acesso a redes sociais
  • tumblr.
  • twitter
  • Youtube
  • Linkedin
  • flickr
conecte-se a TN
  • ver todas
  • versão online
  • Rss
central de anunciante
  • anunciar no site
  • anunciar na revista
Artigo

Descomissionamento offshore e o fortalecimento da cadeia de valor, por Marcelo Mafra

17/01/2020 | 11h57
Descomissionamento offshore e o fortalecimento da cadeia de valor, por Marcelo Mafra
Agência Petrobras Agência Petrobras

Ao longo dos últimos quatro anos, o tema descomissionamento de instalações tem sido objeto de constantes debates entre os stakeholders da indústria de petróleo e gás nos principais mercados produtores no mundo, incluindo o Brasil.

Os desafios associados ao tratamento dos campos maduros no mundo perpassam por decisões que podem derivar em ações bastante distintas, seja na geração de novos investimentos para ampliação do fator de recuperação do campo (EOR – Enhanced Oil Recovery), seja pela realização da cessão de direitos, com a venda dos ativos para operadores menores, ou mesmo pela devolução do campo, com o descomissionamento das instalações.

No Brasil, a existência de um grande cluster de campos maduros onshore e offshore delineia, no curto prazo, um cenário muito favorável para a realização de ações que envolverão tanto a revitalização de campos maduros, quanto o encerramento das atividades de produção de petróleo e gás com a consequente devolução de áreas.

Divulgação

Na verdade, constata-se que muitos dos projetos que visam a melhoria da produtividade dos campos maduros coexistirão com o descomissionamento de instalações, tendo em vista a impossibilidade de permanência de um grande número de unidades de produção em atividade, dado o nível de obsolescência dos sistemas, que atingiram o limite de suas respectivas vidas úteis.

Neste contexto, destaca-se o processo de revitalização da produção do campo de Marlim na Bacia de Campos, onde serão realizados importantes investimentos para ampliação do fator de recuperação, concomitantemente com uma grande etapa de descomissionamento.

Em Marlim, entrarão em operação duas novas instalações de produção projetadas para operação típica em um campo maduro, ao mesmo tempo em que ocorrerá a remoção de quatro plataformas semissubmersíveis, três FPSO e um FSO (somente de armazenamento), além do abandono de diversos poços e remoção de grande quantidade de equipamentos subsea.

Em paralelo, o plano de desinvestimento da Petrobras segue firme, com o repasse de diversos campos para novos operadores que irão, inicialmente, buscar a redução do OPEX dos ativos para então, na sequência, iniciar os investimentos buscando a melhoria da produção.

A expectativa é que a produção desses campos seja triplicada. Porém, assim como em Marlim, as ações para ampliação do fator de recuperação dos ativos cedidos coexistirão com ações parciais de descomissionamento.

Para completar este cenário, existem ainda diversos Programas de Descomissionamento de Instalações (PDI) aprovados ou em curso na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que envolverão a retirada de um número considerável de instalações, poços e sistemas submarinos, com destaque para Piranema, P-07, P-12 e P-15.

Ou seja, a desmobilização de unidades e de arranjos de produção, seja por devolução de áreas, seja decorrente de processos de EOR, envolverá cifras bilionárias na contratação de diversas atividades complexas para desativação parcial ou integral de projetos offshore. Naturalmente, são os campos marítimos que contemplam expressiva quantidade de poços com perfil de abandono complexos, equipamentos, linhas subsea, além das instalações de produção em superfície.

Portanto, verifica-se claramente a existência de excelentes nichos de oportunidade para o fortalecimento da a cadeia de valor. Isso significa a necessidade de implementação de ações ágeis visando a otimização das atividades do descomissionamento, que devem consequentemente passar pelo aprimoramento regulatório, pela evolução do mercado e das relações entre a cadeia de suprimentos.

Porém, numa avaliação preliminar feita pela ANP, foram identificados diversos gaps na cadeia de fornecimento que poderão representar obstáculos e riscos às atividades de descomissionamento, sobretudo num cenário de reaquecimento da indústria. São gargalos importantes em planejamento e gestão de projeto, disponibilidade de sondas, embarcações heavy-lift, embarcações para remoção de linhas subsea, reciclagem e tratamento de resíduos, áreas licenciadas para acondicionamento e desmonte de equipamentos, entre outros.

Os obstáculos necessitam ser removidos para que haja o aproveitamento pleno das oportunidades. Será necessário desenvolver novas tecnologias, novos arranjos de engenharia e de negócios com estabelecimento de parcerias, novas redes de inter-relacionamentos e de sistemas de gestão apropriados que possam reduzir substancialmente os preços, os riscos e o tempo de execução das operações de abandono e remoção dos sistemas de produção.

Certamente, a implementação de parcerias com a integração de processos será determinante para a geração de ganhos de escala e de qualidade que darão robustez as atividades, permitindo assim a consolidação de diversos núcleos locais de excelência em descomissionamento no entorno da Bacia de Campos.

Dentro da perspectiva regulatória, não há dúvidas de que o maior interesse da ANP esteja orientado para a continuidade das operações dos campos maduros, visando a atração de novos investimentos, garantindo assim a maximização da extração dos recursos, tendo em vista os baixos índices de recuperação destes campos no Brasil.

O incentivo à continuidade da produção certamente impulsionará a geração de novas oportunidades, de participações governamentais e o efeito renda nos diversos municípios ao longo das regiões produtores. Ou seja, todo petróleo e gás que puder ser produzido, deverá ser produzido e o Estado deve ser um facilitador desse processo estabelecendo uma regulamentação simples, clara e objetiva que catalise o apetite dos operadores a injetarem novos investimentos que possam estender os horizontes de produção de nossos campos maduros por mais 3 ou 4 décadas.

É positivo ressaltar o processo de revisão da Resolução ANP nº 27/2006 que define as regras para o descomissionamento de instalações de produção. A nova minuta de resolução entrou em processo de consulta pública em 06/11/2019, ficando à disposição para encaminhamento de sugestões por 45 dias. A audiência pública ocorrerá em 08/01/2020. Essa é uma grande oportunidade para o mercado apresentar suas sugestões ao novo texto, que certamente, sairá aprimorado após a avaliação dos comentários encaminhados.

A nova minuta de resolução foi concebida pela ANP em estreita parceria com o IBAMA e da Marinha do Brasil. Esta integração entre as três instituições permitiu a construção de importantes aspectos para o regramento das ações de descomissionamento, conferindo maior segurança jurídica às atividades.

A nova minuta introduz o importante conceito da avaliação multicritério como método que irá auxiliar e justificar o processo de tomada de decisão frente as possibilidades de descomissionamento, seja pela remoção integral/parcial, seja pela não remoção de equipamentos e sistemas do site de produção. A avaliação multicritério justificará a implementação das soluções mais adequadas e com menor risco, dando o formato do escopo dos Programas de Descomissionamento de Instalações (PDI) que serão submetidos à ANP, IBAMA e Marinha do Brasil. Vale destacar que a avaliação comparativa deverá levar em conta, pelo menos, 5 critérios: (i) ambiental; (ii) segurança; (iii) técnica; (iv) socioambiental; e (v) econômicos.

Destaca-se ainda que a nova minuta introduz a necessidade de apresentação de estudos de riscos e de impactos ambientais e de monitoramento pós descomissionamento, transformando os Programas de Descomissionamento de Instalações (PDI) num conjunto de documentos robusto, menos burocrático e que segue a linha dos modernos modelos regulatórios internacionais orientado às melhores práticas da indústria.

Outro aspecto importante da minuta de resolução é a tentativa de redução do risco regulatório associado ao descomissionamento e para isso a Agência buscará a antecipação da avaliação dos escopos. Isto é, a proposta é que os Programas de Descomissionamento de Instalação (PDI) sejam submetidos à ANP 5 anos antes do encerramento da produção offshore (4 anos para campos onshore), sendo que a Agência terá até 6 meses para concluir as análises do PDI.

Um tema relevante que certamente será objeto de muito debates, é a proposta contida na minuta de resolução que define que a ANP poderá colocar à disposição para Oferta Permanente os campos em processo de devolução que possuam PDI aprovados. Estes campos offshore permaneceriam em oferta por um período de 2,5 anos antes do encerramento da produção (24 meses para campos terrestres). Essa ação regulatória tem como objetivo garantir que haja uma transição de operadores sem que haja a interrupção da produção.

Certamente existem outros pontos de interesse na nova minuta de resolução, assim como existem também tópicos de maior sensibilidade. Porém, esta proposta de regulamentação traz grandes aprimoramentos em relação ao texto anterior e a possibilidade cada vez maior de integração entre ANP, IBAMA e Marinha do Brasil que, certamente, irão ampliar a segurança jurídica agregando valor ao processo de descomissionamento para todos os segmentos da indústria.

Por fim, é de conhecimento comum que todo processo regulatório traz questões complexas que são motivos de maior debate com a indústria, portanto, o diálogo entre as partes envolvidas deve seguir sendo estimulado para que, ao final, o Brasil tenha um arcabouço regulatório de vanguarda, incentivador de oportunidades gerando atividades sustentáveis, seguras, de baixo impacto ao meio ambiente e que gerem benefícios efetivos para a sociedade.

O descomissionamento não é o fim das atividades, mas sim uma excelente oportunidade para adensamento e fortalecimento da cadeia de valor.

Sobre o autor: Marcelo Mafra é engenheiro químico formado pela UFRJ, com pós-graduação Executiva em Petróleo e Gás pela COPPE e Especialização em Regulação dos Setores de Energia pelo Instituto de Economia da UFRJ. Especialista em regulação de petróleo e derivados da ANP desde 2006, atuou como superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente e Coordenador de Conteúdo Local. Atualmente está atuando na Superintendência de Desenvolvimento da Produção.

 

 

Artigo publicado na TN Petróleo nº128, veja no link: https://www.tnpetroleo.com.br/media/revista/TN_Petroleo128_Issuu.pdf



Fonte: Marcelo Mafra
Seu Nome:

Seu Email:

Nome do amigo:

Email do amigo:

Comentário:


Enviar