesmo se eles não forem retirados
da tubulação. Isso ocorre por que caso a jaqueta seja cortada e a parte superior
51
(habitat preferencial) for disposta no fundo do oceano, eles podem não se adaptar à
nova profundidade e então, não sobreviver.
4.2.2 - Remoção de oleodutos
De acordo com as diretrizes da ANP, contidas na portaria Nº114/2001, a
retirada oleodutos não é obrigatória caso a remoção seja contra indicada do ponto de
vista de segurança ou impacto ambiental, e também caso a plataforma se situe em
lâmina d‟água acima de 80 metros.
4.2.3 - Mobilização do HLV
Em um projeto de descomissionamento parcial, o tamanho do HLV é ditado
pelo peso máximo de um único içamento. As seções da plataforma são cortadas de
forma que se enquadrem no tamanho máximo que o HLV escolhido pode suportar.
Dessa forma, em um descomissionamento parcial, a seleção de um HLV de pequeno
porte é possível, reduzindo as taxas diárias associadas com a mobilização,
desmobilização e com o trabalho do HLV em si. Se grande parte da jaqueta for
deixada no local, o numero de dias que um HLV vai ficar no local de trabalho é
reduzido significativamente.
4.2.4 - Remoção Parcial da Jaqueta
Os principais benefícios de uma remoção parcial são a manutenção do meio
ambiente marinho, principalmente quando for utilizado em conjunto com programas de
recife artificial, pois a estrutura continuará proporcionando habitat para a vida marinha.
Um entrave na remoção parcial é a presença de cimento no espaço anular entre os
pilares da jaqueta, que não deve ficar no oceano. A remoção deste cimento é
complexa, algumas vezes sendo necessário o uso de explosivos.
De acordo com (Bernstein,2007, p.57), na remoção parcial a jaqueta é deixada
em pé, enquanto que os pilares que fixam a jaqueta no fundo do oceano são deixados
no local. A remoção é feita desde que fique uma lamina d‟água livre de 80 metros,
como já comentado. Na remoção parcial, o uso de explosivos para o corte não é muito
indicado, devido aos impactos no ambiente marinho e também por motivos técnicos, já
que na remoção parcial ele já não é muito necessário.
Para a seção da jaqueta que foi removida, existem duas opções para seu
destino. A primeira é o transporte para o continente, (Figura 4.10) para que ela seja
cortada e reciclada. A segunda opção é deixa-la no fundo do oceano, de forma a
aumentar o tamanho do recife artificial (Figura 4.11). Na primeira opção, a porção
superior da jaqueta deve ser içada por meio de um HLV para o posterior transporte.
52
Figura 4.10 – Remoção parcial de uma jaqueta: parte superior para transporte ao continente.
Fonte: Oil & Gas UK, 2010, p. 45.
Figura 4.11 - Remoção parcial da jaqueta, onde sua parte superior é lançada no fundo do mar.
Fonte: Twachtman Snyder & Byrd, 2000, p.10.
Outro tipo de remoção de jaqueta, também considerado parcial é o
tombamento no local, conforme mostra a Figura 4.12. É possível que a jaqueta seja
disposta no fundo do mar sem o auxílio de rebocadores, apenas com o corte em sua
parte mais inferior, para possibilitar o desmoronamento natural. Entretanto, este
procedimento é de alta complexidade.
53
Uma vez que a estrutura esteja no fundo do mar, ela passa a atuar como um
habitat artificial para a vida maninha. Essa alternativa é extremamente barata, pois
elimina os custos do transporte da jaqueta.
Figura 4.12 – Tombamento no local, com auxílio de rebocador. Fonte: Dauterive, 2000.
4.2.5 – Transporte e disposição em terra
Diferentemente da remoção total, onde toda a massa de aço deve ser trazida
para a terra, na remoção parcial apenas parte da plataforma é trazida a terra, e em
alguns casos, onde a parte superior da jaqueta é disposta no local, para ampliação do
recife, a quantidade de aço para o transporte se reduz em 22%, reduzindo os custos
de transporte, desmantelamento e reciclagem em torno de US$102 milhões de dólares
(Bernstein, 2007, p.58).
4.2.6 - Limpeza do local
Após a remoção da parte da jaqueta destinada ao reciclo, a parte inferior da
jaqueta ainda fica remanescente no local, para o caso de criação de recifes artificiais.
Nessa hora, é necessário executar uma operação de limpeza, para verificar a
existência de eventuais obstruções, que possam vir a prejudicar os outros usuários do
oceano (Bernstein ,2007, p.58).
De acordo com Ruivo (2001, p.115), um dos procedimentos mais utilizados na
Califórnia para a verificação da limpeza é a passagem de uma rede com um reticulado
de grande densidade, de forma que cubra uma grande área. A navegação por GPS é
utilizada para dizer exatamente a localização de cada uma das saliências encontradas.
Após a documentação de todas as saliências, é colocada em prática uma operação de
remoção. Nos casos onde a passagem de redes não é recomendada, ou impraticável,
devido à dificuldade no posicionamento em função das características da rede, a
utilização de rastreadores acústicos pode ser válida para a localização dos resíduos
remanescentes.
Analisando as propostas feitas por Bernstein, podemos perceber que as 9
etapas de um processo de descomissionamento não são suficientes. Quando a
54
retirada de instalações é regulamentada por algum órgão governamental, é
fundamental que a primeira etapa seja uma “autorização” do projeto de
descomissionamento elaborado previamente pela empresa pelos órgãos competentes,
como acontece em alguns países e que poderá acontecer no Brasil, caso a Licença
Desativação, discutida no capítulo anterior seja um dia aprovada.
Outra etapa fundamental é o monitoramento do que foi deixado para trás,
quando o descomissionamento é parcial. Segundo Ekins (2005, p.436), todo o material
deixado in situ deve ser alvo de monitoramento durante um período de tempo, e todas
as implicações financeiras relacionadas ao monitoramento e às possíveis medidas
corretivas devem ser dadas exclusivamente à empresa que explorou no local. A
determinação do tempo de duração e a frequência do monitoramento no local, de
acordo com Ekins, deve ser determinado pelo órgão regulador. As principais
diferenças entre uma remoção total e parcial são apresentadas na tabela 4.1.
Tabela 4.1: Principais diferenças não técnicas entre a Remoção Total e Remoção Parcial
Área Remoção Total Remoção Parcial
Setor Pesqueiro Diminui a densidade de
biomassa, devido à eliminação do habitat criado na estrutura.
Dificulta a prática da pesca de arrasto, uma vez que as redes podem se prender na estrutura. Promove a formação de recifes
artificiais na estrutura, aumentando a biomassa local.
Navegação Sem riscos à navegação, pois
nada permanece acima do solo marinho.
Pode apresentar riscos à navegação, caso a legislação
não seja cumprida. Nas estruturas offshore, deve existir uma lamina d‟água livre de 80
metros (ANP). Risco na navegação de subsuperfície.
Monitoramento Não é necessário
monitoramento posterior à remoção.
É necessário monitoramento posterior ao
descomissionamento, para evitar vazamentos e
contaminação sem medidas imediatas de mitigação e
controle dos danos.
Custos
É a mais dispendiosa, requer a remoção de toda a estrutura e a
utilização de HLV, que possuem custo elevado.
É mais barata que a remoção total, algumas vezes não
necessitando alugar um HLV.
Observando as tabelas contidas no Anexo A, percebemos que a região
nordeste brasileira concentra a maior parte das plataformas do tipo fixa no Brasil,
sendo a maioria delas situadas em lâminas d‟água inferiores a 80 metros.
55
O Brasil, em princípio, como signatário da IMO vê-se obrigado a
cumprir as disposições quanto às especificidades de abandono de
plataformas, especialmente nos campos de petróleo do Nordeste
(LUCZYNSKI, 2002, p.100).
Ao analisarmos o que está contido nas diretrizes da IMO e o recomendado pela
ANP, percebemos que existe uma divergência. Enquanto a IMO recomenda a
remoção total para profundidades de até 100 metros, a ANP, por meio de sua portaria
Nº27/2006, recomenda a remoção em sua totalidade para lâminas d‟água de até 80
metros.
4.3 - Principais alternativas na remoção parcial
Nos últimos anos, o interesse por parte da indústria em investir em novas
tecnologias, em especial nas relativas às energias renováveis é notável. No que se
refere à utilização de energias alternativas em ambiente marítimo, dois tipos merecem
destaque: a energia eólica e a energia das ondas. Cabe lembrar que o Brasil possui
um grande potencial nessa área, já que seu litoral possui grandes deslocamentos de
massa de ar, que também são responsáveis pela formação das ondas, como mostra a
Figura 4.13.
Figura 4.13 – As principais massas de ar no Brasil. Fonte: COPPE (2011).
4.3.1 - Energia eólica
A utilização de plataformas inutilizadas como suporte para instalações de
energia eólica é vista pelo MMS (2010) como uma alternativa possível. Segundo o
MMS, uma plataforma pode ser utilizada como uma central de facilidades, com
56
sistemas de controle e instrumentação, comunicação, acomodações temporárias para
funcionários, além de também poderem ser utilizadas apenas como suporte a uma
unidade de geração de energia eólica, como mostra a Figura 4.14.
Figura 4.14 – Uma jaqueta de pequeno porte munida de uma transição para instalação de unidade de geração de energia eólica.
Fonte: Kaiser, 2010, p.70.
De acordo com Bernstein et al (2007, p.61), a utilização de uma jaqueta para
instalação de apenas uma unidade de geração de energia é considerada inviável, pois
ela não geraria a energia que se espera de uma fazenda eólica. Para que um projeto
deste tipo fosse viável, uma série de geradores deveriam ser instalados lado a lado
(Figura 4.15) e não apenas alguns localizados.
Nota-se também que é preciso uma nova concepção dos geradores em termos
de projeto e geometria, para que seja possível a instalação de vários geradores em
uma só estrutura offshore, de modo a aumentar o rendimento energético.
O potencial para uso de plataformas descomissionadas para uma usina eólica
offshore é limitado, pelo fato da instalação de turbinas em uma distância relativamente
longe da costa ainda não ser comercial, além do fato de que a indústria prefere instalar
estruturas flutuantes individuais a aproveitar uma jaqueta situada em um ambiente
mais hostil.
57
Figura 4.15 – Layout da fazenda eólica de Scroby Sands: Turbinas próximas de si e da costa.
Fonte: Kaiser, 2010, p.48.
Segundo Bernstein et al (2007, p.63), a opção em promover a instalação de
usinas de energia eólica pode se tornar mais atrativa no futuro, com as mudanças
econômicas e com um estudo mais elaborado do uso do vento para geração de
eletricidade.
Bernstein alerta ainda que mesmo que um dia este tipo de alternativa seja
viável, ela não elimina a necessidade de remoção da jaqueta, uma vez que um dia a
vida estrutural dela irá acabar. Essa alternativa apenas retarda o cronograma das
atividades de remoção.
4.3.2 - Energia das ondas
Diferentemente da energia eólica, essa alternativa está muito mais próxima da
nossa realidade, inclusive pelo já conhecimento acumulado no assunto. O primeiro
projeto de energia de ondas que se tem notícia data de 1789 (COPPE, 2011). A
Universidade Federal do Rio de Janeiro, em seu Laboratório de Energia Submarina
(LES) desenvolveu tecnologia nacional de ponta, para a extração de energia elétrica
por meio das ondas. Estas, em águas profundas possuem energia de 3 a 8 vezes
maior do que as ondas na costa, o que amplia a capacidade de geração de energia
elétrica. Segundo Cruz (2004, p.7), a energia contida nas ondas é capaz de gerar algo
em torno de 2 TW, o que é comparado a potência elétrica média anual consumida
mundialmente. Segundo à COPPE, se 10% do aproveitamento do potencial energético
total das ondas fosse obtido, a matriz energética mundial teria um incremento da
ordem de 1000 GW (Tabela 4.2).
58
Tabela 4.2 – Comparação da capacidade gerada.
Potência kW) Aplicação
50 Iluminação e força motriz para uma pequena fábrica 500 Iluminação e força motriz para uma vila de 200 famílias.
5000 Alimentação de uma rede local e complemento da matriz energética.
30.000 Alimentação de 20.000 casas 2.000.000.000 Consumo energético mundial
Fonte: Ricarte, 2007, p.9.
Segundo Ricarte (2007, p.12), as vantagens da utilização da energia
proveniente das ondas são muitas. Entre elas, podemos destacar que apesar das
variações de altura e da quantidade de ondas, ela é considerada abundante, é uma
energia totalmente livre de poluição, possuindo uma densidade energética superior à
eólica (Tabela 4.3), além de suas instalações poderem ser construídas em harmonia
com a vida marinha, podendo funcionar concomitantemente como recife artificial.
Tabela 4.3 – Densidade energética.
Fonte energética
Densidade (kW/m²)
Solar 0,1 Eólica 0,5 Ondas 10
Fonte: Universidade de Leipzig, citado por Ricarte (2007, p.9).
A implantação de uma usina geradora a partir das ondas é promissora, e pode
ser feita tanto onshore, quanto nearshore19 e offshore, no caso da implementação em
jaquetas. Quando utilizadas nearshore, podem servir também como proteção à costa,
atuando na dissipação da força das ondas.
A dificuldade da implementação de um sistema de transmissão de energia
submarina é um fator limitante para ambas as alternativas – eólica e das ondas, pois
os cabos elétricos ficam sujeitos à erosão do solo, correntes marítimas, etc. O
desenvolvimento de uma nova tecnologia para a transmissão da energia gerada
offshore promete ser um grande desafio.
4.3.3 - Terminal de Gás Liquefeito (GLP)
Bernstein et al (2007, p.65) cita um caso onde um plano para construção de um
terminal de Gás Liquefeito foi proposto nos Estados Unidos, conectando o terminal à
19
Nearshore: instalação localizada próxima da costa.
59
uma rede de gasodutos submarinos e terrestres. Entretanto, devido a uma série de
preocupações ambientais, o projeto não foi levado a diante. Um outro projeto, para a
construção de um sistema de armazenamento flutuante de GLP também foi negado
em 2007 pelo governador da Califórnia Schwarzenegger.
4.3.4 – Aquicultura
A aquicultura é apresentada como sendo uma solução para atender a
crescente demanda de peixes e frutos do mar pelo mercado, sem causar uma
diminuição na população de peixes, podendo ser utilizada inclusive para o crescimento
de espécies que estão ameaçadas, dada a intensiva pesca tradicional. Dessa forma, a
instalação de “fazendas no mar” (Figura 4.16) é mais uma das propostas para serem
utilizadas como alternativa no processo de descomissionamento e reutilização de
jaquetas.
Os Estados Unidos já executaram apenas quatro projetos de aquicultura
usando a jaqueta como base para as operações, entretanto todos eles fracassaram,
por diversos motivos. O alto preço do peixe produzido, já que as instalações ficam
longe da costa, danificações da estrutura, devido às tempestades, além de questões
econômicas, como a competição da aquicultura com as comunidades tradicionais de
pesca, e da utilização de recursos públicos para o lucro.
De acordo com Bernstein et al (2007, p.66), existiam nos Estados Unidos, no
ano de 2005, cinco instalações de aquicultura, porém nenhuma delas utilizavam
estruturas offshore em suas operações, já que os casos em que a jaqueta foi utilizada
fracassaram. Um estudo feito pela Louisiana Department of Natural Resources
determinou que é necessário mais pesquisas para que a instalação de unidades em
jaquetas se torne possível.
Figura 4.16 – Uma “fazenda de peixes” no litoral norte americano. Fonte: GCAPTAIN (2011).
60
4.3.5 - Laboratórios marítimos
A construção de laboratórios científicos em alto mar é mais uma alternativa
dada para as estruturas offshore. Dados como poluição, nível de acidez da água,
distribuição de nutrientes, correntes marinhas, estudo dos vórtices, além de um
sistema de monitoramento de catástrofes naturais são algumas das atribuições que
um laboratório situado em ambiente offshore pode ter.
As informações científicas obtidas em um laboratório desta natureza podem
servir desde o monitoramento da vida marinha, até para prever possíveis enchentes e
deslizamentos de terras e deixar a população sob alerta.
O projeto de um laboratório marítimo tem no Brasil apoio do governo federal
para sua concretização, e ficaria cerca de 500 quilômetros da costa, podendo servir
como apoio para a produção no pré-sal (REVISTA VEJA, 2011).
Nós vamos fazer o primeiro laboratório marítimo fixo em alto-mar. O
Brasil não pode olhar para a Amazônia azul que é a plataforma
continental só para tirar gás e petróleo. Temos de ter compromisso
com a biodiversidade. (Aloísio Mercadante em entrevista à Revista
Veja).
Figura 4.17 - Principais opções em um processo de descomissionamento.
Fim da produção
Remoção completa
Jaqueta e Topside
dispostos no
continente
Abandono em Abissais
Remoção Parcial
Projetos de energia
alternativa
Eólica Ondas
Recifes Artificiais
Laboratório de pesquisa
marinha
Aquicultura
Terminal de GLP
61
Como podemos perceber, quando a jaqueta é deixada parcialmente ou
integralmente no local, ela terá um leque de destinos possíveis, e grande parte deles
possuem características sustentáveis, como projetos de energia eólica, energia das
ondas, além de atividades como laboratórios de pesquisa e aquicultura (Figura 4.17).
Porém, as alternativas acima citadas ainda são inviáveis, dado que praticamente
nenhum projeto ainda obteve sucesso.
No entanto, a utilização de jaquetas para a instalação de recifes artificiais é
uma prática já bastante conhecida da indústria offshore, e vem ganhando cada vez
mais força em relação ao descomissionamento. Porém, algumas perguntas surgem
em relação aos recifes: até que ponto a criação de recifes deixa de ser um processo
sustentável e passa a ser manobra de empresas que querem se livrar das instalações
com custo reduzido? Quais são suas vantagens e desvantagens? A resposta a estas
perguntas serão objetivo do próximo capítulo.
62
Capítulo V – Recifes artificiais
Recife artificial é o nome dado a qualquer estrutura colocada pelo homem no meio
ambiente marinho, com o objetivo em simular um recife natural. Segundo Bastos
(2005, p.37) a construção deste tipo de atrator de vida marinha é conhecida de longa
data, tanto pelas tribos indígenas do século XVII, como pela população ribeirinha, que
os conhece como “marambaias” ou “pesqueira”, quando o recife é construído a partir
de galhos e/ou pedras atiradas no mar (Figura 5.1). De acordo com a definição do
IBAMA, entende-se por recife artificial:
a estrutura construída ou composta de materiais de origem natural ou
antropogênica, inerte e não poluente disposta intencionalmente em meio
subaquático em contato direto com o substrato, capaz de alterar
significativamente, de forma planejada, o relevo dos fundos naturais ou
influenciar processos físicos, biológicos, geoquímicos e socioeconômicos,
de acordo com interesses nacionais, regionais e locais. (Instrução
Normativa nº20, IBAMA).
Figura 5.1 – Uma “marambaia”. Fonte: Bastos, 2005 p.37.
Como discutido no ultimo capítulo, os recifes artificiais são até a atualidade a
alternativa que mais obteve êxito em um processo de descomissionamento, com
vários casos de sucesso, principalmente na região central e oeste do Golfo do México,
devido à sua estabilidade e durabilidade (DAUTERIVE, 2005, p.2). A principal razão
para a preferência das operadoras em fazer um projeto de recifes ao invés de um
63
projeto de energias alternativas, aquicultura, laboratórios marítimos ou remoção total é
o custo envolvido.
A remoção total, apesar de ser a mais recomendada pelas convenções
internacionais, pode de acordo com este ponto de vista, causar perda de vida marinha,
pois atraem uma gama de organismos ainda na fase de produção de petróleo
(Ferreira, 2005, p.78), além de ser a mais dispendiosa, pelo elevado custo na remoção
de todos os equipamentos presentes durante a vida produtiva. Todas as outras
alternativas se mostraram economicamente inviáveis, pelo menos a curto prazo, com
exceção da energia das ondas, que tem os principais projetos sendo desenvolvidos na
atualidade.
Dessa forma, a criação de recifes é uma alternativa cada vez mais escolhida pelas
empresas onde a necessidade de descomissionamento já é uma realidade, pelo custo
extremamente baixo envolvido na operação, onde o aluguel de HLV‟s é mínimo, ou
não existente. Segundo Luczynski (2002, p.100), o governo inglês criou inclusive
legislação específica para o abandono de plataformas que favorece a remoção parcial,
desde que ela tenha como objetivo a criação de recifes.
Segundo Kaiser (2006, p.10), uma operadora antes de decidir pela
implementação de um recife, deve fazer uma análise prévia dos custos associados,
uma vez que a criação de um recife, embora seja mais barata, também possui
despesas. Uma abordagem lógica é a empresa fazer uma estimativa dos custos de
remoção total, trazendo toda a estrutura para a costa, o que Kaiser chama de C[shore]
e os custos relativos à criação do recife, o que é chamado de C[reef]. Se a equação 01
for positiva, a instalação do recife é vantajosa. Caso contrário, se a equação foi
negativa ou nula, a disposição da plataforma em terra prevalece.
(01)
Obviamente, existe um risco associado, já que o planejamento de custos é feito
antes da operação, e está sujeito à flutuações.
Entretanto, Ferreira (2005, p.80) verifica que o cálculo acima é desnecessário, pois
segundo ele a criação de recifes artificiais é sempre muito mais vantajosa do que a
remoção total. Segundo ele, o custo de remoção total de uma plataforma na costa da
Califórnia gira em torno de US$ 1253 milhões, enquanto que um recife fica na faixa de
US$ 595 milhões, gerando uma economia de US$ 658 milhões de dólares para as
empresas operadoras.
64
5.1 - Métodos de implementação
Dauterive (2000, p.2) cita os três principais métodos de deslocamento da
jaqueta para a criação dos recifes. O primeiro trata-se do corte da jaqueta na base e
posterior reboque até a região mais propícia à instalação do recife (Figura 5.2). No
segundo método, a jaqueta é cortada na base, porém é afundada no mesmo local. Já
no último, a jaqueta não é seccionada na base, e sim em uma região pré-determinada
ao longo da estrutura. A parte superior da jaqueta pode ser transportada para a terra
ou pode compor o recife, por meio de um afundamento (Figura 5.3). Dauterive cita que
o primeiro projeto Rigs to Reef (RTR) aconteceu em 1979 na costa de Lousiana, nos
Estados Unidos. Desde então, os projetos foram se aprimorando, e hoje em dia já
existem projetos onde não são utilizados explosivos durante o corte da jaqueta,
ocasionando um impacto mínimo nos organismos vivos.
Figura 5.2 – Uma jaqueta sendo transportada. Fonte: LARP, citado por Kaiser, 2006, p.12.
Figura 5.3 – Uma jaqueta sendo afundada no local. Fonte: Louisiana Department of Fish and Wild life, citado por Kaiser, 2006, p.12.
65
De acordo com Luczynski (2002, p.60), a implantação dos recifes artificiais
deve se feita seguindo práticas sustentáveis, como a garantia da proteção da fauna
marinha durante a fase de desativação e também no processo de transformação da
plataforma em recife, garantir que a navegação não seja prejudicada no entorno, além
de definir a profundidade ideal para a instalação do mesmo.
Ainda segundo a visão de Luczynski (2002, p.60), todo o processo de criação
dos recifes deve ser acompanhado por uma comissão de especialistas, para
monitoramento das condições do habitat recifal e também pelo órgão ambiental
competente, que também seria responsável pela sua proteção, por meio de uma
legislação adequada.
5.2 - Delimitação da área do recife
Segundo Kaiser (2006, p.6) e Bastos (2005, p.103) não é qualquer área no solo
marinho que pode receber um recife artificial. O estudo para a escolha da área deve
passar por vários passos, filtrando alguns aspectos que não são de interesse, como:
Corredores de oleodutos;
Linhas de transmissão;
Instalações de produção ou transporte;
Zonas militares;
Condições oceanográficas (ondas, marés, correntes, temperatura);
Fundo marinho, se consolidado ou não;
Presença de vida marinha no fundo ou não;
Áreas com baixa lâmina d‟água.
Com a delimitação das áreas onde o recife não pode ser instalado, devido à
presença de alguns dos itens acima, ou potencial da presença deles no futuro, é feita
então uma audiência pública, onde é realizada pesquisa junto à população e
comunidades interessadas, para definir qual é a melhor área para a implementação do
recife.
5.3 - Aspectos positivos
Bastos (2005, p.37) ilustra as principais vantagens ambientais e econômicas que
um recife artificial traz para a sociedade. Os principais grupos da sociedade a serem
beneficiados na criação de um recife são as comunidades de pescadores tradicionais,
66
que se baseiam na pesca artesanal, devido ao aumento da quantidade de peixes, que
consequentemente trazem maior geração de renda e emprego. Além disso, também
auxilia na criação de zonas de recuperação ambiental, reservas extrativistas e
reservas de desenvolvimento sustentável, todas focando a atividade econômica da
pesca.
O desenvolvimento de uma atividade turística, como o mergulho também possui
grande potencial, além de possibilitar o desenvolvimento das comunidades costeiras.
O desenvolvimento de uma atividade de pesquisa científica também é levantado por
Bastos.
A criação de recifes vem a prejudicar a pesca de arrasto, mas que de modo geral
não é bem vista por organizações ambientalistas, como o Greenpeace, que a
considera como uma forma de pesca destrutiva, devido principalmente à remoção de
espécies antes ou durante a fase de reprodução (GREENPEACE, 2010)
5.4 - Aspectos negativos
Ferreira (2005, p.82) diz que o conceito de criação de recifes artificiais ainda
não é aceito por todos. A criação de recifes no Mar do Norte, por exemplo, é bastante
questionada devido à suas características peculiares, como alta profundidade,
temperaturas muito baixas e a água turva. De acordo com Ferreira, a tentativa de
criação de recifes artificiais no Mar do Norte iria na verdade resultar em várias práticas
de Dumping.
Segundo o governo do Estado de São Paulo (2011), uma característica bastante
conhecida por parte da sociedade em geral é que os recifes artificiais promovem
diversificação e aumento da fauna, proporcionando como consequência um aumento
da atividade pesqueira. Esta é a ideia básica de um recife, entretanto, se o projeto não
for bem feito e conduzido, o recife artificial pode perder sua principal característica.
Isso pode acontecer de diversas formas:
Quando o recife, ao invés de promover o crescimento da comunidade de
peixes dentro dele e em seu entorno, promove apenas o deslocamento de um
peixe de uma determinada região para o recife;
Crescimento de determinada espécie que se adapta melhor ao recife em uma
taxa maior do que de outra, promovendo desequilíbrio ecológico;
Ameaça ao estoque, pois a concentração de peixes em áreas conhecidas pelos
pescadores levaria a uma atividade pesqueira mais intensiva naquele ponto,
diferentemente do que ocorre se os organismos estivessem dispersos em uma
área maior.
67
Após a implementação do recife, uma nova fase deve ser colocada em prática,
que é a de monitoramento. Nessa fase, os impactos tanto positivos quanto negativos
deverão ser avaliados na área recifal e nas áreas adjacentes, como também se a
iniciativa cumpriu seus objetivos, além de verificar se as estruturas residem na mesma
posição na qual foram instaladas, de forma que as bóias localizadas na superfície da
água continuem inalteradas.
Para que se tenha um parâmetro de comparação para a determinação dos
impactos ambientais, é necessário um estudo da biomassa do local e das áreas
adjacentes antes da instalação do recife e outro estudo depois da implementação,
ajudando a empresa a determinar o poder de agregação e a ampliação da biomassa
dentro do recife ou a redução em uma região adjacente, o que seria um ponto
negativo.
Figura 5.4 – Caracterização do oceano. Fonte: Universidade de Coimbra (2011).
A distribuição de biomassa em um oceano (Figura 5.4) apresenta-se estratificada,
se dividindo basicamente de acordo com a distância à costa, densidade luminosa e
profundidade. Uma breve interpretação da figura acima nos permite dizer por que a
delimitação da área é tão importante na criação de um recife.
Ruivo (2001, p.126) caracteriza o oceano na seguinte forma:
Zona Nerítica, que é a região do oceano maior concentração de espécies;
Zona Epipelágica, onde são encontrados os fitoplancton e zooplancton
marinho;
68
Zona Mesopelágica, situada em um profundidade de até 1000 metros. É
onde os peixes, invertebrados e mamíferos situados na camada
imediatamente superior (epipelágica) se alimentam;
Zonas Batipelágicas e Abissais, que são áreas frias e que não recebem luz
solar. Possuem baixa densidade de biomassa e são habitadas somente
por espécies muito modificadas;
Aberturas Hidrotermais, onde a única forma de vida conhecida é a de
bactérias autótrofas.
Com base no exposto, podemos perceber que a densidade de biomassa vai
diminuindo na medida em que o oceano fica cada vez mais profundo. Dessa forma,
uma jaqueta que é disposta em uma zona Batipelágica, Abissal ou Hidrotermal
certamente não servirá de abrigo para futuras comunidades de peixes, representando
um caso de Dumping, como retratado pela convenção de Londres de 1972.
Além da distribuição de organismos em um nível macro, considerando as
grandezas do oceano, eles também se estratificam em pequenas profundidades, como
ao longo de uma plataforma de petróleo. Segundo Bastos (2005, p.34), diferentes
espécies animais e vegetais são atraídas para a plataforma, que oferece diversos
patamares de profundidade, permitindo que moluscos, crustáceos, algas e outros
organismos marinhos se estratifiquem ao longo da estrutura metálica, possibilitando a
criação de um novo e pequeno ecossistema. A estratificação das espécies ao longo da
estrutura metálica é notada principalmente em jaquetas ainda em fase de produção,
dado seu grande tamanho.
5.6 - Experiência internacional: projeto “Rigs to Reefs”
Os Estados Unidos possuem hoje o maior programa de conversão de
plataformas em recifes artificiais do mundo, o que ficou conhecido como projeto “Rigs
to Reefs”. Este programa foi uma iniciativa do Minerals Management Service (MMS), e
seu maior êxito se encontra hoje na costa do estado da Lousiana, no Golfo do México
que possui a maior quantidade de recifes artificiais a partir de estruturas
descomissionadas do mundo. Segundo Ferreira (2005, p.79), até no final de 1998,
aproximadamente 125 das 1250 estruturas descomissionadas foram removidas do
Golfo do México com o objetivo na criação de recifes, além da utilização de outros
tipos de estruturas, como aviões, tanques de guerra e trens. De acordo com Ruivo
(2001, p.137) grande parte dos recifes situados no Golfo do México foram instalados
em uma profundidade variando de 30 a 100 metros, e em uma distância da costa de
2,5 a 143 km.
69
Segundo Dauterive (2000, p.3), os grandes beneficiários da política de criação
de recifes artificiais são os pescadores, já que os recifes possibilitaram um incremento
em 75% da biomassa marinha. A tabela 5.1 mostra o sucesso do projeto “Rigs to
Reef”, mostrando a prevalência da criação de recifes sobre as outras opções de
descomissionamento.
Tabela 5.1 – Utilização dos recifes frente a outras opções.
ESTADO RECIFES
ARTIFICIAIS REBOQUE E DISPOSIÇÃO
TOMBAMENTO NO LOCAL
REMOÇÃO PARCIAL
Alabama 4 4 - - Flórida 3 3 - -
Lousiana 94 59 31 4 Missisipi - - - - Texas 50 24 14 12
TOTAL 151 90 45 16
Fonte: Dauterive (2000, p.3).
Segundo Ruivo (2001, p.138), as estruturas offshore produzem bons recifes devido
aos seguintes fatores:
Habitat robusto, capaz de proporcionar local adequado para a desova e ninho
de diferentes espécies marinhas;
Um ponto de referencia visual e palpável;
Circulação adequada de água dentro do seu interior, graças às aberturas na
estrutura;
Uma grande área superficial, que aliado à circulação de água, encoraja o
desenvolvimento de espécies que se desenvolvem mais próximas ao solo
marinho;
A complexidade física da estrutura proporciona proteção contra fortes
correntezas e predadores.
Uma variedade de habitats ao longo da coluna d‟água, permitindo que
diferentes espécies permaneçam em sua profundidade marinha mais
confortável, aumentando, portanto, a variabilidade biológica do local.
5.7 - Brasil: Parceria Petrobras / UFRJ
No Brasil, ainda não se tem notícia de um projeto de transformação de uma
plataforma em recife artificial. No entanto, um projeto similar foi desenvolvido em
parceria da Petrobras com o Laboratório de Tecnologia Submarina (LTS/COPPE), da
Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
70
Este projeto se baseou na construção de recifes artificiais a partir de peças
estruturais e tubulações desativadas e imunes de tóxicos, utilizadas na exploração
offshore (Figura 5.5), que segundo Bastos (2005, p.106) têm também como finalidade
inibir a pesca de arrastão, pela sua configuração geométrica.
Figura 5.5 – Materiais utilizados na construção do recife Fonte: Bastos (2005, p.106).
A região escolhida para abrigar o recife foi o litoral de Rio das Ostras, por ter
menor visibilidade em relação à pesca comercial e procurando então beneficiar as
comunidades artesanais de pescadores, que foi o objetivo principal do projeto. A área
de implementação foi escolhida principalmente por estar situada na zona eufótica, que
como dito anteriormente, abriga a maior parte da biomassa (BASTOS, 2005, p.109).
Os módulos metálicos, criados a partir de uniões de tubulações inutilizadas por
meio de braçadeiras foram projetados como figuras geométricas tridimensionais, como
cubos e pirâmides (Figura 5.6). As estruturas construídas podem ser divididas ainda
em dois grupos, as de grande e as de média dimensão. As consideradas de grande
porte, com 9 metros de lado e até 13 toneladas e as estruturas médias com 6 metros
de lado e pesando 8 toneladas. Segundo Bastos (2005, p.115), ao todo foram
construídas 27 estruturas, entre elas.
4 cubos grandes;
8 cubos médios;
3 prismas ;
5 pirâmides;
2 containers;
4 estruturas recicladas;
1 torre central.
71
Figura 5.6 – Cubo de 9 metros e estrutura central. Fonte: Bastos, 2005, p.116.
De acordo com Bastos (2005, p.132), a construção do recife no litoral de Rio
das Ostras atendeu positivamente as expectativas. Toda a tubulação foi aos poucos
sendo incrustrada por diferentes organismos, que chegaram a 20 espécies diferentes
em 2004, e que chegaram a se superpor em diferentes camadas, chegando inclusive a
modificar a forma da tubulação (Figura 5.7).
Outro aspecto positivo levantado por Bastos foi o despertar de uma nova
mentalidade na comunidade litorânea em relação ao uso dos recursos naturais, onde a
conservação destes se mostra agora importante para as gerações futuras. Este fato
deve-se ao reaparecimento de espécies que já não eram mais encontradas na região,
e que cuja volta foi atribuída ao recife20.
Figura 5.7 – Incrustação da tubulação. Fonte: Bastos (2005, p.134)
20
Não é possível ter certeza que o reaparecimento foi devido à criação do recife artificial. Algumas espécies estão sujeitas a fatores sazonais, ou seja, aparecem em determinadas regiões em períodos cíclicos.
72
Bastos (2005, p.156) conclui que é possível que a atividade de exploração de
petróleo atue em conjunto com a atividade pesqueira, auxiliando na conciliação e
conflitos com as comunidades de pescadores e também os ajudando a se
desenvolver. A experiência e conhecimentos acumulados em Rio das Ostras, pode
servir como base para a implementação futura de recifes que tenham como base
estruturas offshore maiores, como jaquetas, Topsides e equipamentos.
Embora [...] não se tenha utilizado estruturas de
produção de petróleo descomissionadas, mas sim
parte delas, espera-se que pela similaridade dos
procedimentos de planejamento, preparação,
limpeza e disposição, tais estruturas possam ser
usadas como recifes artificiais, com mesmo
sucesso alcançado (BASTOS, 2005, p.149).
Segundo Ferreira (2005, p.82), o sucesso dos projetos de recifes artificiais está
ligado a basicamente três fatores: condições ambientais, legislação favorável e é claro,
estruturas offshore disponíveis para descarte.
73
Capítulo VI – Conclusões
Pela leitura crítica do que foi exposto, podemos concluir os seguintes tópicos em
relação ao descomissionamento:
Embora o descomissionamento em sistemas offshore nunca tenha ocorrido no
Brasil, nosso país pode aproveitar a experiência técnica acumulada pelos
países que o fizeram, como os países europeus e os Estados Unidos, para que
quando ele ocorra no Brasil, seja com o mínimo de externalidades possível;
A multidisciplinaridade do processo é algo que o deixa mais complexo, logo, a
presença de vários tipos de profissionais é fundamental para seu sucesso. A
criação de um canal de comunicação entre eles e também com a comunidade
em geral, para facilitar o entendimento de temas que não são compreendidos
por todos, é essencial para o progresso e eficácia do projeto;
O processo de descomissionamento é algo que é feito justamente para
prevenir passivos que possam aparecer em um momento posterior à vida útil
da estrutura offshore. Entretanto, o descomissionamento em si já é algo
extremamente complexo, e efeitos negativos podem aparecer quando do
prosseguimento da operação. Dessa forma, a Licença Desativação aparece
como instrumento extremamente necessário, mas para a qual ainda não é
dada devida importância;
O estabelecimento de normas como a Licença Desativação, pode ser decisivo
para a ampliação do número de empresas que atuam no país na área de
construção marítima, que podem prestar os serviços necessários para que um
descomissionamento bem sucedido aconteça, gerando emprego e renda para
o Brasil;
Em relação à utilização de parte da plataforma de petróleo para a
implementação de usinas de energia alternativa, um futuro promissor envolve a
energia das ondas, onde dados comprovam o enorme potencial mundial e
nacional para o desenvolvimento desta tecnologia, dada a sua enorme
densidade energética. A utilização de jaquetas como base para a instalação de
geradores de energia eólica é promissora, porém, para ser viável ainda precisa
de maiores investimentos em pesquisa e no desenvolvimento de novos
modelos de turbinas, uma vez que a concepção existente, dada a sua
geometria, não se adapta bem às dimensões de uma plataforma offshore;
Mesmo com a adoção de um programa para reutilização da estrutura, isso não
significa que o problema está resolvido. A plataforma, mesmo após ter passado
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pelo fim da vida útil, ainda está sujeita ao tempo de vida estrutural, que é
quando a própria estrutura de aço chega ao seu fim, e que certamente será
acelerado com a menor taxa de manutenção da estrutura, quando ela não
servir mais à exploração de petróleo. Dessa forma, a remoção total em um
longo prazo é inevitável, e a reutilização passa a ser vista apenas como uma
forma de retardar o tempo e os custos envolvidos em uma remoção total;
No caso da empresa decidir em descomissionar por meio da criação de um
recife artificial, um estudo detalhado deve ser feito em relação à localização da
área perfeita para a implementação, de forma que o local se situe em uma
profundidade que não prejudique a navegação e também que tenha uma
densidade de biomassa suficiente para a criação do recife, caso contrário, a
tentativa de criação de recife será na verdade uma forma de Dumping;
Os recifes artificiais, quando bem conduzidos provam que é possível a
convivência harmoniosa entre pescadores e a indústria de petróleo, que
historicamente é dada por uma relação de conflitos;
Para que um projeto de descomissionamento ocorra de forma eficaz e segura,
é necessário antes de tudo um planejamento do processo antes que ele ocorra,
abrangendo estudos de viabilidade técnica, impactos ambientais e também um
estudo econômico, garantindo que a empresa não seja surpreendida com um
fluxo de caixa negativo, já que o processo de descomissionamento ocorre
justamente no momento em que o campo não mais gera lucros.
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Sugestões para trabalhos futuros
Uma vez que o tema de descomissionamento é muito pouco abordado não só no
Brasil, como também no mundo, é fundamental que as ideias contidas neste trabalho
sirvam de pilar, junto com outras publicações para o prosseguimento do estudo sobre
o tema. Dessa forma, podemos elencar algumas áreas em que o campo de estudo é
promissor, dentre elas:
Na área financeira: Estudo sobre as diferentes formas em que a empresa
pode financiar os custos do processo de descomissionamento;
Na área jurídica: Estudo jurídico sobre melhorias na legislação nacional
em relação ao tema; Viabilidade da criação da Licença Desativação a nível
nacional (IBAMA);
Na biologia: Estudo da influência da remoção da plataforma sobre os
organismos existentes, assim como as alterações biológicas no meio
marinho que um recife proporciona. Verificar até que ponto um recife é
benéfico para o ecossistema;
Na engenharia: Estudo de novas formas para a remoção da estrutura, que
sejam menos invasivas para o habitat marinho. Um novo paradigma no
projeto de plataformas de petróleo, de forma que sua construção facilite a
remoção total, podendo inclusive dispensar o uso de explosivos. Estudos
sobre viabilidade técnica e econômica da implementação de usinas de
energia alternativa nas estruturas offshore. Estudos sobre o aproveitamento
da infraestrutura existente de oleodutos e gasodutos para a passagem
interna de cabos de energia, o que poderá viabilizar técnica e
economicamente a instalação de usinas geradoras de energia elétrica,
tanto eólica quanto das ondas nas plataformas offshore.
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ANEXO – Listas das principais plataformas de petróleo na costa brasileira. (Ano
Base: 2006)
Bacia de Campos
Fonte: Mello, 2006, p.40
Bacia de Santos
Fonte: Mello, 2006, p.43.
81
Bacia do Rio Grande do Norte / Ceará
Fonte: Mello, 2006, p.41.
Bacia do Espírito Santo
Fonte: Mello, 2006, p.42.
82
Bacia de Sergipe / Alagoas
Fonte: Mello, 2006, p.42.
