ESPECIAL: Indústria do descomissionamento começa a sair do papel puxada pela petrobras

Rio, 02/01/2024 – A propalada cadeia de negócios do descomissionamento de equipamentos e plataformas de petróleo dentro do País finalmente começou a sair do papel em 2023 e vai ganhar tração nos próximos cinco anos. Principal indutora da atividade, a Petrobras, planeja investir US$ 11 bilhões, cerca de R$ 53 bilhões, nessa frente entre 2024 e 2028. O montante é 12,2% maior que o previsto no plano quinquenal anterior.

A estatal tem planos de desativar e reciclar 23 plataformas, 1,9 mil quilômetros de linhas submarinas e 550 poços marítimos. Para depois de 2028, há projetos para descomissionar outras 35 plataformas fixas e cinco flutuantes.

Sob uma gestão mais aberta a observar políticas de fomento da indústria nacional, bandeira do governo Lula, o chamado plano de destinação sustentável de embarcações da Petrobras visa, preferencialmente, serviços de estaleiros e empresas dentro do País. Essa não vinha sendo a praxe nos últimos anos, quando a própria Petrobras e seus pares optaram por mandar equipamentos com a vida útil encerrada para o exterior. Uma das justificativas era maior segurança operacional e jurídica, o que impunha, inclusive, custos maiores com transporte para o exterior.

Ao Broadcast, o gerente geral de projetos de descomissionamento da Petrobras, Eduardo Zacaron, defendeu que o Brasil tem vantagens logísticas que reforçam a tendência de executar as atividades no País. E, sobre legislação, garantiu que as regras ambientais e de segurança locais são tão ou mais restritivas que as da União Europeia (UE), referência do mercado. Apenas 16 países têm estaleiros certificados pela UE para a atividade e o Brasil ainda não é um deles.

“Não há no Brasil estaleiros certificados pela União Europeia, mas a diligência feita pela Petrobras para verificar as condições dos estaleiros do Brasil permitiram prosseguir com o processo de licitação para venda e desmantelamento em território nacional”, diz Zacaron.

Diferencial

Segundo o executivo, o diferencial do chamado “descomissionamento verde” ante as práticas anteriores é o nível de controle da Petrobras sobre o processo, mesmo depois da alienação de um equipamento. A estatal audita desde a limpeza e desconexão dos equipamentos, passando pelo transporte, até sua destinação final ou reciclagem.

O modelo exige estaleiros com tecnologia para contenção e destinação específica de contaminantes decorrentes do desmantelamento, o que inclui materiais radioativos. Uma exigência é dique seco ou terreno impermeabilizado com sistema de drenagem. Para o primeiro descomissionamento de grande porte realizado no País, que começou esse ano, o do navio-plataforma (FPSO) P-32, a estatal foi mais restritiva, impondo o dique seco como condição.

O FPSO P-32 chegou este mês ao Estaleiro Rio Grande, no Rio Grande do Sul, após ser desancorado do campo de Marlim da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. O desmantelamento a ser feito pela Ecovix, administradora do porto, vai durar cerca de um ano. O navio foi vendido para a siderúrgica Gerdau em leilão realizado em julho. A Gerdau vai aproveitar a sucata metálica como matéria-prima para a produção de aço em sua unidade de Charqueadas (RS). Os valores envolvidos não foram revelados.

A Petrobras também já licitou o FPSO P-33, situado em Marlim, para a Gerdau e serviço da Ecovix. O navio deve chegar ao estaleiro gaúcho em meados de 2024. Segundo Zacaron, ao todo oito empresas disputam o serviço e a sucata resultante do descomissionamento nas duas licitações.

Nos dois próximos anos, detalha, estão previstas as remoções de 3 FPSOs próprios, 2 FPSOs afretados e 2 plataformas semi submersíveis. Entre as estruturas estão a P-26, na Bacia de Campos, e o FPSO Capixaba, no campo de Jubarte, litoral do Espírito Santo.

Formatos

Hoje há dois formatos diferentes para um descomissionamento da Petrobras. No primeiro, aplicado à P-32 e P-33, a estatal vende o ativo para uma empresa associada a um estaleiro licenciado. A Petrobras é responsável pela entrega da plataforma no estaleiro e todos os custos da operação de reciclagem são do comprador. Na conclusão do processo, acompanhado pela estatal, o comprador emite um certificado final de destinação com evidências do processo.

Na segunda modalidade, voltada à plataformas fixas e sistemas submarinos, a Petrobras lança mão de contratos de Engenharia, Preparação, Remoção e Disposição (EPRD). Nesse formato, que também passa por licitação, a Petrobras contrata os serviços de uma empresa ou consórcio responsável por planejar e executar todas as atividades. É essa a natureza da contratação de empresas como a Ocyan pela Petrobras e a Subsea7 pela Shell.

O descomissionamento de plataformas fixas é mais demorado e por vezes mais complexo porque, diferente do que acontece nos FPSOs, a cabeça dos poços não ficam no assoalho marinho, mas dentro das plataformas. Por isso, é necessário concluir todo o tamponamento dos poços antes de remover as unidades, o que impõe calendários mais distendidos. Além disso, a remoção de plataformas fixas exige embarcações dotadas de guindaste de alta capacidade para o içamento offshore de componentes.

Peso da Petrobras

Para se ter ideia do peso da Petrobras na atividade, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) prevê, para todo o mercado, R$ 57,1 bilhões a serem investidos em atividades de descomissionamento. O valor previsto pela Petrobras até 2028, perfaz 92% desse montante.

A ANP estima que R$ 39 bilhões ou 68% do total previsto para o período seja investido na Bacia de Campos, seguida das bacias de Sergipe (R$ 6 bilhões), Santos (R$ 4 bilhões) e Potiguar (R$ 3 bilhões). Outras quatro bacias devem receber, cada uma, R$ 1 bilhão em investimento.

De sua parte, detalha Zacaron, a Petrobras planeja gastar 70% dos recursos com intervenções em poços, considerando abandono e tamponamento definitivo, enquanto os 30% restantes ficam para os equipamentos em si (sistemas submarinos e plataformas). Em termos de bacias sedimentares, 71% ou cerca de R$ 37,5 bilhões devem ser aplicados na Bacia de Campos e o restante em bacias das regiões Norte e Nordeste (23%), além da Bacia de Santos (5%).

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