Parecer Técnico nº 41/2018-COPROD/CGMAC/DILIC. Número do Processo: / Interessado: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A.

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1 INSTITUTO BRASILEIRO DO MEIO AMBIENTE E DOS RECURSOS NATURAIS RENOVÁVEIS COORDENAÇÃO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS SCEN Trecho 2 - Ed. Sede do IBAMA - Bloco B - Sub-Solo, - Brasília - CEP Parecer Técnico nº 41/2018-COPROD/CGMAC/DILIC Número do Processo: / Interessado: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. Brasília, 12 de março de 2018 I INTRODUÇÃO Em foi emi da a Licença Prévia LP n 0491/2014 para a A vidade de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos Etapa 2, que inclui as a vidades de instalação e operação de 1 (um) Sistema de Produção Antecipada (SPA), 6 (seis) Testes de Longa Duração (TLDs) e 13 (treze) Desenvolvimentos da Produção (DPs). O SPA e os TLDs serão realizados, respec vamente, no Bloco BM-S-11 e na área da Cessão Onerosa, enquanto que os DPs serão realizados nos Blocos BM-S-9, BM-S-11 e na área da Cessão Onerosa. Para a realização de todas as a vidades da Etapa 2 (SPA, TLDs e DPs) serão u lizadas Unidades Estacionárias de Produção (UEPs) do po FPSO (Floa ng, Produc on, Storage and Offloading). Os gasodutos que partem dos FPSOs de cada DP, interligando-os a esta malha de escoamento de gás, também são objetos deste licenciamento, bem como o Gasoduto Lula Norte Franco Noroeste, que se estenderá desde o Campo de Lula até a Área de Franco totalizando 15 (quinze) trechos, com comprimentos que variam entre 4 e 120 km de extensão. Em prosseguimento ao licenciamento ambiental do empreendimento, a PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0550/2017, de (SEI nº ), protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em , apresentou requerimento de Licença de Instalação para o FPSO P-68 Desenvolvimento da Produção de Berbigão e Sururu e os estudos complementares necessários para uma avaliação técnica do empreendimento. Este Parecer Técnico apresenta a análise do atendimento pela PETROBRAS das condicionantes da Licença Prévia LP nº 0491/2014, com o obje vo de fornecer subsídios técnicos ao IBAMA para um posicionamento quanto ao Requerimento de Licença de Instalação para o FPSO P-68 Desenvolvimento da Produção de Berbigão e Sururu. II INFORMAÇÕES SOBRE O ANDAMENTO DO PROCESSO São apresentadas informações sobre o andamento do processo /11 a par r da emissão do Parecer Técnico nº 178/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de , que analisou o Requerimento de Licença de Instalação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3 FPSO P-76: Através de Despacho de (SEI n ), a Coordenação Geral de Empreendimentos Marí mos e Costeiros (CGMAC/IBAMA) apresentou para a Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC/IBAMA) seu posicionamento a respeito dos Pareceres Técnicos nº 176, 177 e 178/2017-

2 COPROD/CGMAC/DILIC (SEI nº , e ), que analisaram, respec vamente, o atendimento pela Petrobras das condicionantes da Licença Prévia LP nº 0491/2014, e os Requerimentos de Licença de Instalação para os FPSOs P-75 e P-76, manifestando-se contrário à emissão das licenças ambientais requisitadas, até que haja um efe vo equacionamento quanto ao cumprimento da condicionante 2.13 da Licença Previa LP nº 0491/2014 referente à efe vação da Compensação Ambiental. A PETROBRAS, através da correspondência SMS/LA 0006/2017 datada de (SEI n ), encaminhou à Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC/IBAMA) minuta de Termo de Responsabilidade quanto ao Cumprimento da Obrigação de Compensação Ambiental, se reportando à reunião realizada na Presidência do IBAMA em para tratar da questão. O Parecer Técnico nº 181/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI ), analisou resposta da PETROBRAS ao Parecer Técnico nº 131/2017-COPROD/CGMAC/DILIC, que havia analisado os estudos complementares encaminhados pela TOTAL e o atendimento às condicionantes da LI n 1.113/2016 e da LO n 1.348/2016 emi das em nome da PETROBRAS, com vistas à verificação de eventuais pendências que devam receber encaminhamentos específicos e de ajustes que se façam necessários diante da transferência de tularidade do campo de Lapa Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Lapa através do FPSO Cidade de Caraguatatuba. Através do O cio nº 393/2017/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA de (SEI n ), a Coordenação de Produção encaminhou para a PETROBRAS o Parecer Técnico nº 181/2017- COPROD/CGMAC/DILIC. A emissão do O cio foi informada à empresa por meio de correio eletrônico em (SEI nº ), que solicitou a re rada dos documentos junto ao protocolo da CGMAC/IBAMA/RJ. Também consta do processo AR comprovando o recebimento do O cio pela PETROBRAS em (SEI n ). A Fundação Florestal do Estado de São Paulo, através do OFÍCIO DE N 1656/2017, de , protocolado na SUPES/IBAMA/RJ em (SEI nº ), em atendimento ao O cio nº 325/2017/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA de (SEI nº ), encaminhou a Informação Técnica Conjunta Assessoria Lic/DE e AT DLS 002/17 que apresenta o posicionamento técnico da Fundação Florestal sobre o cumprimento por parte da PETROBRAS das condicionantes da Etapa 2 do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0898/2017, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), encaminhou cópias das publicações do requerimento de Licença de Operação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Lula Extremo Sul, através do FPSO P-69 no Diário Oficial da União (D.O.U.) de e no jornal Valor Econômico de A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0921/2017, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ na mesma data e inserida no SEI em (SEI nº ), apresentou, em atendimento à condicionante específica n 2.3 da Licença de Operação (LO) n 1370/2017, o volume de emissões atmosféricas geradas durante o SPA de Itapu, bem como proposição de compensação dessas emissões. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0926/2017, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), apresentou informações em atendimento às condicionantes específicas n 2.4 e 2.6 da Licença de Instalação n 1023/2014 e às condicionantes específicas n 2.8, 2.13 e 2.17 da Licença de Operação n 1274/2014, emi das para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Sapinhoá Norte, através do FPSO Cidade de llhabela, encaminhando: Relatório de Instalação (maio/2017 a outubro/2017); Relatório de Operação (novembro/2016 a outubro/2017); Relatório do Projeto de Monitoramento Ambiental (novembro/2016 a outubro/2017); e Relatório do Projeto de Educação Ambiental dos Trabalhadores da Operação (novembro/2016 a outubro/2017). A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0922/2017, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), apresentou informações em atendimento às condicionantes específicas n 2.4 e 2.6 da Licença de Instalação n

3 1139/2016, emi da para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Lula Sul, através do FPSO P- 66, encaminhando 2 Relatório de Instalação (junho/2017 a outubro/2017). A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0920/2017, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), apresentou informações em atendimento às condicionantes específicas n 2.4 e 2.6 da Licença de Instalação n 1113/2016, emi da para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Lapa Área Nordeste, através do FPSO Cidade de Caraguatatuba, encaminhando 3 Relatório de Instalação (maio/2017 a outubro/2017). Através de Despacho de (SEI n ), a Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC/IBAMA) informa o equacionamento do cumprimento da condicionante 2.13 da Licença Previa LP nº 0491/2014 através da assinatura pela PETROBRAS do Termo de Responsabilidade quanto ao Cumprimento da Obrigação de Compensação Ambiental, concluindo não exis rem impedi vos quanto à emissão das Licenças de Instalação para os FPSOs P-74, P-75 e P-76 e encaminhando para apreciação da Presidência a minuta das LIs 1188/2017, 1192/2017 e 1193/2017. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0017/2018, de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI n ), informou o adiamento da manutenção da Unidade de Recuperação de Vapor (URV) do FPSO Cidade de Ilhabela que havia sido autorizada pelo O cio n 315/2017-COPROD/CGMAC/DILIC em atenção à condicionante específica n 2.3 da Licença de Operação LO nº 1274/2014 (Re ficada). Através da Planilha de Custo nº 020/17 CGPEG/DILIC/IBAMA, de , foram emi das, em , as Guias de Recolhimento da União GRUs referentes à análise e emissão da Licença de Instalação LI nº 1193/2017, que autoriza a instalação do FPSO P-76 Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3, respec vamente, nos valores de R$ ,01 e R$ ,29 (SEI nº ). Através da Planilha de Custo nº 019/17 CGPEG/DILIC/IBAMA, de , foram emi das, em , as Guias de Recolhimento da União GRUs referentes à análise e emissão da Licença de Instalação LI nº 1192/2017, que autoriza a instalação do FPSO P-75 Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 2, respec vamente, nos valores de R$58.393,11 e R$ ,40 (SEI nº ). Através da Planilha de Custo nº 016/17 CGPEG/DILIC/IBAMA, de , foram emi das, em , as Guias de Recolhimento da União GRUs referentes à análise e emissão da Licença de Instalação LI nº 1188/2017, que autoriza a instalação do FPSO P-74 Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1, respec vamente, nos valores de R$18.657,56 e R$ ,29 (SEI nº ). Em foram emi das as Licenças de Instalação: LI nº 1188/2017, para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1 através do FPSO P-74 (SEI n ); LI nº 1192/2017, para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 2 através do FPSO P-75 (SEI n ); e LI nº 1193/2017, para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3 através do FPSO P-76 (SEI n ). A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0033/2018, de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI n ), apresentou a comprovação de pagamento das GRUs referentes à Licença de Instalação - LI nº 1188/2017, para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1 através do FPSO P-74. Através do O cio nº 10/2018/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA de (SEI n ), a Coordenação de Produção se manifestou em relação à solicitação da carta UO-BS 0912/2017 de (SEI n e ), autorizando a inclusão das embarcações PLSV Skandi Niterói e RSV Skandi Salvador nas a vidades de subs tuição de equipamentos do sistema de monitoramento de RHASs (Risers Híbridos Autossustentáveis) nos campos de Lula e Sapinhoá, na bacia de Santos. A Informação Técnica nº 1/2018-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI n ) apresentou informações para atendimento às solicitações do Ministério Público Federal, Procuradoria da República em Caraguatatuba/SP, encaminhadas, em , através dos O cios n 782/2017-ExtrajudiciaI (SEI

4 nº ), n 783/2017-Extrajudicial (SEI nº ) e n 784/2017-Extrajudicial (SEI nº ), datados de Através do O cio nº 15/2018/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA de (SEI n ), a Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC/IBAMA) encaminhou ao Ministério Público Federal em Caraguatatuba/SP a Informação Técnica nº 1/2018-COPROD/CGMAC/DILIC e seus anexos. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0034/2018, de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI n ), solicitou re ficação da Licença de Instalação - LI nº 1188/2017, referente ao Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1 através do FPSO P-74, para correção do valor da compensação ambiental estabelecido na condicionante 2.8 de R$ ,75 para R$ ,83, conforme já verificado no Memorando nº 98/2017/COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI n ). A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0030/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), apresentou requerimento de Licença de Operação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1, através do FPSO P-74, e os estudos complementares necessários para uma avaliação técnica desta etapa do projeto. A documentação apresentada e o atendimento às condicionantes da LI nº 1188/2017 serão analisados pela equipe técnica da Coordenação de Produção em consonância com os prazos acordados entre PETROBRAS e IBAMA. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0040/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), informou, em atenção à condicionante específica 2.2 da Licença de Instalação n 1188/2017, o início da instalação, em , do FPSO P-74 responsável Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0037/2018, de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI n ), apresentou a comprovação de pagamento das GRUs referentes à Licença de Instalação - LI nº 1193/2017, para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3 através do FPSO P-76. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0036/2018, de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI n ), apresentou a comprovação de pagamento das GRUs referentes à Licença de Instalação - LI nº 1192/2017, para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3 através do FPSO P-75. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0046/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), encaminhou, em atenção à condicionante específica 2.12 da Licença Prévia n 491/2014, o 2 Relatório Anual de acompanhamento das condicionantes apresentadas pela Fundação Florestal. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0047/2018, de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI n e ), encaminhou Resposta ao Parecer Técnico n 177/2017-COPROD/CGMAC/DILIC, em atenção à condicionante específica 2.9 da Licença de Instalação - LI nº 1192/2017, referente ao Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3 através do FPSO P-75. O Ministério Público Federal, Procuradoria da República em Caraguatatuba/SP, através dos O cios n 37/2018-ExtrajudiciaI (SEI nº ) e n 43/2018-ExtrajudiciaI (SEI nº ) datados de , reiterou os O cios n 783/2017-Extrajudicial (SEI nº ) e n 784/2017-Extrajudicial (SEI nº ). Através do O cio nº 52/2018/DILIC-IBAMA de (SEI n ), a Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC/IBAMA) informou à Procuradoria da República em Caraguatatuba/SP que os citados o cios já haviam sido atendidos por meio do O cio nº 15/2018/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA de (SEI n ). A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0070/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), apresentou informações em atendimento às condicionantes específicas n 2.4 e 2.6 da Licença de Instalação n 1168/2017,

5 emi da para o Gasoduto Búzios 1, encaminhando Relatório de Instalação (junho/2017 a novembro/2017). Através de Despacho de (SEI n ), a Coordenação Geral de Empreendimentos Marí mos e Costeiros (CGMAC/IBAMA) encaminhou à Coordenação de Produção (COPROD) a correspondência UO- BS 0070/2018 para análise e providências. Através do O cio nº 25/2018/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA de (SEI n ), a Coordenação de Produção encaminhou à PETROBRAS a Informação Técnica Conjunta Assessoria Lic/DE e AT DLS 002/17 que apresenta o posicionamento técnico da Fundação Florestal sobre o cumprimento por parte da PETROBRAS das condicionantes da Etapa 2 do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos (SEI nº ), solicitando que a PETROBRAS se posicionasse sobre as considerações apresentadas. A emissão do O cio foi informada à empresa por meio de correio eletrônico em (SEI nº ), que solicitou a re rada dos documentos junto ao protocolo da CGMAC/IBAMA/RJ. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0068/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), apresentou informações em atendimento à condicionante específica n 2.4 da Licença de Instalação n 1167/2017, emi da para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Lula Norte através do FPSO P-67, encaminhando o 1 Relatório de Instalação (junho/2017 a novembro/2017). A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0086/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), encaminhou cópias das publicações do requerimento de Licença de Operação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1, através do FPSO P-74 no Diário Oficial da União (D.O.U.) de e no jornal Valor Econômico de A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0097/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), encaminhou, em atenção à condicionante 1.1 da LI n 1.192/2017, cópias das publicações do recebimento da Licença de Instalação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 2 através do FPSO P-75, realizadas no Diário Oficial da União (D.O.U.) de e no jornal Valor Econômico de A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0096/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), encaminhou, em atenção à condicionante 1.1 da LI n 1.193/2017, cópias das publicações do recebimento da Licença de Instalação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3 através do FPSO P-76, realizadas no Diário Oficial da União (D.O.U.) de e no jornal Valor Econômico de A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0085/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), encaminhou Relatório de Auditoria Ambiental do FPSO Cidade de Itaguaí, em atendimento à condicionante específica n 2.26 da Licença de Operação n 1307/2015, emi da para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Lula Área de Iracema Norte. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0098/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), apresentou requerimento de Licença de Operação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 2, através do FPSO P-75, e os estudos complementares necessários para uma avaliação técnica desta etapa do projeto (SEI n , , , , ). A documentação apresentada e o atendimento às condicionantes da LI nº 1192/2017 serão analisados pela equipe técnica da Coordenação de Produção em consonância com os prazos acordados entre PETROBRAS e IBAMA. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0104/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), apresentou resposta ao Parecer Técnico nº 181/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI ), referente a transferência de tularidade do campo de Lapa Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Lapa através do FPSO Cidade de Caraguatatuba.

6 A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0119/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ na mesma data e inserida no SEI em (SEI nº ) informou, em atendimento à condicionante específica n 2.2 da Licença de Instalação n 1124/2016, o término das a vidades de instalação do Gasoduto Lula Norte Franco Noroeste em A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0090/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº e ), encaminhou Relatório de Auditoria Ambiental do FPSO BW Cidade de São Vicente, em atendimento à condicionante específica n 2.15 da Licença de Operação n 1370/2017, emi da para o SPA de Itapu. A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0136/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ na mesma data e inserida no SEI em (SEI nº ), encaminhou resposta ao O cio nº 25/2018/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA (SEI n ), na qual se manifesta a respeito da Informação Técnica Conjunta Assessoria Lic/DE e AT DLS 002/17 que apresenta o posicionamento técnico da Fundação Florestal sobre o cumprimento por parte da PETROBRAS das condicionantes da Etapa 2 do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos (SEI nº ). A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0123/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), encaminhou, em atenção à condicionante 1.1 da LI n 1.188/2017, cópias das publicações do recebimento da Licença de Instalação para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1 através do FPSO P-74, realizadas no Diário Oficial da União (D.O.U.) de e no jornal Valor Econômico de A PETROBRAS, através da correspondência UO-BS 0153/2018, datada de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em e inserida no SEI em (SEI nº ), disponibilizou o FPSO P-74 para vistoria na locação. Através do Memorando nº 46/2018/COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI n ), a Coordenação de Produção submeteu à Coordenação Geral de Empreendimentos Marí mos e Costeiros (CGMAC/DILIC) re ficação da Licença de Instalação LI 1188/2017 para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3 através do FPSO P-74, visando correção do valor devido de compensação ambiental. III ANÁLISE DO ATENDIMENTO ÀS CONDICIONANTES DA LP n 0491/2014 A análise das condicionantes da Licença Prévia LP nº 0491/2014 foi realizada recentemente pelo Parecer Técnico nº 176/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI nº ). Assim, o presente parecer técnico apresentará apenas informações complementares àquelas que contaram com atualizações relevantes após a emissão do mesmo, que necessitarem de comentários específicos para subsidiar a análise do requerimento de Licença de Instalação para o FPSO P-68 ou que mereçam destaque por reforçar eventuais demandas/pendências para as próximas etapas deste processo de licenciamento. 1 CONDIÇÕES GERAIS: 1.2 Quaisquer alterações nas especificações do empreendimento deverão ser precedidas de anuência do IBAMA. Além das modificações em projetos anteriores e que já haviam sido mencionadas no Parecer Técnico nº 176/2017-COPROD/CGMAC/DILIC, registra-se a concessão das seguintes anuências: Inclusão do projeto de Desenvolvimento da Produção de Berbigão e Sururu no escopo do processo de licenciamento ambiental da Etapa 2 do Polo Pré-Sal, em subs tuição ao projeto de Desenvolvimento da Produção de Lula Oeste, com anuência requerida através da correspondência UO-BS 0355/2017, de , protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em (SEI nº ). A subs tuição foi analisada pelo Parecer Técnico nº 42/2017- COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI nº ) e aprovada pela Coordenação Geral de Empreendimentos Marí mos e Costeiros através do O cio nº 69/2017/COPROD/CGMAC/DILIC-IBAMA, de (SEI nº ). Modificações no projeto inicial do Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 2 FPSO P-75, com anuência requerida nos estudos complementares necessários para o

7 Requerimento de Licença de Instalação, através da correspondência UO-BS 0508/2017 de (SEI nº e anexos), protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em , com a PETROBRAS informando que apesar de estarem previstas no EIA da Etapa 2 do Pré-Sal as interligações de 22 (vinte e dois) poços para este DP, sendo 11 (onze) produtores, 10 (dez) injetores de água e gás WAG e 1 (um) injetor de gás, o projeto atual previa 22 (vinte e dois) poços, sendo 17 (dezessete) poços firmes, sendo 9 (nove) produtores, 5 (cinco) injetores de água e gás WAG, 2 (dois) injetores de água e 1 poço conversível. Estas modificações foram aprovadas pelo Parecer Técnico nº 177/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI nº ). Modificações no projeto inicial do Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 2 FPSO P-76, com anuência requerida nos estudos complementares necessários para o Requerimento de Licença de Instalação, através da correspondência UO-BS 0530/2017 de (SEI nº ), protocolada na SUPES/IBAMA/RJ em , com a PETROBRAS informando que apesar de estarem previstas no EIA da Etapa 2 do Pré-Sal as interligações de 26 (vinte e seis) poços para este DP, sendo 12 (doze) produtores, 12 (doze) injetores de água e gás WAG e 2 (dois) injetores de gás, o projeto atual previa 22 (vinte e dois) poços, sendo 17 (dezessete) poços firmes, sendo 9 (nove) produtores e 8 (oito) injetores. Estas modificações foram aprovadas pelo Parecer Técnico nº 178/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI nº ). 1.5 Esta licença não autoriza a instalação do empreendimento. Além daquelas mencionadas no Parecer Técnico nº 176/2017-COPROD/CGMAC/DILIC, registra-se a emissão posterior das seguintes Licenças de Instalação: Em foi emi da a Licença de Instalação LI nº 1188/2017, autorizando as a vidades de instalação do FPSO P-74 Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 1, com validade até (SEI nº ). Em foi emi da a Licença de Instalação LI nº 1192/2017, autorizando as a vidades de instalação do FPSO P-75 Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 2, com validade até (SEI nº ). Em foi emi da a Licença de Instalação LI nº 1193/2017, autorizando as a vidades de instalação do FPSO P-76 Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Búzios 3, com validade até (SEI nº ). 2 CONDIÇÕES ESPECÍFICAS: 2.2 Para a emissão das licenças subsequentes para as a vidades de instalação e produção será necessário o atendimento das solicitações per nentes, constantes do Parecer Técnico PAR / O Parecer Técnico PAR / CGPEG/IBAMA não apontou pendências específicas referentes às instalações do FPSO P-68 e de seu sistema de coleta e escoamento da produção. No entanto, aquele parecer técnico havia estabelecido alguns pontos a serem atendidos antes da emissão das próximas licenças. Cabe destacar que, além daqueles mencionados pelo Parecer Técnico nº 176/2017- COPROD/CGMAC/DILIC, os seguintes Pareceres Técnicos, ao analisarem as condicionantes da Licença Prévia LP nº 0491/2014, verificaram o atendimento daqueles pontos ainda pendentes: Parecer Técnico nº 177/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI nº ); e Parecer Técnico nº 178/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI nº ). Além disso, conforme já mencionado no presente parecer técnico, através da correspondência UO- BS 0550/2017 (SEI nº ), a PETROBRAS encaminhou os estudos complementares necessário para uma avaliação técnica do requerimento de Licença de Instalação para o FPSO P-68 Desenvolvimento da Produção de Berbigão e Sururu (SEI nº e ).

8 Análise do Estudo Complementar Desenvolvimento da Produção de Berbigão e Sururu FPSO P- 68 Para facilitar uma correlação direta, a presente análise adota à itemização u lizada pela empresa nos estudos complementares mencionados acima, incorporando aqueles que, eventualmente, mereçam destaque por reforçar eventuais demandas/pendências para as próximas etapas deste processo de licenciamento: I Apresentação A PETROBRAS destaca que: De acordo com a descrição do Projeto de DP de Berbigão e Sururu, os impactos ambientais rela vos ao FPSO P-68 são os mesmos já analisados no EIA/RIMA Etapa 2, que u lizou o FPSO Cidade de Ilhabela como sendo a plataforma representa va das demais, não tendo sido iden ficados impactos adicionais, nem tampouco houve a necessidade de re rar ou requalificar os impactos apresentados, não havendo, portanto, qualquer prejuízo à Avaliação dos Impactos Ambientais, já encaminhada no EIA/RIMA. II.2 Caracterização e descrição da a vidade II.2.1 Apresentação O Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Berbigão e Sururu está localizado majoritariamente no Bloco BM-S-11, na área inicialmente conhecida como campo de Iara, Bacia de Santos. Parcela menor está concentrada na área da Cessão Onerosa, conhecida como Entorno de Iara. A PETROBRAS informou que o contrato de concessão da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombus veis (ANP) prevê um prazo para a fase de produção de 27 anos, contados a par r da declaração de comercialidade, podendo ser reduzido ou prorrogado. II.2.2 Localização das Unidades de Produção, Poços e Dutos A PETROBRAS informou que o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Berbigão e Sururu u lizará uma unidade do po Floa ng Produc on, Storage and Offloading, denominado FPSO Petrobras-68 (P-68) para realizar a vidades de processamento primário de produção, estocagem e transferência de óleo para navios aliviadores. O gás produzido será consumido pela unidade na geração de energia, reinjetado no reservatório, injetado na coluna de produção na função de li e o excedente escoado por gasodutos. O FPSO P-68 será instalado a aproximadamente 230 km da costa, numa lâmina d água entre e metros. II.2.3 Poços a serem interligados ao FPSO Para o Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Berbigão e Sururu há uma previsão de 14 (quatorze) poços firmes, sendo 8 (oito) produtores com 2 (dois) destes podendo ser conver dos para injetores no futuro e 6 (seis) injetores de água e gás WAG, que serão interligados ao FPSO P-68 através do sistema de coleta flexível acoplado. O projeto ainda contempla 5 (cinco) poços reserva, sendo 2 (dois) produtores, 1 (hum) injetor de água e 2 (dois) injetores de água e gás WAG. II Descrição das operações de intervenção A PETROBRAS se comprometeu a equipar todos os poços com DSSS (Disposi vo de Segurança de Subsuper cie), também conhecido como DHSV (Downhole Safety Valve). A respeito deste tema, é afirmado que: A PETROBRAS segue rigorosos procedimentos de segurança para planejar e executar qualquer po de intervenção, mantendo nos poços barreiras de segurança testadas e em perfeito funcionamento.

9 Em face deste compromisso, não está autorizada a produção em poços que não contem com este disposi vo operante. II.2.4 Cronograma Preliminar da A vidade: O cronograma apresentado prevê que a pré-ancoragem será realizada entre março e junho de 2018; a ancoragem entre julho e agosto; a interligação de poços a par r de julho; a instalação do MSIAG 1 em junho; e o início da produção em setembro. II.2.5 Histórico II Histórico das a vidades petrolíferas no campo Foi apresentado histórico das a vidades petrolíferas desenvolvidas pela PETROBRAS nos campos de Berbigão, Norte de Berbigão e Sul de Berbigão, Sururu, Norte de Sururu e Sul de Sururu. Foi destacado que: Os campos de Berbigão e Sururu originaram-se do bloco exploratório BM-S-11, adquirido na segunda Rodada de Licitações, em 2000, pelo consórcio composto pela Petrobras (Operadora-65%), BG E&P Brasil Ltda. (25%) e Petrogal Brasil S.A (10%). Antes da Declaração de Comercialidade, esta área era conhecida como a região oeste da descoberta de Iara. Os quatro outros campos, Norte de Berbigão e Sul de Berbigão, Norte de Sururu e Sul de Sururu originaram-se da área de Entorno de Iara, adquirida pela Petrobras através do contrato de Cessão Onerosa celebrado entre a União e a Petrobras em Esses quatro campos da Cessão Onerosa não possuem par cipação de outras empresas e são operados pela Petrobras. As informações apresentadas neste item foram sa sfatórias. II.2.6 Relato sumário do projeto São apresentadas adiante as principais caracterís cas deste projeto: O projeto de Desenvolvimento da Produção e Escoamento de Berbigão e Sururu faz uso de risers flexíveis acoplados ao FPSO para todas as funções (produção, injeção de gás, injeção de água e serviço) e de 2 (dois) Manifolds Submarinos de Injeção de Água e Gás (MSIAG). Este DP u lizará a Unidade Estacionária de Produção (UEP) FPSO Petrobras-68 (P-68) com capacidade de processamento nominal de m³/d de óleo e m³/d de gás. O óleo produzido será processado e estocado nos tanques do FPSO P-68 e, periodicamente, será enviado para navios aliviadores. O escoamento da produção de gás será feito por meio de um gasoduto flexível que interligará o FPSO ao Gasoduto Rota 2. II.2.7 Descrição da A vidade II Descrição geral do processo durante o Desenvolvimento de Produção de Berbigão e Sururu De acordo com a PETROBRAS, o processo não difere daquele presente nas demais unidades de produção do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, consis ndo, basicamente, na produção do óleo e do gás através da coluna de produção, do reservatório até as ANMs, instaladas na cabeça dos poços. A par r deste ponto, os produtos escoam pelo sistema submarino de linhas (trechos flowline e riser) até alcançar o FPSO P-68. Ao chegar ao FPSO, o óleo e o gás passam por um processamento primário da produção. II Descrição do FPSO P-68 Principais caracterís cas: Ancoragem: Spread Mooring System;

10 Capacidade total dos 12 (doze) tanques específicos para óleo cru: barris ou m 3 ; Geração de Energia: 4 (quatro) turbo-geradores de 25 MW a gás e/ou diesel, 1 (hum) moto-gerador auxiliar a diesel de 1,8 MW e 1 (hum) moto-gerador a diesel de emergência de 1,8 MW; Unidade de Tratamento de Esgoto: Omnipure 5528 (1x100%) Severn Trent De Nora com princípio de tratamento eletrocatalí co e capacidade: 25,5 m 3 /d; 154 (cento e cinquenta e quatro) leitos; Heliponto: dispõe de equipamentos para reabastecimento; Capacidade de produção: Processamento de m³/d de óleo, m³/d de injeção de água e compressão de m³/dia de gás. Os cer ficados atualizados do FPSO P-68 (IOPP, ISPP, IAPP e Declaração da Marinha) devem ser apresentados por ocasião do requerimento da Licença de Operação. II Casco O FPSO P-68 possui costado duplo e fundo singelo, sendo informado que o casco foi pintado com nta an -incrustante. II Tanques A estocagem de óleo no FPSO P-68, de acordo com a PETROBRAS, pode ser realizada em até 12 (doze) tanques que juntos perfazem a capacidade de m³ já mencionada, não incluídos neste cálculo 2 (dois) tanques de slop. Além destes, os tanques de óleo diesel possuem capacidade de 6.226,23 m³, os de óleo lubrificante de 2,16 m³ e demais tanques que recebem óleo (efluente oleoso, borra oleosa, etc.) de 374 m 3. Somando-se todos estes valores, o volume total calculado para os tanques de óleo ou que podem receber óleo foi de ,4 m³, valor este u lizado para elaboração do Item II.6 Análise e Gerenciamento de Risco. II Sistema de gás inerte Foi informado que a unidade possuirá uma planta para geração e tratamento de gás inerte baseada na queima de gás combus vel ou óleo diesel. Este sistema permi rá o fornecimento de gás inerte aos tanques de carga, mantendo-os com uma atmosfera com baixo teor de oxigênio e pressão constante. II Sistema de lastro A PETROBRAS citou a existência de um sistema de lastro, fundamental em função da variação do volume de óleo armazenado nos tanques centrais da plataforma. Desta forma, mantém-se a estabilidade e o controle de esforços estruturais no FPSO u lizando-se a bomba de lastro para captar água do mar, bombeando-a para os tanques de lastro, dependendo da necessidade operacional. Foi informado que o sistema de lastro é totalmente isolado do sistema de armazenagem de petróleo e seus tanques e bombas são totalmente independentes. Como não há possibilidade de contaminação da água de lastro com óleo, o sistema não é considerado uma fonte de efluentes. II Planta de processamento da produção A planta de processamento de produção tem a finalidade de promover a separação do óleo, gás e água produzida, desenvolvendo o tratamento e estabilização do óleo, o tratamento de gás e tratamento da água produzida para descarte. O pico de produção de óleo está previsto para o ano de 2020 com a produção de m 3 /d de óleo e o pico de produção de gás também está previsto para este mesmo ano com a

11 produção de aproximadamente 2,89 Mm 3 /d de gás. Já o pico de geração de água de produção é es mado para o ano de 2041, quando a plataforma terá cerca de 23 (vinte e três) anos de vida ú l. Por este mo vo, ressalta-se a necessidade da realização de manutenções periódicas e minuciosas a fim de que esta unidade não tenha problemas de descarte fora dos padrões obrigatórios previstos na Resolução CONAMA 393/2007. II Sistema de separação e tratamento de óleo, gás e água O sistema de separação de óleo, gás e água consiste dos seguintes componentes: Separador de água livre; separador de teste; Sistema de aquecimento do óleo; Tratadores Eletrostá cos (2 estágios); Resfriador de óleo estabilizado; Sistema de compressão do gás; Sistema de desidratação do gás; Sistema de Remoção de CO2; Sistema de Ajuste de Ponto de Orvalho; Sistema de Gás Combus vel; Hidrociclones; e Flotador. Além dos já mencionados dimensionamentos de m 3 /d de produção de óleo e 6,0 Mm 3 /d de tratamento de gás, a planta de processo do FPSO P-68 tem capacidade para processar m 3 /d de água produzida. A planta de óleo segue o padrão verificado em outras unidades similares da PETROBRAS. Na entrada, há a injeção de produtos químicos com a intenção de aumento da eficiência do processamento. O primeiro estágio ocorre em um separador de alta pressão com aquecimento, que facilita a separação das fases. O segundo estágio é de tratamento eletrostá co para enquadramento do teor de água e salinidade, além da eliminação dos gases. A par r daí, o óleo é resfriado, medido e armazenado nos tanques. O sistema de tratamento de gás também é clássico, composto por três estágios. A PETROBRAS informou que: A planta estará preparada para a injeção de todo o gás produzido, com a exceção do gás consumido no FPSO e do gas li u lizado. A injeção de todo o gás no reservatório será realizada para aumentar o fator de recuperação de óleo. A planta de produção também estará preparada para a exportação desse gás para a terra, com composição definida pela PETROBRAS para atender os critérios de escoamento e processamento em terra. Destaca-se que a Revisão 02 do EIA previu um teor entre 15% e 35% de CO 2 na corrente de gás, componente que receberá tratamento específico para reinjeção no reservatório. A água de produção passa inicialmente por um vaso coletor e posteriormente por um conjunto de hidrociclones e flotador que promovem a remoção do óleo. Embora não tenha sido mencionado, depreende-se que o óleo residual retorne ao processamento de óleo. Chama-se atenção para a inadmissão do descarte de água de produção na forma submersa de acordo com o estabelecido pelo Parecer Técnico nº 43/2017-COPROD/CGMAC/DILIC (SEI nº ). Solicita-se, portanto, a confirmação deste entendimento por parte da PETROBRAS, que deverá se comprometer com as adequações de projeto que se façam necessárias. Nada foi informado a respeito da instalação de um medidor de TOG na linha de descarte. Ressalta-se o entendimento do IBAMA de que este medidor deve estar presente, pois representa um sistema redundante de controle. Conforme informado pela empresa em outros estudos similares, o medidor garante que a qualidade da água tratada será monitorada con nuamente por um sensor de TOG na linha de descarte, que interromperá o lançamento caso o efluente esteja fora de especificação. Nesse caso, a água desenquadrada será enviada para o tanque de slop sujo, de onde seguirá para o tanque de slop limpo juntamente a outros efluentes oleosos do FPSO, sendo descartada após decantação, seguindo as determinações da MARPOL (teor de óleos e graxas inferior a 15 ppm). II Sistema de tratamento de água de injeção

12 De acordo com a PETROBRAS: A finalidade do tratamento da água de injeção é evitar corrosão na tubulação dos poços de injeção, formação de incrustação na tubulação dos poços de produção de óleo, obstrução do meio poroso da rocha-reservatório e proliferação de bactérias sulfatoredutoras, presentes nas rochas-reservatório. O sistema u liza uma Unidade de Remoção de Sulfatos (URS). A água é captada do mar e recebe injeção de cloro. Posteriormente é filtrada. Após o processo de filtragem é necessária injeção de inibidor de incrustação, sequestrante de cloro e biocida com a finalidade de proteger as membranas da unidade de remoção de sulfato. A respeito do efluente a ser descartado proveniente deste processo, a empresa presta o esclarecimento a seguir: O processo de dessulfatação é dividido em dois estágios. No primeiro estágio, cerca de 50% do fluxo total da água será permeada e seguirá para saída da URS, enquanto que o restante do fluxo denominado rejeito será direcionado para o segundo estágio das membranas, sofrendo novamente o mesmo processo de permeação, dividindo igualmente o fluxo entre permeado e rejeito. O fluxo do permeado do segundo estágio irá se juntar ao permeado do primeiro estágio, resultando no fluxo da água dessulfatada, correspondente a aproximadamente 75% do fluxo total do processo, correspondente a m³/d, que seguirá para o sistema de injeção de água. O rejeito do segundo estágio, correspondente a 25% do fluxo total do processo (9.600 m³/d), será descartado para o mar em linha independente no costado do FPSO. Observando-se a Figura II , pode-se depreender que: há descarte do biocida DBNPA no rejeito da URS, concentração de 100 a 500 ppm; o biocida de choque THPS é injetado a jusante da Desaeradora, concentração 200 a 300 ppm, sem previsão de descarte direto; e o biocida con nuo é injetado antes das bombas de injeção, com concentração de 10 ppm, sem previsão de descarte direto. A PETROBRAS se comprometeu a encaminhar a modelagem de descarte do efluente da Unidade de Remoção de Sulfatos (URS), em função da adição de biocida, quando do requerimento da Licença de Operação. As FISPQs, de acordo com a empresa, serão encaminhadas somente no Relatório de Operação, geralmente, incluído como condicionante específica da Licença de Operação. As membranas passam por processo periódico de limpeza. A princípio, de uma a duas vezes por mês e, após 12 (doze) meses, possivelmente bimestralmente. Serão u lizadas, além de água doce, soluções alcalinas e ácidas. O descarte do efluente de limpeza das membranas pode ser feito diretamente no mar ou passando pelo tanque de slop sujo, a depender das condições operacionais. A PETROBRAS se comprometeu a também apresentar a modelagem do efluente limpeza das membranas no requerimento de Licença de Operação. Observa-se que, através da correspondência UO-BS 0589/2017 de (SEI nº ), a PETROBRAS solicitou o aumento da frequência do uso do biocida de choque para até 7 (sete) vezes por semana em projetos das Etapas 1 e 2 do Pré-Sal. Esta solicitação foi inicialmente analisada pelo Parecer Técnico nº 175/2017-COPROD/CGMAC/DILIC de (SEI n ), que apontou a necessidade de informações complementares. A resposta ao referido parecer técnico foi apresentada pela PETROBRAS através da correspondência UO-BS 0061/2018 de (SEI n ), analisada pelo Parecer Técnico nº 32/2018-COPROD/CGMAC/DILIC (SEI n ), que reiterou a necessidade de esclarecimentos. O posicionamento final e exigências do IBAMA relacionados a esta solicitação também deverão ser consideradas para a P-68.

13 II Sistema de tratamento de gás combus vel As informações prestadas são suficientes. II Sistema de tratamento de água produzida Sistema analisado no subitem II II Sistema de aquecimento da planta de processo As informações prestadas são suficientes. II Sistema de fornecimento de água As informações prestadas nos subitens II Sistema de água de resfriamento, II Sistema de água doce de serviço, II Sistema de água potável e II Sistema de Água para lavagem do óleo foram consideradas suficientes. II Sistema de geração de energia O sistema de geração principal de energia do FPSO P-68 consiste de 4 (quatro) turbogeradores (em arranjo 4 x 33%) com potência nominal de 25 MW / 31,25 MVA em 13,8 kv com frequência de 60 Hz. Cada gerador é acionado por uma turbina a gás bicombus vel (gás ou diesel), com consumo es mado por gerador de Sm³/dia (@ 15 C e 1 bara) de gás ou l/dia de diesel. O sistema elétrico possui dois conjuntos moto-gerador em 480V, sendo um gerador elétrico auxiliar e um gerador elétrico de emergência. A potência nominal de cada gerador é de 1,8 MW / 2.25 MVA. II Sistema de tocha e vent A PETROBRAS informou que: A P-68 dispõe de uma unidade de recuperação de gases (Flare Gas Recovery Unit - FGRS), capaz de recuperar até Nm3/d de gases enviados para queima durante a operação normal da tocha. Essa tecnologia ainda se encontra numa fase de avaliação, sendo por enquanto adotada em recentes projetos onde a Petrobras é a proprietária da unidade. Este sistema somente será operado em situações de planta plenamente estável com obje vo de recuperação do gás (até Nm3/d) para fins de exportação ou reinjeção. Mencionou ainda que: O Sistema de Tocha foi projetado para queimar todo o gás produzido, caso ocorra parada na planta de processo ou no sistema de escoamento. Portanto, entende-se que não haverá queima de gás produzido, exceto no período de comissionamento inicial e nas situações acima descritas. Houve o compromisso de apresentar o plano de comissionamento, com a previsão de queimas extraordinárias, quando do requerimento de Licença de Operação. Ainda, cabe destacar que, de acordo com a empresa, o primeiro poço injetor de gás será interligado durante o comissionamento. II Sistema de transferência de óleo (offloading): A PETROBRAS informou que a transferência do óleo do FPSO P-68 para os navios aliviadores será realizada através de mangotes flutuantes de carcaça dupla, classe 300, armazenados em carretéis numa vazão de m³/h. De acordo com a empresa, o mangote de transferência é equipado em uma extremidade com válvula automá ca cujo fluxo só é liberado após a fixação ao navio aliviador; o desengate é rápido para casos de emergência; e a lavagem do mangote com água é no sen do do tanque de slop do FPSO P-68.

14 O FPSO P-68 dispõe de estações na popa e na proa. II Sistema de Drenagem: A PETROBRAS informou que o sistema de drenagem do FPSO P-68 é composto por drenagem fechada e aberta. A drenagem fechada atende ao efluente composto por óleo e água, vindo da drenagem de vasos e de equipamentos de processo. Este efluente volta ao processo. A descrição da empresa para a drenagem aberta consiste no seguinte texto: O sistema de drenagem aberta consiste de dois headers: o sistema classificado e o sistema não classificado. As águas de drenagem que compõem o sistema aberto classificado são geradas na unidade e correspondem às águas de lavagem da planta industrial, água gerada na área de armazenamento de insumos combus veis e no setor de lavagem de peças e equipamentos, e ainda às águas pluviais que incidem sobre estas áreas e que podem carrear resíduos oleosos. As águas de drenagem que compõem o sistema aberto não classificado são geradas por águas de lavagem e águas pluviais que incidem em áreas sem possibilidade de contaminação por óleo. Os dois headers são encaminhados para o tanque de slop sujo. A água do tanque de slop sujo é decantada e enviada ao tanque de slop limpo. Do tanque de slop limpo, a água passa por mais um processo de decantação, com tempo de residência suficiente para garan r que o teor de óleos e graxas seja inferior a 15 ppm, conforme determinação MARPOL 73/78 e NT 01/11, e então é descartada para o mar. A medição do teor de óleos e graxas será efetuada por meio de um analisador de TOG instalado na linha de descarte. Mediante esta informação, deve ser esclarecido pela PETROBRAS qual será o procedimento se a leitura deste medidor, instalado na linha de descarte, exibir teor de óleos e graxas superior a 15 ppm. Não há previsão de que o efluente residual gerado em drenagem aberta, classificada ou não, seja direcionado à planta do processo em momento algum durante o tempo produção do FPSO P-68. Caso a empresa, há qualquer tempo, compreenda que esta manobra será necessária, é imprescindível a emissão de uma anuência prévia da Coordenação de Produção, devendo a mesma ser requerida com a devida antecedência e acompanhada das jus fica vas e informações técnicas relevantes para uma tomada de decisão. II Sistema de Água Oleosa da Praça de Máquinas Não há previsão de que o efluente gerado seja direcionado à planta do processo em algum momento durante o tempo produção da unidade. Caso a empresa, há qualquer tempo, compreenda que esta manobra será necessária, é imprescindível a emissão de uma anuência prévia da Coordenação de Produção, devendo a mesma ser requerida com a devida antecedência e acompanhada das jus fica vas e informações técnicas relevantes para uma tomada de decisão. II Guindastes As informações prestadas foram suficientes. II Acomodações Foi informado que há acomodações para 154 (cento e cinquenta e quatro) pessoas. Destacase que ao longo do período de a vidade da plataforma, os equipamentos para tratamento de esgoto sanitário deverão estar em pleno funcionamento para este efe vo, independentemente da ocupação. II Combus veis