DESCOMISSIONAMENTO DE SISTEMAS DE PRODUÇÃO OFFSHORE DE PETRÓLEO:

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1 31 de Julho a 02 de Agosto de 2008 DESCOMISSIONAMENTO DE SISTEMAS DE PRODUÇÃO OFFSHORE DE PETRÓLEO: Renato Saraiva Lima da Silva (UFF) Fernando B. Mainier (UFF) Resumo Nos últimos anos, o descomissionamento dos sistemas de produção offshore vem ganhando importância no planejamento industrial e governamental. Embora vários trabalhos publicados avaliem algumas técnicas e os potenciais problemas e riscos relacionados ao final da vida produtiva desses sistemas, as operações de descomissionamento são relativamente inovadoras, principalmente, nos campos brasileiros, pois, só agora a indústria nacional está começando a lidar com o final da vida produtiva de seus campos de exploração e produção de petróleo e gás. O trabalho procura descrever as principais razões para o encerramento da produção e o abandono das plataformas de exploração de petróleo. Isto envolverá as operações de descomissionamento e exigirá da agência reguladora governamental o preenchimento das lacunas existentes na legislação vigente. A principal intenção deste trabalho é motivar um amplo debate das questões tratadas e, também apresentar algumas das tendências em relação ao descomissionamento de instalações offshore. Abstract In recent years, offshore production systems decommissioning have been increasing in the industry and government planning. Although several works published evaluate some techniques and potential problems and risks related to the end of the productive life of these systems, its decommissioning operations are relatively innovative, mainly in the Brazilian fields, because, only now, the national industry is starting to deal with the final of the productive life of its exploration and production oil and gas fields. This paper describes the main reasons for the ending of production and the abandonment of the oil exploration platforms This will involve the decommissioning operations and require the government regulatory agency to fill the gaps in existing legislation. In short, the main purpose of this paper is to motivate a broad discussion of the issues addressed and also present some of the trends in relation to offshore installations decommissioning. Palavras-chaves: Descomissionamento; instalações offshore; petróleo.

2 1 INTRODUÇÃO O descomissionamento é o processo que ocorre no final da vida útil das instalações de exploração e produção de petróleo e gás. Refere-se ao desmantelamento e, na maioria dos casos, na remoção dos equipamentos. Pode ser descrito como a melhor maneira de encerrar a operação de produção no final da vida produtiva de um campo petrolífero (RUIVO, 2001). É essencialmente multidisciplinar, pois, requer um método detalhado e ponderado com diversas áreas da engenharia (ambiental, financeira e segurança do trabalho), política e bem-estar social. Antigamente, o termo utilizado para denominar esse procedimento era abandono. Contudo, após vários congressos e debates internacionais sobre o tema, concluiu-se que seria melhor a atualização do termo, uma vez que, para alguns, o termo abandono sugere o descarte irresponsável de materiais. As primeiras plataformas offshore foram instaladas no Golfo do México, Estados Unidos, em Desde então, a exploração e produção offshore vem crescendo constantemente. No final da década de 1960 e início da década de 1970, após as crises do petróleo que se seguiram aos conflitos no Oriente Médio, algo extraordinário e inesperado aconteceu: um salto quantitativo e qualitativo nas técnicas e recursos utilizados na prospecção, perfuração, produção e transporte offshore. As estruturas offshore evoluíram de simples torres de perfuração fabricadas em madeira e instaladas próximas à costa, para robustas instalações, pesando milhares de toneladas, fabricadas em aço-carbono e outras ligas, instaladas a vários quilômetros adentro do oceano. Esta infra-estrutura é composta de milhares de quilômetros de oleodutos que, através de uma complexa rede de transmissão, transfere óleo e gás entre os sistemas de produção offshore e os pontos de recepção em terra. Segundo FERREIRA (2003), estima-se que, aproximadamente, plataformas de produção de petróleo e gás estão instaladas nas plataformas continentais de mais de 53 países ao redor do mundo, conforme demonstrado na figura 1, a seguir. O Brasil possui, aproximadamente, 105 plataformas de produção offshore (FERREIRA, 2003). Todas estas estruturas são projetadas e construídas para se encaixarem perfeitamente em um campo designado para a produção de petróleo ou gás por, pelo menos, 20 a 30 anos. Durante esse período, as estruturas que ficam submersas tornam-se parte integrante do ecossistema submarino. As estruturas de aço-carbono tornam-se ponto de atração e proteção para as mais IV CNEG 19

3 variadas espécies de peixes. Em simbiose com algas, corais e moluscos, suas barras de aço verticais, horizontais e oblíquas, rapidamente, estarão com uma vida marinha, graças não apenas à natureza, mas também, às legislações ambientais, cada vez mais severas. Um grande número de plataformas que, hoje, operam, estão próximas do final de suas vidas produtivas. Estima-se que existam, aproximadamente, instalações ao redor do mundo a serem descomissionadas até o ano de 2025, o que indica uma intensa atividade de descomissionamento nos próximos anos. principais: Figura 1 - Distribuição das plataformas offshore ao redor do mundo Fonte: FERREIRA (2003) O interesse nas operações de descomissionamento decorre, pelo menos, de três razões Amadurecimento dos campos produtores: este fato trouxe à cena os custos de remoção e disposição das várias estruturas necessárias ao desenvolvimento comercial de um campo, isto é, o que fazer com as instalações após terem sido removidas. Ainda que, freqüentemente, situadas distantes de localidades povoadas, muitas destas instalações estão próximas ou em águas utilizadas para a navegação ou para outros fins por uma vasta gama de usuários. Isto tem assegurado elevada participação das partes não diretamente envolvidas no desenvolvimento e produção de campos de petróleo e gás; Importância do fator ambiental: reside no fato do descomissionamento dos campos offshore coincidirem com a crescente importância que a preocupação com os impactos ambientais vem tendo sobre as transações comerciais IV CNEG 20

4 internacionais. Uma observação importante nesse sentido é a presença cada vez maior da questão ambiental no financiamento de projetos e empreendimentos; Montante dos custos totais: o montante dos custos totais envolvidos no processo de descomissionamento de plataformas de exploração offshore até o ano de 2025, seria de, aproximadamente, 40 bilhões de dólares. Desse total, segundo GRIFFIN JR. (1997), 15 bilhões de dólares (aproximadamente, 37,5%) seriam oriundos da região do Mar do Norte, apesar desta ser a responsável por apenas 5,8% do número total de instalações. Para efeito de comparação, a região do Golfo do México, responsável por 61,5% do número total de instalações, participaria apenas com 12,5% do custo total. Tal fato é devido ao tamanho e à complexidade das estruturas existentes na região do Mar do Norte e à severidade das condições climáticas, o que causa o considerável aumento no tempo necessário para a realização da operação de descomissionamento. 2 - O TEMPO DE VIDA ÚTIL E O DESCOMISSIONAMENTO DAS PLATAFORMAS OFFSHORE É difícil fazer uma previsão de quanto tempo uma plataforma offshore pode ser utilizada, pois, a vida útil está mais ligada ao período em que o projeto se mantém economicamente viável do que à fadiga do material ou prazos estipulados em projeções préprodução comercial. No caso de uma indústria de petróleo, dependendo dos fatores ditados pelo mercado, as projeções pré-produção comercial de trinta anos, em média, podem ser relegadas devido a uma maximização da produção num dado momento da vida produtiva. Isso se dá devido ao limite economicamente viável da produção indicar que, a partir de um dado momento, custará mais produzir petróleo do que mantê-lo na jazida. Nesse contexto, atinge-se o final da vida útil da plataforma, uma vez que não é mais necessário utilizar a mesma, devido ao encerramento da produção. No entanto, se forem tomadas medidas como a utilização de recuperação secundária ou terciária que levam à postergação do limite econômico, da mesma forma, a vida útil da plataforma poderá ser prolongada (LUCZYNSKI, 2002). Assim, se aos vinte anos de vida produtiva, o limite econômico for adiado por mais cinco anos a partir do emprego da recuperação secundária ou terciária, igualmente a plataforma ganha mais cinco anos. Esse período a mais na vida operativa da plataforma IV CNEG 21

5 independe dos períodos normais de manutenção do equipamento e das estruturas, os quais são realizados ao longo de todo o período em que a plataforma se mantiver atuante. Na ótica de Luczynski (2002) o descomissionamento de uma plataforma pode ocorrer em função de diversos fatores, tais como: a esgotabilidade, os danos ou erros no ocorridos no dimensionamento das reservas de petróleo & gás; a plataforma não possui padrão técnico para operar nos padrões ambientais da atualidade; a transformação ou as mudanças técnicas tornam-se antieconômicas; as mudanças nas diretrizes energéticas; a rigidez das políticas ambientais; a produção não é econômica. A primeira razão lógica para o descomissionamento de uma plataforma de petróleo é a constatação que a renda obtida com a produção de petróleo já não compensa a continuidade da produção, o que implica, conseqüentemente, no encerramento das atividades de operação da plataforma. Segundo essa visão, o preço do barril é o fator determinante que condiciona as atividades de exploração ou de encerramento da produção (no caso o descomissionamento da plataforma). Embora seja o primeiro preponderante quando se considera a economicidade da produção, nesse contexto, o descomissionamento de plataformas toma ares de uma explicação simplista em virtude de uma ou várias quedas no preço do petróleo. As flutuações de preço podem viabilizar a produção, como aconteceu em relação à produção offshore no Mar do Norte e em águas profundas. No entanto, para que se dê a viabilização da produção, torna-se necessário que o preço esteja em um dado patamar ao longo de um período de tempo que permita a maturação do projeto de exploração. Em outras palavras, quando houve a crise de 1973, o preço se manteve alto por tempo suficiente para que diversos projetos de exploração em mar aberto fossem iniciados ou incrementados. Todavia, não se deve esquecer que o período de tempo entre a criação e a concretização de uma determinada política de exploração de petróleo é relativamente rico, pois, está sujeito a fatores políticos, tecnológicos e orçamentários. Na visão de Luczynski (2000), a sazonalidade pode influenciar os preços através da pressão sobre a demanda. As necessidades dos consumidores podem variar entre mais IV CNEG 22

6 gasolina automotiva, quando for verão, aqui admitindo o maior uso de automóveis para viagens, ou aquecimento ambiental, se o inverno se mostrar rigoroso. Essa dinâmica sazonal pode auxiliar o controle dos preços por parte dos grandes produtores sem, no entanto, garantir o mercado, pois, o aumento da demanda é um forte atrativo à produção independente, a qual pode forçar a queda do preço através do aumento da oferta. Com o caráter político que o petróleo possui, ainda na ótica de Luczynski (2000), as questões relativas à política nacional de abastecimento interno são vistas como um mecanismo para impulsionar os programas governamentais, em parte, financiados através dos impostos arrecadados com a venda de combustíveis. Essa postura pode influenciar, fortemente, o preço interno de um ou de um conjunto de derivados, devido ao consumidor pagar por um combustível que tem o preço estabelecido politicamente e não segundo os mecanismos de mercado. O fator de esgotabilidade, a exemplo de outros recursos minerais, o petróleo é finito. Sendo assim, torna-se indispensável à incorporação do fator esgotabilidade ao preço. Em outras palavras, à medida que o petróleo acaba, por exaustão das jazidas, o preço sobe o que nada mais é que um claro exercício de oferta e procura: com a diminuição da oferta tende a ocorrer um aumento relativo da procura, mas somente estará capacitado a obter o bem, aquele que estiver disposto a pagar o preço estabelecido pelo produtor (LUCZYNSKI, 2000). A questão da esgotabilidade de um recurso finito é abordado por Jamal & Crain (1997) da seguinte forma: o preço de um recurso como o petróleo ou de qualquer outro bem mineral não renovável deve subir a uma taxa crescente, segundo o interesse dos compradores. Na realidade, o preço sobe em virtude da expectativa de lucro anunciada pelo produtor, a qual se vale da necessidade de se utilizar o recurso num tempo imediato, desde que mantida a dependência do recurso, como ocorre, por exemplo, na dependência externa de petróleo. No entanto, o mecanismo de oferta e procura é constantemente distorcido pelos grandes produtores de petróleo que impõem, aos consumidores, períodos de alta no preço do barril, empregando a tática de diminuir a oferta de petróleo em algumas centenas de milhares de barris por dia, 3 - PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO Segundo a United Kingdom Offshore Operators Association (1995), o processo de descomissionamento de sistemas de produção offshore ocorre em quatro estágios distintos: IV CNEG 23

7 Desenvolvimento, avaliação e seleção de opções, elaboração de um processo detalhado, incluindo considerações de engenharia e segurança; Encerramento da produção de óleo ou gás, tamponamento e abandono de poços; Remoção de toda ou partes da estrutura offshore (na maioria dos casos); Disposição ou reciclagem dos equipamentos removidos. As operadoras podem escolher entre as diferentes opções de remoção e de disposição para cada uma das instalações offshore. A melhor opção dependerá de vários fatores, tais como: configuração e tipo da estrutura, peso, tamanho, distância até a costa, consistência do solo marinho, condições climáticas e complexidade na execução das operações, etc. As questões ligadas ao descomissionamento são complexas, pois, além de estarem fortemente ligadas à capacidade industrial, há a necessidade de se considerar fatores ambientais e políticos no processo de descomissionamento. Estas variáveis podem ser bastante restritivas na escolha da disposição dos materiais e componentes das estruturas. As instalações offshore sujeitas ao descomissionamento podem ser classificadas em: Navio de Produção, Armazenamento e Desembarque (Floating Production, Storage and Offloading - FPSO 1 ) e Plataformas Semi-submersíveis; Torres Complacentes (Compliant Piled Tower - CPT), Plataformas de Pernas Atirantadas (Tension Leg Platforms - TLP) e Spars; Subestruturas de Concreto e de Aço (jaquetas); Topsides 2 ; Sistemas Submarinos; Oleodutos e Linhas de Fluxo; Poços. 3.1 Descomissionamento de FPSO e Plataformas Semi-submersíveis Uma FPSO (fig.2) consiste em uma grande embarcação do tipo do navio-tanque (petroleiro) ancorada no solo marinho. É projetada para processar e armazenar a produção dos poços submarinos próximos a ela e descarregá-la, periodicamente, em um petroleiro menor, que transporta, então, o óleo para uma unidade de processamento em terra. Tanto as FPSO como as Plataformas Semi-submersíveis (fig.3) podem ser utilizadas em campos de exploração situados nas águas profundas mais remotas, onde a infra-estrutura 1 FPSO Floating Production Storage and Offlaoding embarcação do tipo navio-tanque projetada para processar e armazenar petróleos provenientes de poços submarinos 2 Topsite - parte principal da plataforma que inclui acomodações de pessoal, unidades de processamento de produção, sistemas de ancoragem e estabilidade, além dos módulos de geração de energia e compressão de gás e outros equipamentos. IV CNEG 24

8 de oleodutos não existe. Estes tipos de estruturas de produção são, comparativamente, mais fáceis e baratas de descomissionar do que as fixas, pois, são baseadas em embarcações ou em seus conceitos e, portanto, flutuam. As principais dificuldades operacionais encontradas são as desconexões das amarrações, das linhas de fluxo e dos risers 3. A mobilidade de uma FPSO e de uma Plataforma Semi-submersível de produção permite a sua reutilização após o descomissionamento. Aproximadamente 65% das FPSO e Plataformas Semi-submersíveis descomissionadas ao redor do mundo foram reutilizadas em outros campos. A reutilização é uma evolução natural destas estruturas desde as primeiras conversões de navios-tanque em equipamentos de perfuração. As FPSO possuem como vantagem adicional uma grande área de convés e excesso de flutuação, permitindo que sejam adaptáveis às modificações dos topsides. Neste caso, os equipamentos podem ser substituídos ou reformados em docas, antes que a instalação seja comissionada em um outro campo. Figuras 2 e 3 FPSO e Plataforma semi-submersível Fonte: OFFSHORE TECHNOLOGY (2007) 3.2 Descomissionamento de Plataformas de Torres Complacentes, Atirantadas e Spars A plataforma do tipo de torre complacente (Compliant Piled Tower CPT), conforme mostra, a seguir, a figura 4, consiste, essencialmente, de uma torre estreita e flexível fixada a uma fundação com pilares capazes de suportar uma superestrutura convencional para operações de perfuração e produção. Geralmente, são utilizadas em lâminas d água entre 300 e 600 metros e possui capacidade de suportar grandes forças laterais, graças à possibilidade de deflexões laterais. 3 Riser - Dutos rígidos ou flexíveis verticais que transportam os fluidos produzidos desde o poço no fundo do oceano até a plataforma na superfície. IV CNEG 25

9 As plataformas de pernas atirantadas (Tension Leg Platform - TLP) é uma estrutura flutuante, presa a um local determinado por tensores verticais conectados ao solo marinho através de pilares fixos conforme mostra, a seguir, a figura 5. Os tensores permitem a utilização da TLP em uma escala de profundidade da água maior, porém, com movimento vertical limitado. As maiores TLP foram instaladas com sucesso em lâminas d água de até 900 metros. As plataformas do tipo SPAR (Spar Buoy) conforme mostra a figura 6, a seguir, constam, essencialmente, de um único cilindro vertical de grande diâmetro que suporta uma plataforma. A este cilindro, é fixado um típico topside de plataforma de superfície, contendo equipamentos de perfuração e de produção, três tipos de risers, produção, perfuração e exportação, e um casco para que seja ancorada, usando um sistema de seis a vinte linhas catenárias ancoradas no solo marinho. As SPAR são utilizadas em lâminas d água de até 900 metros, embora a tecnologia existente possa estender seu uso para até metros. Fig. 4 Plataformas do tipo de torre complacente Fonte: OFFSHORE TECHNOLOGY (2007) As plataformas TLP e SPAR de produção são um tanto similares às FPSO e Semisubmersíveis, devido à sua natureza de mobilidade e flutuação. Entretanto, por serem conceitos relativamente novos, até o momento, só há uma experiência no descomissionamento destas estruturas, a Brent Spar, no Mar do Norte. IV CNEG 26

10 Fig 5 - Plataforma TLP Okume, operando na Costa da Guiné, África Fonte: OFFSHORE TECHNOLOGY (2007) Fig. 6 - Plataforma do tipo SPAR operando em Gullfaks Field, Mar do Norte. Fonte: OFFSHORE TECHNOLOGY (2007) A complexidade no descomissionamento das TLP e SPAR é similar às plataformas fixas e flutuantes. Por serem estruturas longas, chegando a possuir 220 metros de comprimento, o descomissionamento das SPAR não é simples. Assim como as TLP que possuem amarras tensionadas, a desconexão da embarcação e dos pontos de ancoragem no fundo do mar acaba sendo mais difícil. Além disso, ambos os tipos usam, geralmente, risers rígidos, ao contrário dos flexíveis utilizados nas FPSO e Plataformas Semi-submersíveis. Provavelmente, quando descomissionadas serão entregues ao mercado para reutilização. As plataformas fixas com subestruturas de concreto, mesmo que contribuam com parcela significativa no montante dos custos totais de descomissionamento mundiais, em virtude do tamanho de suas estruturas, a participação das Estruturas de Concreto Gravitacionais (Concrete Gravity Structures - CGS) é pequena, em comparação com as Jaquetas. O senso comum que prevaleceu sem avaliação até a situação com a Brent Spar era de que as subestruturas de concreto existentes deveriam ser removidas e dispostas nas fossas abissais oceânicas. Contudo, ainda existem dúvidas quanto à praticidade técnica do processo de lastro, a desconexão entre a subestrutura e o solo e a integridade estrutural durante estes processos. Para as subestruturas menores e mais recentes, as exigências para a remoção por reflutuação estão baseadas nos conceitos de fundação do projeto e em análises detalhadas a respeito dos sistemas de oleodutos que não devem ser corrosíveis para o bom desempenho desta operação. Parece, entretanto, que muito pouco se tem pensado ou trabalhado no estudo IV CNEG 27

11 das grandes subestruturas de concreto da primeira geração (CGS) ou das estruturas baseadas em gravidade (Gravity Based Structure - GBS). Caso o descomissionamento aprove o procedimento de reflutuação que envolvem, por exemplo, o esvaziamento do lastro da estrutura (tanques de armazenamento ou outros sistemas), a injeção de água para induzir à flutuação e as desconexões das fundações do solo marinho. Um exemplo deste sistema é a Plataforma Malampaya, localizada no Mar da China, apresentado na figura 7, mostrando as células abertas onde são colocadas toneladas de minério de ferro para lastro da estrutura. Alerta-se que este sistema é altamente dependente da integridade estrutural da plataforma e do controle sobre a flutuação. Até o momento, nenhuma grande CGS foi descomissionada, apesar de algumas opções, como tombamento no local e remoção parcial, terem sido consideradas. Tais opções possuem um grande risco ambiental, pois, podem liberar óleo ou lamas residuais, se os pilares de armazenamento forem danificados durante um processo de tombamento ou corte. Se for justificável e aceito pela legislação que estruturas de completação da cabeça de poços sejam deixadas no fundo do oceano indefinidamente, então, também deve ser razoável aceitar a disposição de pilares concretos cortados e colocados horizontalmente no solo marinho imediatamente junto à base da estrutura de completação. Essas estruturas teriam o mesmo valor de recifes artificiais formados a partir de subestruturas de aço. Fig.7 - Imagem artística da subestrutura de concreto da Plataforma Malampaya, mostrando as células abertas onde são colocadas75000 toneladas de minério de ferro como lastro. Fonte: OFFSHORE TECHNOLOGY (2007) Vale a pena observar que, mesmo que a opinião pública e as atitudes políticas venham a aceitar a disposição de subestruturas em águas profundas (ou em fossas abissais marinhas), é IV CNEG 28

12 bem provável que, no caso das grandes CGS, isto não se aplica, em decorrência de problemas com a segurança e com a manutenção da integridade estrutural. A melhor opção, portanto, seria a remoção completa, que consistiria na inversão do processo de instalação e posterior reflutuação da CGS com os topsides podendo, então, ser rebocada, afastada e disposta em águas profundas ou secionada e disposta em terra. 3.3 Descomissionamento de subestruturas de concreto e aço (jaquetas) As plataformas fixas, subestruturas de aço (jaquetas), conforme mostra, a seguir, na figura 8, consistem em uma estrutura treliçada (uma seção vertical alta, fabricada a partir de estruturas de aço tubulares suportadas por pilares cravados em solo marinho) com topsides colocados no topo, fornecendo o espaço dos quartos para a tripulação, equipamentos de perfuração e de produção. As Plataformas Jaqueta são economicamente viáveis para lâminas d água de até 450 metros. As Jaquetas são as estruturas mais comuns de plataforma offshore com mais de unidades espalhadas em mais de 50 países. As maiorias das Jaquetas são pequenas e estão localizadas em lâminas d água inferiores a 75 metros, pesando menos de toneladas. Somente na região do Golfo do México existem destas estruturas. Já as grandes estruturas estão localizadas, principalmente, nas regiões do Golfo de México e do Mar do Norte com, aproximadamente, 343 e 190 plataformas, respectivamente. No Brasil, existem 71 Jaquetas, sendo que maioria está localizada na região nordeste, formadas, principalmente, por estruturas de pequeno porte. IV CNEG 29

13 Figura 8 - Imagem artística da jaqueta abaixo da plataforma Fonte: OFFSHORE TECHNOLOGY (2007) Na ótica do descomissionamento das estruturas fixas, segundo a United Kingdom Offshore Operators Association (1995), as principais alternativas são: Remoção completa; Remoção parcial; Tombamento no local; Reutilização em outro lugar ou manter a instalação para outras atividades. A remoção completa de uma estrutura consiste, essencialmente, em realizar o processo de montagem ao contrário, conforme mostra o esquema apresentado, a seguir, na figura 9. Primeiramente, ocorre a remoção dos sistemas de fixação. Caso a operação de reflutuação do módulo integral seja impraticável, os módulos são seccionados, içados e transportados para terra. Esta opção, dependendo da localização em que se encontra, requer a remoção até uma profundidade suficiente abaixo do solo marinho (aproximadamente 5 metros), a fim de eliminar qualquer interferência com os demais usuários do local, como pescadores e embarcações. A área ao redor da plataforma também precisa ser completamente limpa dos resíduos resultantes da operação de exploração do campo. A principal vantagem da remoção completa é a volta do local em que se desenvolveu a exploração e produção de petróleo e gás à sua condição natural. Além disso, há a vantagem de não haver problemas futuros com a manutenção ou eventuais responsabilidades para as operadoras. Quanto às desvantagens, estão incluídos os custos, possíveis danos ao meio ambiente marinho e eliminação do habitat artificial criado na estrutura. Esta é a opção de IV CNEG 30

14 descomissionamento mais cara, porém, costuma ser a preferida para a maioria dos descomissionamentos, em virtude das regulamentações ambientais cada vez mais severas. Fig. 9 - Remoção completa de uma Jaqueta Fonte: BYRD E VELAZQUEZ (2001) A remoção parcial é recomendada pelas diretrizes do lnternational Maritime Organization (IMO) e pela legislação internacional somente para grandes estruturas. A estrutura poderá ser parcialmente removida desde que possibilite uma coluna d' água desobstruída. A profundidade exata dependerá das exigências legais de cada localidade. As diretrizes da IMO exigem um espaço mínimo entre a superfície de água e a porção remanescente da estrutura: uma coluna d'água livre de 55 metros para instalações localizadas em lâminas d'água acima de 75 metros. Segundo o esquema apresentado na figura 10, a jaqueta deve ser secionada deixando a porção inferior no fundo do oceano. Os métodos de corte a serem utilizados podem ser não-explosivos ou, no máximo, utilizando pequenas cargas de explosivos, o que torna a operação mais simples que a remoção completa. A seção removida pode tanto ser levada à terra para reciclagem ou eliminada como refugo quanto ser disposta próxima à porção remanescente da estrutura (BYRD E VELAZQUEZ, 2001). Fig Remoção parcial de uma Jaqueta Fonte: BYRD E VELAZQUEZ (2001) Segundo Byrd &Velazquez (2001), uma outra opção seria rebocar e dispor a estrutura, previamente limpa, em um local licenciado, em águas profundas, ou ainda, dispô-la a uma IV CNEG 31

15 distância mínima da costa mais próxima. A remoção parcial pode representar benefícios econômicos e de segurança para as operadoras, especialmente, em águas relativamente afastadas da costa. Portanto, deverá existir algum beneficio ao meio ambiente marinho, principalmente, se for utilizado em conjunto com programas de recife artificial, pois, a porção da estrutura deixada no local continuará a proporcionar habitat para a vida marinha. Este tipo de opção, porém, apresenta algumas desvantagens. Os condutores, se presentes, precisam ser separados para que a estrutura seja parcialmente removida, bem como, outros componentes estruturais, como é o caso dos pilares. Até o momento, a maneira mais eficiente de separá-los é por meio de cargas explosivas. Um outro entrave seria o espaço anular entre os pilares da jaqueta, que em muitas plataformas, é preenchido com cimento. A separação destes anulares apresentaria a mesma complexidade que a separação dos condutores. O descomissionamento por tombamento da estrutura é bastante similar à remoção parcial. Consiste, primeiramente, na remoção dos topsides que podem ser reutilizados, refugados, abandonados no fundo do mar ou afundados com a subestrutura. Posteriormente, requer o tombamento de toda a subestrutura no local, observando a existência de uma coluna d água livre, conforme mostra o esquema apresentado na figura 11. O elevado grau de precisão e de controle necessários para que o procedimento de tombamento da subestrutura seja seguro eleva o grau de complexidade desta opção. Cargas explosivas são utilizadas para secionar os membros críticos em uma seqüência controlada de cortes, permitindo que a Jaqueta desmorone graças ao seu próprio peso. Às vezes, torna-se necessário utilizar um rebocador a fim de fornecer força extra para que ocorra o tombamento da subestrutura (PERRY III et. al, 1998). Uma vez disposta no fundo do oceano, a subestrutura passa a atuar como um habitat para a vida marinha. Devido à eliminação de custos com o transporte, esta opção é mais barata que a remoção completa. O tombamento no local pode trazer benefícios à pesca comercial, exceto aos pescadores com redes, principalmente, se a subestrutura estiver próxima à costa. IV CNEG 32

16 Fig. 11 tombamento da estrutura no local Fonte: LES DAUTERIVE (2000) A Reutilização é uma opção bastante utilizada no Golfo do México onde, aproximadamente, 10% das Jaquetas (geralmente, em lâminas d água inferiores a 90 metros e acima dos 15 anos de operação) são descomissionadas e 20% dos topsides já foram reutilizados. As operadoras consideram a reutilização, em alguns casos, devido às economias decorrentes da antecipação de prazos de desenvolvimento e aos eventuais benefícios ambientais (MINERALS MANAGEMENT SERVICE, 2007). As oportunidades para reutilização de Jaquetas em um outro campo de petróleo e gás são limitadas, pois, geralmente, são projetadas segundo exigências específicas de produção, lâminas d água, critérios ambientais, condições do solo, limites de resistência a fatiga e corrosão. A figura 12, a seguir, apresenta os principais fatores a serem observados em um processo de reutilização. Figura 12 - Fatores decisórios na avaliação na reutilização Fonte: CONOCO-PHILIPS (1999) O uso das instalações marinhas por outras atividades é sempre uma preocupação dos pescadores, ambientalistas e demais setores da sociedade, preocupados com a manutenção do habitat marinho que as plataformas proporcionam e com os danos que possam ocorrer na remoção das plataformas por explosivos. Contudo, algumas indagações surgem com a utilização desta opção: quem seria o responsável pela manutenção destas estruturas, eventuais IV CNEG 33

17 acidentes, colisões, e outros possíveis danos? Como os problemas de navegação e conflitos com demais usuários do oceano seriam resolvidos? Em virtude das implicações decorrentes, a opção de deixar no local não é a preferida pela legislação internacional, exceto nos casos onde uma utilização alternativa possa ser aplicada, como por exemplo, transformação da plataforma em centros de pesquisa, locais para o eco-turismo, cultivo marinho, base para fontes alternativas de energia (eólica), local de pesca esportiva, etc. 3.4 Descomissionamento de topsites Os Topsides das plataformas fixas variam tanto em funcionalidade, quanto em complexidade, desde grandes unidades integradas de produção, perfuração e acomodações para 200 a 300 trabalhadores, a pequenas unidades de processamento ou perfuração. Podem ser classificados em integrados, modulares ou híbridos conforme mostra o esquema da figura 13, a seguir. A escolha da configuração mais adequada depende, principalmente, da capacidade dos navios-guindaste utilizados no processo de instalação. Fig. 13- (A) Topsides integrados ao convés; (B) Topsides modulares; (C) Topsides híbridos com subestruturas de concreto Fonte: MANAGO E WILLIAMSON (1997) A decisão quanto às opções de descomissionamento dos Topsides só pode ser realizada como parte de uma avaliação global do processo de descomissionamento do sistema de produção offshore. De qualquer forma, eles necessitam de limpeza e remoção de todas as substâncias tóxicas previstas pela legislação vigente. As principais opções de descomissionamento para Topsides são apresentadas, a seguir, na fig.14. IV CNEG 34

18 Fig Opções de descomissionamento para Topsides Fonte: PRASTHOFER (1997) 3.5 Descomissionamento de sistemas submarinos A configuração do sistema submarino pode variar bastante, desde a produção através de um simples poço até um sistema composto por vários manifolds 4, templates 5, risers, árvores-de-natal molhada 6, cabos de ancoragem. Na prática, o que se observa é que em lâminas d água rasas e medianas, a remoção completa desses elementos pode ser obtida utilizando-se de tecnologias de corte existentes, aliadas a pequenas embarcações. Já em lâminas d água maiores (acima do limite possível de intervenção direta de mergulhadores), tal como ocorre em grande parte da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro; os equipamentos existentes são, geralmente, de operação remota. Nestes casos, a solução de descomissionamento encontra-se no equilíbrio entre a opção de remoção completa e a de deixar no local. 3.6 Descomissionamento de oleodutos e linhas de transferência Em geral, o processo de descomissionamento envolve, principalmente, as estruturas mais visíveis (topsides e subestrutura). A presença ou a ausência de oleodutos e cabos de energia relacionados a estes equipamentos é menos óbvia, porém, é bastante importante no processo. O descomissionamento dos oleodutos é necessário a fim de minimizar os possíveis impactos 4 Manifold - é um equipamento submarino que tem a função de receber a produção dos poços ou de outros manifolds e, em seguida, enviar os fluidos a um outro elemento do sistema de produção ou à superfície. 5 Template - O template serve como uma âncora para a linha-guia e como fundação para a base-guia permanente, apresenta uma abertura no centro por onde passam equipamentos para intervenção nos poços. 6 Árvore de natal molhada é um equipamento formado pó um conjunto de válvulas, colocado sobre o solo oceânico, com o objetivo de controlar a pressão e vazão de um poço submarino. IV CNEG 35

19 ambientais no local. As opções de remoção e disposição de tubulações e cabos não estão previstas por nenhuma legislação internacional vigente (FERREIRA & SUSLICK, 2000). Segundo Gerwick (1986), a maioria dos oleodutos é instalada com a técnica de reboque de fundo, os tubos são soldados em terra, posicionados através de bóias temporárias e, posteriormente, levados até o mar por barcaças. Muitos oleodutos são puxados em grupos de dois ou três até a estrutura de produção offshore. Depois de completado o reboque, as bóias são retiradas por mergulhadores, ROV ou por barcos portando cabos de varredura (sweep wires). O método de reboque de fundo é importante para o processo de descomissionamento porque os trenós de tração (pull sleds) utilizados na extremidade final do oleoduto são, geralmente, deixados próximos à plataforma. O processo de remoção deve considerar a disposição destes trenós e quaisquer linhas remanescentes após a flutuação temporária ter sido removida das tubulações. Os cabos de potência, que funcionam da costa até a estrutura produtora offshore, são blindados com uma ou duas camadas de fios de aço, possuindo cabos de alta tensão projetados para carregar acima de Volts. Estes cabos possuem entre 4 e 6 polegadas de diâmetro. Os cabos de potência submarinos, quando enterrados ou simplesmente deixados no solo marinho, não apresentam perigo para embarcações. Na Noruega, por exemplo, eles têm sido tipicamente descomissionados e abandonados no lugar com as extremidades enterradas abaixo da linha do solo (JOHNSEN et al, 1999). O peso dos cabos cria um desafio para a sua recuperação porque necessitariam de um grande carretel, junto ao conjunto de guia linear de aço revestido (motores hidráulicos revestidos de borracha que capturam o cabo e o empurram através da ferramenta). Se removidos, o processo envolveria a união do cabo a um guincho de recuperação por mergulhadores. A extremidade do cabo seria recuperada através de um motor, movimentandoo até a embarcação de recuperação, onde uma tesoura hidráulica seria utilizada para secionar o cabo e, finalmente, armazená-lo para o transporte. 3.7 Descomissionamento de poços submarinos O tamponamento e o abandono de poços (P&A - Plugging and Abandonment) é um dos estágios preliminares no processo de descomissionamento de um sistema de produção offshore. Um procedimento eficaz de tamponamento e/ou abandono de poços deve assegurar o perfeito isolamento das zonas de petróleo & gás e também dos aqüíferos existentes, IV CNEG 36

20 prevenindo a migração dos fluidos entre as formações quer pelo poço, quer pelo espaço anular entre o poço e o revestimento e a migração de fluidos até a superfície do terreno ou o fundo do mar. O descomissionamento de poços apresenta uma importância imediata e contemporânea no Brasil. Segundo dados da ANP (2007), desde a quebra do monopólio do setor petrolífero em 1997, a cada ano, são perfurados entre 60 e 70 poços, isto resulta, levando em consideração uma taxa de sucesso de 5:1, em uma taxa de abandono de 40 a 50 poços por ano. Ciente dessa situação, a ANP (Agência Nacional do Petróleo) publicou a Portaria nº. 176, de 27/10/1999, regulamentando o abandono de poços, a fim de preservar os aqüíferos brasileiros e evitar o abandono irresponsável por parte das operadoras. Quando um operador determina a necessidade de abandonar um poço, de uma dada unidade produtora, inicia-se a revisão do projeto do poço juntamente com os registros de intervenções prévias, condições geológicas e de reservatório. A operadora investiga todos os pontos que possam estar relacionados às questões de segurança e bem-estar dos envolvidos, bem como, as exigências legislativas. Finalmente, elabora um programa baseado nas condições existentes do poço e do reservatório, permitindo satisfazer os objetivos de tornar o poço seguro quanto a futuros vazamentos e preservar os recursos naturais remanescentes. As técnicas utilizadas na realização deste processo devem ser baseadas na experiência, na pesquisa e na adaptação das operadoras aos padrões legislativos vigentes. Durante a fase de produção, excetuando-se a etapa de desenvolvimento, todo poço produtor de petróleo, gás ou injetor somente poderá ser abandonado mediante autorização da ANP. As exigências legislativas brasileiras para o abandono de poços são: O poço não poderá ser abandonado se estas operações prejudicarem, de alguma forma, quaisquer operações nos poços vizinhos, exceto se, por algum motivo, represente ameaça à segurança ou ao meio ambiente. Qualquer espaço anular que se comunique com a superfície do terreno ou com o fundo do mar deve ser isolado. Os revestimentos que cobrirem intervalos com petróleo, gás ou água de qualquer qualidade e que não estiverem adequadamente cimentados deverão ser perfurados nas profundidades apropriadas para, através de recimentação ou de compressões de cimento, proporcionarem o isolamento completo. CONCLUSÕES Com base no estudo conclui-se que: É importante considerar o descomissionamento como um processo que possui natureza própria. Requer tempo até que seja desenvolvido o balanço entre custos, IV CNEG 37

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