Descomissionamento: Retirando as unidades. Quais desafios?

À guisa de colaboração para o processo de descomissionamento de plataformas, recorro à citação de Luczinski para metodologia elaborada pela empresa petrolífera Agip, subsidiária da empresa estatal italiana Eni, para o campo de Balmoral no Mar do Norte, a 225 km, Nordeste de Aberdeen.

Procedimento Best Practicable Environmental Option (Campo de Balmoral, UK – AGIP)

Estágio 1 – Gerar Opção:

Lista de opções para cada parte do processo:

• Equipamentos de perfuração;
• Ancoragem;
• Pipelines;
• Outros.

Estágio 2 – Avaliações Preliminares:

• Descrição e quantificação dos materiais presentes nos componentes.
• Descrição do ambiente onde se localiza a plataforma.
• Descrição detalhada das operações e finalizações para cada uma das opções escolhidas.

Estágio 3 – Avaliações Comparativas:

• Ambiental: identificação e quantificação dos prováveis impactos ambientais em cada opção.
• Energética (emissão de CO2): quantificação do consumo estimado e das emissões de CO2 resultantes de cada opção.
• Segurança: quantificação do risco potencial da perda de vidas na conclusão das operações de desativação e finalização.
• Tecnológica: avaliação do grau de dificuldade de realização das operações de desativação.
• Financeira: a partir da descrição detalhada de cada opção, estimam-se os custos da implantação de cada uma.

Estágio 4 – Determinação da BPEO (Best Practicable Environmental Option):

• Resulta das informações quantitativas e qualitativas e da definição das técnicas que serão empregadas, segundo os resultados das avaliações preliminares, bem como das vantagens e desvantagens de cada opção.

A Petrobras, possui seu próprio padrão para gestão do Descomissionamento de suas unidades. A primeira versão foi elaborada com apoio de minha equipe em 2104 4, recentemente, soube de uma revisão. Mas a metodologia que utilizávamos, era “caseira”, a partir de nossa experiência na coordenação de projetos e, ainda, obviamente, observando e incorporando as melhores práticas internacionais.

A própria metodologia citada acima, foi plenamente utilizada, não necessariamente na mesma ordem e grandeza e, não se limitando somente a ela. Mas podemos fazer algumas comparações, até para que o leitor, consiga entender um pouco melhor o que a maior operadora e que detém a posse e concessão do maior número de unidade e campos, vem praticando em seus processos de descomissionamento.

No primeiro estágio, a premissa do programa de descomissionamento é de que serão objeto de remoção total todos os equipamentos e infraestrutura que integram a plataforma marítima, inclusive os dutos de processamento e transporte devem ser totalmente removidos, não obstante o critério de remoção total quanto parcial das diretrizes da IMO. Os sistemas e equipamentos de ancoragem, de perfuração, manutenção e limpeza também serão removidos do local de produção.

Todavia, a legislação no Brasil e, as próprias discussões contínuas entre a Petrobras e os órgãos reguladores, ainda não estabeleceram o que realmente será ou não retirado e, estas discussões, hoje, passam e passarão pelo Ciclo de Workshops sobre DESCOMISSIONAMENTO DE SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS, que a COPPE/ UFRJ, nos quais haverá a construção do Projeto de P&D – APOIO À DECISÃO EM PROJETOS DE DESCOMISSIONAMENTO DE SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS. Portanto, ainda teremos um longo caminho antes de uma clara e objetiva definição.

No segundo estágio, O PD – Projeto de Descomissionamento a ser entregue ao IBAMA – , e o PDI – Programa de Desativação de Instalações a ser entregue à ANP – , deverão ser muito consistentes em termos de levantamentos, descrições, quantificações e qualificações de todos os equipamentos submarinos; e um mapeamento do ambiente marinho no local e no entorno; de forma a minimizar possíveis impactos no ambiente marinho.

Terceiro estágio: são realizadas cinco avaliações (sempre segundo Luczinski): Ambiental; energética; segurança; tecnológica; econômico/financeira.

Estas cinco atividades, descritas mais acima, além de toda uma gama de outras análises, como por exemplo: Aprovações internas; Leilões; Contratações de Bens e Serviços; Sociedade; RH; poços; enga. Submarina; descarte de resíduos; Jurídico; Tributário, relacionamento com órgãos reguladores; etc. geram uma EAP e um Project, que pode atingir mais de 1.000 linhas e, todo um processo de gestão de projetos que, parafraseando e adaptando Tom Jobin, “não é para amadores”.

Se considerarmos que, temos em torno de 34 plataformas na UO-BC, instaladas há mais de 25 anos, operando campos oriundos do BID 0, ou seja, concessões que irão até 2025 e, ainda, que um projeto de DECOM leva até 08 anos, é de se esperar que, além do PD e PDI de P-07; P-12; P-15; P-33 e FPSO-RJ, e mais ainda, que o projeto de revitalização de marlim iniciar-se-á e finalizar-se-á até 2022, que pelo menos, as 09 de unidades remanescentes de Marlim, já iniciaram seus projetos de DECOM, certo?

Some-se a estas, mais todas as 07 do polo Nordeste; as 05 do polo Norte; PPM-1 e as 04 do centro-sul, se nenhuma tiver suas concessões prorrogadas, seja por desinvestimento ou não, teremos ao menos, mais 26 projetos de DECOM em andamento, estão acompanhando com clareza solar?

Se considerarmos que, teremos um misto entre fixas / SS / FPSO / FSO, águas rasas e profundas, podem imaginar a trabalheira que isto vai dar? MAS O MAIS IMPORTANTE, podem imaginar as oportunidades? Espero que não, assim me procurem, certo?

Sim, mas devem estar se perguntando, e a logística?

Vamos aos problemas (ai vocês imaginem as oportunidades, senão já sabem a quem recorrer):

• SS / FSO / FPSO:
• Considerando que:
• Poços já foram abandonados;
• ANM já retiradas;
• Equipamentos submarinos já desconectados e com seus próprios processos de licenciamento para DECOM em andamento;

Chega a hora de retirar as unidades, a hora dos leilões, certo? Errado! Sabem porquê? Vamos lá:

• As unidades ainda têm conectadas a si todos os risers, sistemas e ancoragem e marinharia;
• Estes estão impregnados de Bio Invasores;
• Os cascos das unidades, estão impregnados de Bio Invasores;
• Ainda não se tem uma clara definição se, por exemplo, os Risers, em qualquer lâmina d’água, podem ser desconectados simplesmente e abandonados no fundo, ou se devem ser limpos ainda conectados e, recolhidos, junto com seus dejetos e transportados para terra.

Quem está acompanhando meus artigos e conectando tudo, já pode imaginar todo o trabalho logístico disso, se não, podem me procurar.

A definição, espera-se, saia dos workshops e seus desdobramentos, que cite acima, liderados pela COPPE.

Mas até lá, tem-se muitas oportunidades, inclusive com as manutenções pós-parada de produção (COP), mas estas, como são alvos de minhas consultorias, me permitam não dividir aqui, mas procurem-me, os interessados, as oportunidades são muitas.

• FIXAS: além de todo o dito acima para as SS, temos ainda:
• Retirar os módulos e sucatear inteiro; segregar nas mais diversas partes ou usar para outros vários fins? (posso explicar a quem quiser um consultor);
• Se dividir em partes (lembram de toda a logística que já citei anteriormente?), onde serão divididas (porto; estaleiro, etc.), como se dará as vendas das partes, etc.
• As pernas, serão retiradas totalmente? Ou será permitido uma altura de, por exemplo, 55 metros do solo marinho?
• RIG TO REEF ou não?
• Os templates serão retirados?

Temos outros problemas, mas como são objeto de minhas consultorias, me permitam não escrever de todo. Mas as dicas estão aí.

• E o arrasamento da área e, a fortuna que se deverá gastar com monitoramento pós-parada? Quem cuidará disso? A operadora ou?
• Os custos e complexidade maiores se darão na parte de recuperação e limpeza do site de produção do que na própria remoção das instalações em si.

Com certeza, há a necessidade de se estabelecer critérios técnicos,

Econômicos, tributários, sociais, ambientais e jurídicos diferenciados para as duas áreas. Mas cabe lembrar que , em águas bem rasas, as plataformas estão concentradas no Nordeste RNCE e SERGIPE / ALAGOAS), e operam em profundidades de até 100 metros, todas já depreciadas.

Clareza solar?

Pessoal, considero esta viagem pelo mundo da logística que envolve comissionamento e descomissionamento de unidades, terminada. Os próximos artigos ainda não estão pensados, mas deverei entrar agora, até para eu mesmo ir evoluindo no assunto, afinal, eu estudo muito o assunto antes de escrever, as análises Multicritérios que a COPPE vai estudar. Vou fazer um pequeno mergulho em cada um dos cinco e, tentar levantar uma discussão e, ajudar ao meu amigo Marcelo, da COPPE.

Desculpem se esta série ficou muito longa, mas quanto mais escrevo, mais lembro e vou escrevendo. Como alguns de vocês já sabem, estes artigos serão os pilares das aulas que irei ministrar no curso sobre DECOM que, a princípio, irá começar em 19/08. Lá pretendo esclarecer pontos que possa ter ficado nebulosos para vocês.
Como venho dizendo sempre, espero estar sendo útil. Mas até aqui, CLAREZA SOLAR?

Conheça as plataformas de produção

Bacia de Campos

Bacia Potiguar

Bacia de SEAL

Fonte: Petrobras

Vejam que, coloquei somente Plataformas / campos / Tipos, mais detalhes e oportunidades…