CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
JOCELYNE BOTSHIMBO M’PUSA
DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS MARÍTIMAS: ESTUDO COMPARATIVO DOS CASOS REINO UNIDO E BRASIL
Niterói 2017
DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS MARÍTIMAS: ESTUDO COMPARATIVO DOS CASOS REINO UNIDO E BRASIL
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientadores:
Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiroz
Eng. Vitor José Campos Bourbon
Niterói 2017
Ficha Catalográfica elaborada pela Biblioteca da Escola de Engenharia e Instituto de Computação da UFF
M939 M’Pusa, Jocelyne Botshimbo
Descomissionamento de plataformas marítimas : estudo
comparativo dos casos Reino Unido e Brasil / Jocelyne Botshimbo M’Pusa. – Niterói, RJ : [s.n.], 2017.
68 f.
Projeto Final (Bacharelado em Engenharia de Petróleo) – Universidade Federal Fluminense, 2017.
Orientadores: João Crisósthomo de Queiroz, Vitor José Campos Bourbon.
1. Plataforma marítima. 2. Descomissionamento. 3. Indústria petrolífera. 4. Brasil. 5. Grã-Bretanha. I. Título.
DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS MARÍTIMAS: ESTUDO COMPARATIVO DOS CASOS REINO UNIDO (UKCS) E BRASIL
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Aprovado em 14/07/2017
BANCA EXAMINADORA
____________________________________________ Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiroz Neto
Universidade Federal Fluminense (UFF)
____________________________________________ Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Universidade Federal Fluminense (UFF)
___________________________________________ Eng. Vitor José Campos Bourbon
À memória do meu querido pai Gabriel Botshimbo Wa Monya, que infelizmente não pode estar presente neste momento tão feliz da minha vida, mas que não poderia deixar de homenagear, pois eu lhe devo tudo. Obrigada por tudo meu herói! Saudades eternas!
À minha querida mãe Catherine Efomba Ntatiyeli, que consegue ser pai e mãe e ainda companheira, ao mesmo tempo. Meu grande exemplo da vida! Eu te amo infinitamente!
Agradeço em primeiro lugar a Deus por me dar o sustento e força nas horas que mais precisei na minha vida.
À minha família, em especial a minha mãe, pelo suporte e apoio durante toda minha vida, esforçando-se e abnegando-se muitas vezes para fornecer aos filhos o estudo e qualificação necessária para a vida.
Aos meus irmãos Judel Botshimbo Bakota, Yannick Botshimbo Eyongo e Yves Botshimbo Luana pelo carinho e atenção. Por nada nessa vida, trocarei vocês, eu amo vocês!
Ao Marthély Velela por me incentivar e aturar sempre independente da minha chatice. A todos os meus amigos que tive o prazer de conhecer durante a minha estadia no Brasil.
À UFF e aos seus professores por me propiciarem esses mais de cinco anos de estudo com qualidade, nos inspirando e sendo modelos para o nosso futuro.
Às minhas queridas Terezinha Morena e Márcia que tive oportunidade de conhecer na coordenação do PEC-G.
Às amigas de petróleo: Aline, Rebecca, Barbara e Amanda.
À ANP que me concedeu o estágio, e onde pude aprender e abrir meu horizonte com relação à indústria de petróleo, além de me darem suporte nesse presente trabalho. Minha sincera gratidão às equipes da SEP e SDP, especialmente a Rafael Bastos, Terezinha, Gustavo Santana, Nonato e Pedro.
Ao meu co-orientador Vitor, faço um agradecimento especial. Obrigada por me guiar no desenvolvimento deste trabalho. Cheguei até você sem ideia do que escrever, mas fui recebida de braços abertos sem me conhecer e meu deu suporte eficiente e suficiente para a realização desse trabalho.
Ao meu orientador Professor João Queiroz, que me ajudou nesse período em que eu estive fazendo esse presente trabalho, me dando os conselhos necessários.
“Não há nada melhor do que a adversidade. Cada derrota, cada mágoa, cada perda, contém sua própria semente, sua própria lição de como melhorar seu desempenho na próxima vez”.
RESUMO
A fase final do ciclo de vida produtivo de um poço produtor de petróleo é o descomissionamento. Nos últimos anos, essa etapa ganhou visibilidade nas pautas das principais conferências e debates na Indústria do petróleo, tanto nacionais como internacionais, além de se destacar no âmbito de planejamento das operadoras como na visão governamental dos países produtores de petróleo. O interesse pelo tema está motivado pelo amadurecimento dos campos ao redor do mundo. O descomissionamento ocorre em 5 etapas: planejamento e gerenciamento do projeto, encerramento da produção de óleo e gás, remoção da estrutura offshore, disposição final ou reciclagem dos equipamentos removidos e limpeza e monitoramento submarino do ambiente. O objetivo desse conjunto de etapas do desmantelamento é garantir o encerramento mais seguro e eficiente das atividades de produção de óleo e gás. A pesquisa empreendida neste trabalho consiste em discutir o processo de descomissionamento das plataformas marítimas como um tudo e realçando os aspectos regulatórios. Embora a legislação internacional sobre o descomissionamento marítimo preconize a opção da remoção completa com disposição final na terra por ser a mais segura, existem outras opções de abandono das plataformas com disposição final diversa: remoção completa com disposição no fundo do mar, remoção parcial, tombamento no local e deixar a estrutura no local. A causa do aperfeiçoamento nessa legislação se deve ao fato da indústria de petróleo ser marcada pela ocorrência de incidentes e acidentes cujos danos podem causar perda de vidas humanas, enormes prejuízos econômicos e, sobretudo, agredir o meio ambiente. O presente trabalho teve como objetivo apresentar o arcabouço legal do processo de descomissionamento no âmbito tanto internacional quanto do Reino Unido e do Brasil. Além de realçar os tipos de plataformas marítimas e as possíveis soluções de descomissionamento e disposição final. O atual excesso de oferta de petróleo no mercado induz a depreciação no preço que causa o adiamento nas operações de desativação das estruturas complexas. Em termos de custos econômicos, o principal fator está diretamente relacionado ao peso dos componentes a serem removidos e também a quantidade de içamentos e barcos de apoio. Com base nisso, até o momento, não existe caso de desmantelamento de estrutura de concreto.
ABSTRACT
The final phase of the productive life cycle of an oil producing well is decommissioning. In recent years, this stage has gained visibility in the guidelines of the main conferences and debates in the Oil industry, both national and international, besides being highlighted in the planning of the operators as in the governmental view of the oil producing countries. The interest in the subject is motivated by the maturing of fields around the world. The decommissioning takes place in 5 stages: project planning and management, oil and gas production closure, offshore structure removal, final disposal or recycling of the removed equipment, and cleaning and underwater monitoring of the environment. The objective of this set of stages of the decommissioning is to ensure the most secure and efficient closure of oil and gas production activities. The research undertaken in this paper consists of discussing the decommissioning process of the offshore platforms as a whole, and highlighting the regulatory aspects. Although international legislation on maritime decommissioning advocates the option of complete removal with final disposal on the ground for being the safest, there are other options for abandoning the platforms with different final disposal: complete removal with disposal on the seabed, partial removal, tipping on the spot and leave the structure in place. The cause of the improvement in this legislation is due to the fact that the oil industry is marked by the occurrence of incidents and accidents whose damages can cause loss of human lives, enormous economic losses and, above all, damage the environment. The present work had as objective to present the legal framework of the process of decommissioning in both the international scope as of the United Kingdom and Brazil. In addition to highlighting the types of offshore platforms and possible decommissioning and final disposal solutions. The current excess supply of oil in the market induces depreciation in the price that causes the delay in operations to deactivate the complex structures. In terms of costs, the main factor is directly related to the weight of the components to be removed and also the quantity of deposits and support boats. Based on this, to date, there is no case of concrete structure dismantling.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Estatísticas das Plataformas no Brasil ... 21
Figura 2: Fluxo de trabalho típico das fases de descomissionamento (BEIS) ... 36
Figura 3: Desativação de Instalações Marítimas ... 40
Figura 4: Desativação de Instalações Marítimas sem Remoção Total ... 41
Figura 5: Tipos de plataformas ... 47
Figura 6: Plataforma fixa de concreto Troll A, localizada na Noruega - Mar do Norte ... 47
Figura 7: Corte da Subestrutura de aço (Remoção Parcial) ... 56
Figura 8: Corte e Tombamento no local ... 58
Figura 9: Ilustração das principais técnicas para implementação dos recifes artificiais ... 61
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1: Instalações no Mar do Norte ... 18 Gráfico 2: Quantidade de plataformas de produção por operador da instalação (base 2015) ... 20 Gráfico 3: Idade Média das Instalações do Mar do Norte ... 20
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Cronograma da Agenda Regulatória 2017 – 2018 ... 16
Tabela 2: Comparação entre as normativas brasileiras e internacionais sobre o descomissionamento ... 43
Tabela 3: Campos da rodada zero prorrogados pela ANP para mais 27 anos ... 45
Tabela 4: Avaliação da Opção Deixar no Local ... 55
Tabela 5: Avaliação da Opção Remoção Parcial ... 57
SUMÁRIO
RESUMO ... 5 ABSTRACT ... 6 CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO ... 14 1.1 Definição do Problema ... 14 1.2 Objetivo ... 15 1.3 Motivação ... 15 1.4 Metodologia ... 17CAPÍTULO 2 - REFERENCIAL TEÓRICO ... 18
2.1 Breve Revisão Histórica de Evolução do Processo de Descomissionamento ... 18
2.2 Convergência e divergências entre as bacias do Mar do Norte e Brasil ... 19
CAPÍTULO 3 - ASPECTOS REGULATÓRIOS ... 23
3.1 Principais Tratados Internacionais ... 23
3.1.1 Convenção das Nações Unidas sobre a Plataforma Continental de 1958 ou Convenção de Genebra de 1958 (The Continental Shelf Convention and the High Seas Continental) ... 23
3.1.2 Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar (United Nations Convention on the Law of the Sea - UNCLOS, 1982) ... 24
3.1.3 Diretrizes da IMO (1989) ... 25
3.2 Principais Acordos Regionais ... 27
3.2.1 Convenção de Londres de 1972 (London Dumping Convention 1972 - LC) ... 27
3.2.2 OSPAR 1992 ... 28
3.2.3 Decisão OSPAR 98/3 ... 29
3.3 Normas Regulatórias na Plataforma Continental do Reino Unido ... 30
3.3.1.1 Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial (Department of
Business, Energy and Industrial Strategy - BEIS) ... 31
3.3.1.2 Autoridade de Petróleo e Gás (Oil and Gas Authority - OGA) ... 31
3.3.1.3 Executivo de Saúde e Segurança (Health and SafetyExecutive - HSE) .... 32
3.3.2 Regulamentos de descomissionamento aplicados no UKCS - Reino Unido 33 3.3.2.1 Lei do Petróleo de 1998 (Petroleum Act 1998) ... 33
3.3.2.2 Lei de Energia do Reino Unido de 2008 (Energy Act 2008) ... 33
3.3.2.3 Legislação sobre Avaliação de Impacto Ambiental e Avaliação da Regulamentação do Habitat (Habitat Regulation Appraisal – HRA). ... 34
3.4 Plano de Descomissionamento na UKCS ... 35
3.5 Legislação Brasileira ... 36
3.5.1 Instituições reguladoras do Brasil e suas competências ... 37
3.5.1.1 IBAMA ... 37
3.5.1.2 ANP ... 39
3.6 Plano de Descomissionamento do Brasil ... 42
CAPÍTULO 4 - DESCOMISSIONAMENTO DAS PLATAFORMAS MARÍTIMAS ... 44
4.1 Motivações dos Descomissionamentos ... 44
4.2 Processo de Descomissionamento de Plataformas ... 46
4.2.1 Plataforma Gravitacional de Concreto (Fixa) ... 47
4.2.2 Plataforma Jaqueta (Fixa) ... 48
4.2.3 Torre Complacente – Plataforma fixa ... 49
4.2.4 Plataforma de Pernas Atirantadas ... 49
4.2.5 Plataforma do tipo SPAR ... 49
4.2.6 Plataforma Semissubmersível ... 50
4.2.7 Navio de Produção, Armazenagem e Desembarque (FPSOs) ... 50
CAPÍTULO 5 - SOLUÇÕES DE DESCOMISSIONAMENTO ... 51
5.2 Opções de Descomissionamento para as Plataformas Fixas ... 52
5.2.1 Plataforma Gravitacional de Concreto ... 52
5.2.2 Plataforma Jaqueta (subestrutura de aço) ... 53
5.2.2.1 A Opção de Deixar no Local ... 54
5.2.2.2 A Opção de Remoção Parcial ... 55
5.2.2.3 A Opção de Tombar no Local ... 57
5.2.2.4 A Opção de Remoção Completa ... 58
5.2.2.4.1 Opções de disposição final da plataforma removida por completo ... 60
5.2.2.5 Uso Alternativo ... 62
CAPITULO 6 - CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 63
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO
1.1 Definição do Problema
O termo descomissionamento na Indústria de petróleo e gás é um conjunto de operações que ocorre ao término da vida útil de uma área de produção de petróleo (campo) e/ou de uma estrutura de produção, visando o abandono do poço, a desmontagem, remoção e disposição ou reutilização da estrutura ou plataforma, e tendo por finalidade a restauração das condições iniciais do local.
Do ponto de vista etimológico, o termo “descomissionamento” vem do inglês “Decommissioning”. Porém e não tem relação com o “comissionamento de plataformas” o qual é um processo que engloba técnicas e práticas de engenharia, visando torná-la operacional, dentro dos requisitos especificados para a execução de um projeto (BENDIKSEN et. al., 2005).
Segundo WIEGAND (2011, apud TEIXEIRA, 2013), o descomissionamento é um processo multidisciplinar que sugere a melhor maneira de desativar as operações de produção quando já não há mais interesse técnico-econômico, com o objetivo principal de devolver a área, livre de danos ambientais e restaurada nas condições originais.
Contudo, devido à ambiguidade na interpretação do termo descomissionamento nos encontros e debates internacionais, o uso do termo “descomissionamento” foi adotado para o melhor entendimento do conceito como um todo, que envolve o abandono, a desativação, a remoção e a disposição final. O uso do termo “desativação” é adotado, na legislação brasileira.
Do modo geral, as atividades de apoio ao descomissionamento começam a partir da etapa de desenvolvimento inicial de um campo, continuam durante a aprovação do plano de desenvolvimento e se prorrogam na produção do campo até o encerramento das atividades de produção propriamente dito. No Reino Unido, o programa detalhado e revisado do descomissionamento deve ser apresentado pelo operador em aproximadamente cinco anos antes do encerramento da produção do poço.
No Brasil, por exemplo, o plano de desenvolvimento de campo, deve apresentar a previsão de custo das atividades de desativação e de recuperação de áreas, além de definir os critérios para aprovisionamento de recursos necessários à desativação das instalações do campo conforme o artigo 19 da Resolução ANP n.º 17/2015.
1.2 Objetivo
Este trabalho tem como objetivo analisar o processo de descomissionamento das plataformas offshore na Plataforma Continental do Reino Unido (The United Kingdom
Continental Shelf - UKCS) e na do Litoral Brasileiro de modo a explanar alguns dos aspectos que regem a última etapa de ciclo de vida de produção de petróleo nas respectivas regiões.
Serão abordados diferentes tipos de plataformas marítimas e opções de abandono, além de realçar as disposições finais correspondentes. Na mesma perspectiva, os aspectos regulatórios serão discutidos com intuito de listar brevemente os principais regulamentos internacionais, o arcabouço legal do Brasil e do Reino Unido por fins de orientação e monitoramento de forma adequada os processos de alto grau de risco e salvaguardar o ecossistema.
1.3 Motivação
A previsão de encerramento das atividades operacionais de um número considerável de plataformas nos próximos anos, ao redor do mundo, trouxe à cena da indústria de óleo e gás a relevância de debater sobre o tema.
Estima-se que em torno de 6.500 plataformas no mundo serão descomissionadas até o ano de 2025, a um custo aproximado de 40 bilhões de dólares, o que justifica uma intensa atividade de descomissionamento nos próximos anos (RUIVO, 2001).
No contexto das mudanças ocorridas na indústria do petróleo nos últimos anos, como baixos preços do barril de petróleo e ao aumento da disponibilidade de plataformas com estruturas cada vez mais complexas operando em águas profundas (400 a 1.000 m) e ultraprofundas (acima de 1.000 m), torna-se imperativo que a legislação a respeito do descomissionamento seja revisada e mais competente para o bom desempenho do projeto.
Na mesma perspectiva, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) está atualmente focada no desenvolvimento e atualização de sua estrutura regulatória para melhor gerir melhor o processo de desativação das plataformas. De
De acordo com a Convenção das Nações Unidas sobre o Direto do Mar, a “Plataforma Continental” de um país engloba o leito e subsolo marinho das áreas submarinas que se estendem para além do seu mar territorial, em toda a extensão do prolongamento natural do seu território terrestre, dentro de limites mínimos e máximos.
acordo com a agenda regulatória 2017/2018 da ANP, a revisão da Resolução ANP n.º 27/2006, está em fase de estudo e com previsão de conclusão em maio de 2018, conforme descrito na Tabela 1:
Tabela 1: Cronograma da Agenda Regulatória 2017 – 2018
Fonte: ANP (2017)
A questão do descomissionamento no setor de óleo e gás instiga órgãos reguladores, instituições, organizações e empresas envolvidas na área a discutirem cada vez mais com o intuito de fortalecer e enriquecer o arcabouço legal diante de grandes riscos operacionais, ambientais e econômicos que envolvem as atividades do descomissionamento no âmbito da própria indústria, do governo e público.
A escolha da Plataforma Continental do Reino Unido (UKCS) se justifica pelo fato de possuir muitos campos maduros, um mercado de descomissionamento em crescimento e muito bem consolidado. Já o Brasil projeta a primeira fase da desativação de plataformas nos próximos anos, quando os ativos chegarão ao fim de vida útil. Fora isso, a escolha foi motivada também pelo país planejar novas parcerias no setor com o Reino Unido devido à
1.4 Metodologia
Este trabalho foi realizado com base de pesquisas em artigos científicos, teses e nas literaturas nacionais e internacionais. Além disso, para estruturar os aspectos regulatórios, foi feito um levantamento dos tratados e acordos internacionais e regionais, resoluções, portarias e diretrizes normativas que regem as atividades relacionadas ao processo de descomissionamento tanto Brasil. Foram usadas como fontes as regulações de ANP, OSPAR, IMO.
CAPÍTULO 2 - REFERENCIAL TEÓRICO
2.1 Breve Revisão Histórica de Evolução do Processo de Descomissionamento
O desenvolvimento da Indústria de Óleo e Gás no Mar do Norte teve início a partir dos anos de 1967, com um grande progresso atingindo cerca de 1.500 instalações registradas, incluindo instalações fixas variando de 100 a 500.000 toneladas de aço ou concreto, em 2013 (OSPAR, 2013) [1]. Excluindo as instalações submarinas, isso equivale a 715 plataformas. A maioria das estruturas offshore, ou seja, 83% são plataformas fixas de aço cujos 53% se localizam na Bacia Continental do Reino Unido, conforme mostrada no gráfico 1:
Fonte: OSPAR (2013) [1]
O descomissionamento de plataformas em larga escala marítimas desenvolveu-se pela primeira vez no Golfo do México e logo depois no Mar do Norte, legando aprendizados e tecnologias ao mundo. No Golfo de México, já foram efetuados mais de 400 descomissionamentos em plataformas, das quais 80 foram aproveitadas como Recifes Artificiais por meio do programa ecológico intitulado “Rigs to Reefs” [2].
As discussões acerca do descomissionamento e os impactos ambientais associados ao abandono de plataformas de produção de óleo e gás ganharam destaque no cenário internacional a partir da tentativa de afundamento da unidade de Brent Spar, no Mar do Norte, sob a jurisdição do Reino Unido, em 1995 (Beatriz M. et. Al., 2012). O protesto social
resultou da proposta da Shell da permissão das autoridades competentes britânicos para dispor em águas profundas, uma estrutura de 14.500 toneladas, em meados da década de 1990.
Muito embora esse fato tivesse ocorrido no Reino Unido, teve repercussão na opinião pública europeia, principalmente na Alemanha. Como conseqüência disso, a Shell – operadora do campo de Brent – viu suas ações sofrerem queda no mercado de bolsa das ações, culminando com a redução nos lucros naquele ano. Esse fato foi motivo de discussão na Convenção OSPAR de 1992, já que estava em desacordo com a opinião pública. Essa Convenção OSPAR 1992 será discutida adiante, no capítulo 3.
Além disso, esse caso incentivou as operadoras a revisar as práticas aplicadas na execução do processo visando melhoria e conformidade com a regulamentação vigente, além de desenvolver olhar crítico perante a opinião pública.
2.2 Convergência e divergências entre as bacias do Mar do Norte e Brasil
A Bacia de Campos, situada no Brasil, apresenta algumas características equivalentes com o Mar do Norte, no que se refere à atuação das plataformas em profundidade de lâmina de água rasa e média, e tipo de plataforma em uso. Ela apresenta aproximadamente 51 campos em produção cujos 25 (35%) são FPSOs, 19 (26%) plataformas fixas, 17 (24%) semissubmersíveis, 2 (3%) outros e 9 (12%) plataformas inativas (ANP, 2017).
Entretanto, existem muitas diferenças entre os mercados de descomissionamento brasileiro e do Mar do Norte. No Brasil, a atividade de descomissionamento é mais nova do que no Mar do Norte, como pode ser visto no Gráfico 2, apresenta ativos novos. Por causa disso, o país dispõe ainda de pouca experiência em programas de descomissionamento, muito embora já tivesse que lidar com ocorrências de desativação algumas vezes, previamente à constituição da ANP.
Água rasa: 0 até 100 metros de profundidade (IMO)
Gráfico 2: Quantidade de plataformas de produção por operador da instalação (base 2015)
Fonte: Macedo, Marcelo M.B., Descomissionamento de Instalações Offhore – Subsea Forum Rio de Janeiro.
De acordo com a literatura, a idade média das instalações na UKCS é de 25 anos, como pode ser visto no Gráfico 3. Por esse gráfico, verifica-se que o Reino Unido possui um conjunto de ativos mais antigos, a Dinamarca tem os mais novos Holanda e a Noruega valor intermediário.
Gráfico 3: Idade Média das Instalações do Mar do Norte
Fonte: OSPAR (2013) [1]
Existem aproximadamente 245 ativos com mais de 30 anos de idade em campos do Mar do Norte. Contudo, desses apenas 12% (88) foram descomissionados até o momento. Esses ativos são: 55 plataformas fixas, 22 plataformas flutuantes, 3 plataformas gravitacionais
de concreto e 8 de outros tipos. Isso reflete a natureza incipiente do mercado de descomissionamento até o Mar do Norte, onde existe produção há várias décadas [2].
Por outro lado, no Brasil, foram feitos 50 pleitos para a devolução de instalação de 2014 até o momento (ANP, 2016). Esse cenário sinaliza a urgência em se aprofundar estudos e pesquisas nesse tema, de modo a organizar o mercado de desativação de plataformas. Segundo os dados da Marinha do Brasil - coletados pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás - a República Federativa do Brasil dispõe de aproximadamente 163 plataformas offshore ativas e 34 inativas, tal como apontado na figura 1.
Figura 1: Estatísticas das Plataformas no Brasil
Fonte: Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP)
Por conta da experiência adquirida de descomissionamento, a UKCS é o principal polo de serviços de desativação do Mar do Norte, com a estimativa de custos em torno de 47 bilhões de libra esterlina até 2050 [3]. O atual excesso de oferta de petróleo e gás no mercado induz a depreciação no atual preço do petróleo e com preços baixos, houve queda na rentabilidade das operadoras, causando adiamento nas desativações. Por causa disso, 60% dos ativos no Reino Unido estão operando com perda [3]. Por isso, a estratégia de muitas operadoras tem sido postergar qualquer atividade que gere grandes despesas e baixo retorno financeiro, como são as atividades de descomissionamento.
Em divergência, a média das profundidades da lâmina d’água no Mar do Norte (UKCS) é de 127 m e plataformas fixas são mais usadas. Já nas bacias offshore brasileiras, que possuem lâmina d’água mais profunda, requer instalações flutuantes.
Além disso, as bacias brasileiras em exploração dispõem de um número reduzido de operadoras, sendo a Petrobras a mais dominante. Já no Mar do Norte, a composição das operadoras é geralmente dominada por um número muito maior de pequenas empresas do setor privado. O presente cenário das operadoras no Brasil é análogo aos estágios iniciais das operações no Mar do Norte. A paisagem brasileira pode mudar, já que a Petrobras projeta desativar alguns de seus ativos em campos mais maduros, em processos de Cessão de Direitos e Obrigações.
Dito isso, com base da política de revitalização onshore das bacias mais maduras do Brasil, a Petroleira Brasileira desenvolveu os projetos Ártico e Topázio. O Projeto Ártico visa vender nove campos em águas rasas da região nordestina juntamente com 300 poços perfurados e 30 unidades de produção instaladas [4]. Na mesma ótica, o Projeto Topázio pretende ceder a empresas privadas os direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural de 98 campos sendo 95 em terra e 3 em águas rasas campos terrestres [5].
De todo o exposto, o cenário nacional brasileiro tende a ser igual àquele visto nos países produtores de hidrocarbonetos no Mar do Norte, tornando a comparação entre as bacias brasileiras e do Mar do Norte válida.
CAPÍTULO 3 - ASPECTOS REGULATÓRIOS
Este capítulo explana de forma sucinta os principais tratados internacionais e normas vigentes que regulamentam as atividades relacionadas ao processo de descomissionamento das plataformas marítimas no Reino Unido e no Brasil. Nesse contexto, também serão listados os principais órgãos e instituições governamentais do Brasil e Reino Unido, assim como as respectivas competências.
3.1 Principais Tratados Internacionais
A legislação internacional referente ao processo de descomissionamento é regida por uma série de regulamentos e normas emanadas de organismos, convenções, tratados e acordos internacionais e regionais.
3.1.1 Convenção das Nações Unidas sobre a Plataforma Continental de 1958 ou Convenção de Genebra de 1958 (The Continental Shelf Convention and the High Seas Continental)
A Convenção das Nações Unidas sobre a Bacia ou Plataforma Continental de 1958, é um excelente ponto de partida para a revisão da legislação internacional, pois ela serve de referência para regulamentações e tratados internacionais posteriores.
O envolvimento jurídico internacional a respeito da implantação de instalações ou plataformas nas bacias continentais e a posterior remoção iniciaram-se a partir dessa Convenção. Ela concede aos países membros, direitos soberanos de explorar recursos naturais e desenvolver instalações offshore ou plataformas para fins de proceder à produção de óleo e gás.
A Convenção, no seu artigo 5(5) exige que: “Qualquer instalação abandonada ou
desativada deve ser totalmente removida no local”.
Entende-se que, esse era um requisito razoável em 1958, quando as operações offshore eram em sua maioria em águas relativamente próximas da costa. Mas, na medida em que o desenvolvimento da tecnologia impulsionou operações remotas em águas mais profundas, as atividades de remoção completa passaram a ser questionadas.
Segundo John Paterson (2015), a exploração do petróleo e do gás no Mar do Norte, principalmente durante a década de 1970, envolveu a superação de desafios de engenharia sem precedentes e a colocação de estruturas muito massivas, cuja remoção completa se revelou de árduo alcance [6].
A Convenção de 1958 propôs a prevenção de poluição marinha resultando das operações offshore, com as seguintes diretrizes:
• Requereu dos países signatários tomarem medidas adequadas para a proteção da biotaque pode ser afetada por essas operações;
• Estabeleceu a remoção total de qualquer instalação em abandono ou em desativação;
• Proibiu que a exploração ou a produção em offshore resultasse em qualquer interferência não justificado com a negação, a pesca ou a preservação da vida Marinha.
A maioria dos países produtores de petróleo e membros das Nações Unidas é signatária da Convenção de 1985, cujas diretrizes permanecem vigentes.
3.1.2 Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar (United Nations Convention on the Law of the Sea - UNCLOS, 1982)
O preâmbulo da Convenção da UNCLOS reconhece explicitamente que a Convenção de 1958 precisava ser revista, devido ao caráter obrigatório de remoção completa das estruturas offshore, a qual não avaliava caso a caso o projeto de desativação.
Isso foi modificado pelo artigo 60(3) da UNCLOS 1982:
“Qualquer instalação ou estrutura abandonada ou desativada deve ser removida para garantir a segurança da navegação, levando em consideração as normas internacionais geralmente aceitas, estabelecidas a este respeito pela organização internacional competente. Essa remoção deve também ter em conta a pesca, a proteção do meio marinho e os direitos e deveres de outros Estados. Deve ser dada publicidade adequada à profundidade, posição e dimensões de quaisquer instalações ou estruturas não totalmente removidas”. (tradução livre)
Em suma, a nova posição jurídica internacional aceita a ideia de que as instalações
offshore podem ser deixadas total ou parcialmente no lugar, refletindo muito os argumentos
apresentados pela indústria do Reino Unido. A organização internacional competente referida no artigo 60 é a Organização Marítima Internacional por intermédio do Comitê de Segurança Marítima da IMO.
3.1.3 Diretrizes da IMO (1989)
A Organização International das Nações Unidas (International Maritime Organization - IMO) é responsável pela segurança marítima, a navegação, a prevenção e o controle da poluição marinha. A IMO estabeleceu diretrizes e normas para a remoção de instalações e estruturas offshore (excluindo dutos) nas plataformas continentais e nas zonas econômicas exclusivas (ZEE). Esses dispositivos legais foram elaborados em consonância com países membros, incluindo outras organizações das Nações Unidas e adotaram como Resolução A.672(16) em 19 de outubro de 1989.
As diretrizes (IMO, 1989) começam com um requisito geral de remoção:
“Instalações ou estruturas abandonadas ou desativadas em qualquer plataforma continental ou em qualquer zona econômica exclusiva devem ser removidas, exceto quando não remoção ou remoção parcial é consistente com as seguintes diretrizes e padrões”. (tradução livre)
Ressalta-se que essas diretrizes não são juridicamente vinculativas na legislação nacional dos Estados membros, a menos que elas sejam incorporadas no arcabouço legal de cada país membro. As diretrizes listam os padrões que devem ser levados em consideração quando uma decisão é tomada sobre a remoção de uma instalação ou estrutura offshore. Os principais elementos destas diretrizes são resumidos a seguir:
Segundo UNCLOS 1882, a zona econômica exclusiva (ZEE) é uma faixa situada além do mar territorial que se estende por até 200 milhas marítimas da costa ou mais conforme a extensão da plataforma continental. Ressalta-se que na zona econômica exclusiva, o Estado costeiro exerce jurisdição no que concerne à colocação e a utilização das ilhas artificiais, instalações e estruturas, preservação e proteção do meio marinho, sem prejuízo de outros direitos e deveres previstos na mencionada Convenção. A ZEE separa as águas nacionais das águas internacionais.
• Todas as estruturas em desuso que permaneçam em menos de 75 m de lâmina d’água e pesando menos de 4.000 toneladas, excluindo o convés, devem ser completamente removidas;
• Todas as estruturas em desuso instaladas no fundo do mar a partir de 1º de janeiro de 1998, situadas em menos de 100 m d’agua e pesando menos de 4.000 toneladas, devem ser completamente removidas;
• A remoção deve ser realizada de forma a não causar efeitos adversos significativos na navegação ou no ambiente marinho. Os detalhes da posição e das dimensões de todas as instalações que permanecem após as operações de remoção devem ser imediatamente transmitidos aos órgãos e autoridades competentes;
• Quando a remoção total não é tecnicamente viável ou envolve custos extremos ou apresenta risco operacional para o pessoal ou o meio marinho. Nesse contexto, cabe ao órgão compete do país comprovar que a estrutura não precisa ser completamente removida.
• Qualquer instalação ou estrutura abandonada ou em desuso, que se projeta acima da superfície do mar, deve ser adequadamente mantida para evitar falhas estruturais. Nos casos de remoção parcial, uma coluna de água desobstruída suficiente para garantir a segurança da navegação, mas não inferior a 55 m, deve ser fornecida acima de qualquer instalação ou estrutura parcialmente removida que não se projete acima da superfície do mar;
• As espécies marinhas podem ser aprimoradas pela colocação no fundo do mar de material de instalações ou estruturas removidas (por exemplo, para criar um recife artificial), esse material deve estar localizado bem longe das vias de tráfego usuais, levando em consideração essas diretrizes e Padrões e outros padrões relevantes para a manutenção da segurança marítima.
• A partir de 1º de janeiro de 1998, nenhuma instalação ou estrutura deve ser colocada em qualquer plataforma continental ou em qualquer ZEE, a menos que sua concepção e construção sejam tais que a remoção total após o abandono ou o desuso permanente seja viável.
3.2 Principais Acordos Regionais
Fora as diretrizes discutidas na sessão anterior, existem uma série de normas e acordos ambientais no âmbito regional. Nesta seção, serão abordados resumidamente alguns acordos relevantes para o processo de descomissionamento.
3.2.1 Convenção de Londres de 1972 (London Dumping Convention 1972 - LC)
Uma das tentativas para a proteção ambiental das atividades petrolíferas offshore foi a Convenção de Londres sobre Prevenção da Poluição Marinha por despejo de Resíduos e Outros Matérias de 1972, que abrange apenas o Nordeste Atlântico, o Mar do Norte e porções do Oceano Ártico. A LC é uma das primeiras convenções globais para proteger o meio marinho das atividades humanas e está em vigor desde 1975.
O principal objetivo da Convenção de Londres é evitar a eliminação indiscriminada no mar de resíduos que possam ser responsáveis pela criação de riscos para a saúde humana, prejudicando recursos vivos e vida marinha ou por interferir com outros usos legítimos do mar.
De acordo com a Convenção de Londres de 1972, o dumping (despejo) consiste em descartar deliberadamente no leito ou subsolo do mar de resíduos gerados em terra ou por navios ou aeronaves ou ainda instalações offshore e também o despejo do próprio navio obsoleto, aeronave e plataforma em desuso.
A Convenção classifica os resíduos que resultam das atividades offshore em três categorias específicas:
i. Mercúrio e compostos; cádmio e compostos; plásticos e outros materiais sintéticos não degradáveis, como redes e cordas, que podem flutuar ou permanecer em suspensão no mar, de modo a interferir com a pesca, navegação ou outros usos legítimos do mar; petróleo e seus resíduos, resíduos radioativos.
ii. Resíduos contendo quantidades significativas dos seguintes elementos: arsênico, berílio, cromo, cobre e seus compostos, níquel, vanádio, zinco, cianetos, sucatas e outros resíduos volumosos susceptíveis de afundar no fundo do mar, o que pode representar um sério obstáculo à pesca ou à navegação. Porém, o despejo dos elementos da segunda categoria requer uma autorização prévia especial.
iii. E por final, o despejo de todos outros resíduos requer uma autorização geral prévia e que nenhuma autorização, especial ou geral, deve ser emitida antes de uma análise cuidadosa dos possíveis fatores causadores de poluição.
Contudo, não se considera dumping, a descarga de resíduos derivando da exploração ou processamento offshore dos recursos minerais do leito marinho. Além disso, a descarga operacional de navios ou plataformas offshore conforme com as diretrizes da Convenção também não é avaliada como dumping.
3.2.2 OSPAR 1992
A Convenção para a Proteção do Meio Marinho do Atlântico Nordeste de 1992, comumente denominada Convenção de OSPAR tem por proposta abordar a aceleração da degradação dos oceanos e das zonas costeiras no cenário internacional por meio da gestão e utilização do meio marinho e costeiro de forma sustentável.
O artigo 2 da OSPAR 1992 estipula que:
“Os operadores a tomar medidas necessárias com objetivo de prevenir e minimizar a poluição, ou seja, proteger o ambiente marítimo contra os efeitos adversos das atividades humanas, a fim de salvaguardar a saúde humana e conservar os ecossistemas marinhos e, sempre que possível, restaurar as áreas marinhas prejudicadas.” (tradução livre)
No que diz respeito à retirada de instalações offshore, as disposições essenciais constam no artigo 5(1) do anexo III, o qual prevê que:
“Nenhuma instalação offshore em desuso ou um gasoduto offshore em desuso deve ser despejada e nenhuma instalação offshore em desuso será deixada total ou parcialmente no local da área marítima sem autorização emitida pela autoridade competente da Parte Contratante em questão caso a caso”. (tradução livre)
O artigo 5(3) prevê ainda que:
“Quando uma Parte Contratante pretende emitir tal licença de despejo após 1º de Janeiro de 1998, deve, através da Comissão [OSPAR], informar as outras Partes Contratantes dos motivos que justificam a aceitação desse despejo, para tornar possível a consulta”. (tradução livre)
Essa disposição ecoa os acordos de notificação e consulta anteriormente contidos nas Diretrizes para a Eliminação de Instalações Offshore emitidas em junho de 1991. A Convenção também prevê certas exceções às regras gerais impostas. Em primeiro lugar, retirada de instalações offshore não se aplicam em caso de força maior, devido à rigidez do clima ou a qualquer outra causa, quando a segurança da vida humana ou de uma instalação
offshore está ameaçada.
Em segundo lugar, há possibilidade de deixar as instalações no local ou de colocá-las para fins diferentes daqueles para os quais foram originalmente destinados como a reutilização como recifes artificiais. No entanto, isso só será possível, onde é especificamente autorizado pela autoridade competente da Parte Contratante e de acordo com as diretrizes a serem elaboradas pela Comissão OSPAR.
3.2.3 Decisão OSPAR 98/3
A Decisão OSPAR 98/3 proíbe o despejo das instalações offshore em desuso no mar ou deixando-as parcial ou totalmente no local de atuação. Contudo, se houver razões significativas para que uma instalação seja abandonada no local, cabe à autoridade competente conceder ou não para o operador uma isenção desse requisito intitulada “derrogação”.
De acordo com a Decisão OSPAR 98/3, são elegíveis para essa derrogação:
• Totalidade ou parte das bases de uma estrutura de aço com peso superior a 10. 000 toneladas implantadas no mar antes de 9 fevereiro de 1999;
• Subestrutura de concreto;
• Em circunstâncias excepcionais e imprevistas, como por exemplo, danos ou deterioração de uma estrutura, ou por qualquer outro caso que apresenta dificuldades de remoção comprovadas.
Entretanto, vale ressaltar que a elegibilidade para uma derrogação não significa será concedida automaticamente. O operador requerente da isenção deve apresentar os motivos para uma disposição alternativa por meio de uma avaliação comparativa que será validada caso a caso pelo órgão competente.
Entretanto, as instalações ou equipamentos offshore que se enquadram nos seguintes casos abaixo, devem ser absolutamente removidas e não são elegíveis para isenção:
• Todas as estruturas conveses;
• Todas as estruturas de aço com menos de 10.000 toneladas;
• Todas as estruturas de aço instaladas após de 9 de fevereiro de 1999; A Decisão OSPAR 98/3 não se aplica a:
• Qualquer parte de uma instalação abaixo do fundo do mar; • Outras infraestruturas de aço submarino, tais como coletores; • Oleodutos e sua infraestrutura de proteção;
• Qualquer outra infraestrutura que não esteja classificada como instalação
offshore;
As disposições da Decisão OSPAR 98/3 não se aplicam aos dutos e outros equipamentos submarinos de aço, como por exemplo, coletores (manifolds).
3.3 Normas Regulatórias na Plataforma Continental do Reino Unido
O processo de descomissionamento das estruturas offshore instaladas na Plataforma Continental do Reino Unido é norteado principalmente por três entidades governamentais: o Departamento de Negócios Energéticos e Estratégia Industrial, a Autoridade de Petróleo e Gás e o Executivo de Saúde e Segurança. O regimento do Reino Unido, em matéria de descomissionamento, é um dos mais consultados na Indústria de Óleo e Gás Natural por atender os requisitos dos organismos internacionais.
3.3.1 Visão geral das instituições reguladoras do Reino Unido
3.3.1.1 Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial (Department of Business, Energy and Industrial Strategy - BEIS)
O Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial é o departamento governamental do licenciamento ambiental, fundado, em julho de 2016. Ele surgiu com a fusão do Departamento de Energia e Mudança Climática (DECC) e o Departamento de Negócios, Inovação e Habilidades (BIS) cujas funções desses órgãos foram transferidas para BEIS.
Este departamento tem como função:
• Aprovar e regulamentar os programas de descomissionamento para todas as instalações e dutos offshore da UKCS;
• Apoiar os operadores ao longo de desenvolvimento dos programas de descomissionamento;
Aprovar os programas de descomissionamento e monitorar suas execuções;
Gerenciar a atividade pós-desativação e de monitoramento. • Manter e desenvolver política e orientação de descomissionamento;
Manter e desenvolver a política de desativação Offshore, regulamentos e diretrizes da indústria.
• Acompanhar o processo para garantir o cumprimento do compromisso das operadoras;
3.3.1.2 Autoridade de Petróleo e Gás (Oil and Gas Authority - OGA)
Sobre as recomendações oriundas da revisão realizada nos anos 2013/2014 da legislação e política do Reino no que se refere à maximização de fator de recuperação de hidrocarbonetos, conhecida como “Wood Review”, foi criada a Autoridade de Petróleo e Gás em abril de 2015. A OGA recebeu várias funções que anteriormente eram da responsabilidade do DECC. Logo seguinte por meio da Lei da Energia de 2016, a OGA foi estabelecida como um órgão governamental. Sendo uma organização relativamente nova, a OGA está
O licenciamento ambiental é um procedimento administrativo pelo o qual o órgão ambiental competente licencia a localização, instalação, operação de empreendimentos e atividades que exploram os recursos ambientais, consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou aquelas que, sob qualquer forma
desenvolvendo tanto a organização quanto a estratégia, a abordagem e a cultura estão apenas começando a surgir.
O órgão tem por missão:
• Assegurar que os custos de descomissionamento sejam avaliados e minimizados;
Trabalhar com os operadores para assegurar que o descomissionamento é adequadamente enquadrado para minimizar os custos de forma tecnicamente competente, segura e ambientalmente responsável;
Validar alternativas do abandono;
Aconselhar o Secretário de Estado sobre as despesas.
• Alcançar a máxima extensão econômica da vida no campo ou maximizar a recuperação dos recursos in situ.
O BEIS e a OGA são os dois principais órgãos com responsabilidade de aplicar e enquadrar a política governamental no âmbito da UKCS no que diz respeito ao procedimento do descomissionamento das instalações offshore ou plataformas, observando os aspectos técnicos, operacionais, econômicos e também promovendo a segurança ambiental e operacional.
3.3.1.3 Executivo de Saúde e Segurança (Health and SafetyExecutive - HSE)
O Executivo de Saúde e Segurança é responsável pela aplicação das leis a respeito de saúde e segurança operacional e o bem-estar que pode ser afetado por atividades offshore. Em particular, a Divisão de Energia do HSE regula os riscos para a saúde e a segurança, decorrentes das atividades realizadas na indústria de petróleo e gás offshore na região da Plataforma Continental do Reino Unido. O HSE tem um papel importante a desempenhar regulação da segurança em outros segmentos da Indústria de petróleo e gás (por exemplo, oleodutos e gasodutos).
A política do HSE envolve:
• Do ponto de vista de saúde e segurança operacional, a elaboração de procedimentos para identificar os riscos no local de trabalho, reduzir os acidentes e exposição a situações ou substâncias que causam danos. Também inclui treinamento dos funcionários
operando em área de alto risco para fins de prevenir acidentes, preparação para emergências e uso de roupas e equipamentos de proteção.
• Do ponto de vista ambiental, a criação de uma abordagem sistemática para o cumprimento das regulamentações ambientais, como a gestão de resíduos ou emissões dos componentes tóxicos para minimizar a poluição.
O HSE acompanha os processos de descomissionamento observando os estudos de caso (safety cases), garantindo a segurança operacional e minimizando o impacto ambiental.
3.3.2 Regulamentos de descomissionamento aplicados no UKCS - Reino Unido
O governo do Reino Unido ratificou a OSPAR e a UNCLOS como diretrizes para o descomissionamento de instalações, plataformas flutuantes, submarinas, de aço fixo ou de concreto, estruturas feitas de aço, concreto, dentre outros. Além disso, elaboraram o
Petroleum Act, Energy Act, Habitat Regulation Appraisal.
3.3.2.1 Lei do Petróleo de 1998 (Petroleum Act, 1998)
A Lei do Petróleo de 1998 concede todos os direitos sobre os recursos petrolíferos do Reino Unido à Coroa; porém, o Governo por intermédio dos órgãos habilitados, pode conceder licenças ou contratos, que conferem direitos exclusivos para atividades de exploração e produção de petróleo às partes contratantes durante um tempo determinado. [6]
O descomissionamento das instalações offshore desativadas e dos dutos é o foco da Parte IV da Lei de Petróleo de 1998.
A Lei de Petróleo de 1998 e as Regulamentações de Segurança dos Oleodutos de 1996 descrevem pormenorizadamente os requisitos para o descomissionamento seguro de dutos [7].
3.3.2.2 Lei de Energia do Reino Unido de 2008 (Energy Act, 2008)
Esta legislação alterou alguns aspectos da Lei do Petróleo de 1998. A Lei de Energia do Reino Unido de 2008 fez uma série de ajustes devido à natureza mutável das práticas de negócios na Indústria de E&P. Desde a introdução da legislação, tem havido uma maior
participação de empresas de pequeno porte, ou seja, de menos ativos, aumentando assim o risco de não cumprimento dos programas de descomissionamento [8].
Em resumo, a Lei de 2008 alterou o regime por:
• Permitir que o Secretário de Estado torne todas as partes relevantes responsáveis pelo desmantelamento de uma instalação ou oleoduto e, quando uma licença abranja várias subzonas, esclarecendo quais os licenciados que serão responsáveis;
• Dando ao Secretário de Estado poder para exigir a segurança de desmantelamento a qualquer instante da vida de um campo de petróleo ou gás se os riscos para o contribuinte forem avaliados como inaceitáveis;
• Proteger os fundos destinados ao desmantelamento, de modo que, em caso de insolvência (inadimplência) da parte em causa, os fundos permanecem disponíveis para pagar o desmantelamento e a exposição dos contribuintes é minimizada.
3.3.2.3 Legislação sobre Avaliação de Impacto Ambiental e Avaliação da Regulamentação do Habitat (Habitat Regulation Appraisal – HRA).
A legislação principal de impacto ambiental para o UKCS em termos de operações de petróleo e gás é a Produção de Petróleo Offshore e dutos (Avaliação de Efeitos Ambientais) Regulamentos de 1999 alterado em 2007 pela Produção de Petróleo Offshore e oleodutos (Avaliação de Efeitos Ambientais) Regulamentos de 2007 [9].
Isso prevê que a avaliação do impacto ambiental seja realizada durante todo o ciclo de vida de uma instalação de petróleo e gás. Embora atualmente não exista um requisito para realizar uma Avaliação de Impacto Ambiental (EIA) na fase de descomissionamento, o BEIS determinou que um programa de desmantelamento tivesse de ser apoiado por um EIA.
A Declaração Ambiental apresentada para a licença de desenvolvimento nos termos dos regulamentos de EIA, exige que o requerente considere os impactos ao longo prazo do desenvolvimento e esses incluem os impactos decorrentes do descomissionamento. Contudo, tendo em conta o período prolongado entre a sanção do projeto e o desmantelamento, a exigência de uma avaliação pormenorizada é adiada até ao momento do desmantelamento efetivo e é apresentada no âmbito do programa de desmantelamento [10].
3.4 Plano de Descomissionamento na UKCS
No Reino Unido, o Plano de Desenvolvimento (PD) de um campo é apresentado juntamente com o pré-projeto de descomissionamento ao BEIS para fins de avaliação. Após a aprovação do PD, o BEIS enviará uma notificação solicitando a confirmação dos dados que constam no pré-projeto de descomissionamento. Porém, caso a operadora não tenha enviado o pré-projeto, o órgão competente demandará o envio desse documento.
Após confirmação dos dados referentes à notificação, o BEIS emitirá um aviso de acordo com o prazo combinado com o operador, para apresentar um programa de descomissionamento. Vale lembrar que ao se aproximar ao limite econômico de produção de um campo e/ou fim de vida das instalações, o BEIS encaminhará novamente uma notificação pedindo a atualização do programa de descomissionamento.
O BEIS exige um contrato de segurança de descomissionamento (Decomissioning
Security Arrangement - DSA) que é um acordo contratual entre o operador e os
concessionários se houver para acordar sobre o custo total estimado e partes repartidas de responsabilidade de descomissionamento. Ressalta-se que esse custo é revisado anualmente. O DSA é assegurado por garantias financeiras das partes contratantes [11] que podem as apólices seguro-garantia, cartas de crédito irrevogáveis emitidas por um banco ou por uma seguradora regulada habilitado.
Uma vez que após a implementação dos métodos de recuperação para maximização da produtividade, um campo atinge o limite econômico da produção, os ativos tornam-se passivos financeiros. Isso significa que, a partir de certo período, a receita da venda dos hidrocarbonetos produzidos já não cobre os verdadeiros custos de produção. Como não há economicidade no campo, as partes envolvidas no contrato devem decidir sobre a continuidade ou a parada permanente da produção. Para a efetividade do encerramento, cabe ao operador um pedido de Cessão da Produção (Cessation of Production - CoP) à OGA conforme ao Regulamento de Licenciamento de Petróleo de 2004 [11].
É recomendado que as partes iniciassem as discussões sobre o processo de encerramento da produção de campo por um período de cinco anos pelo menos antes da emissão da CoP para assegurar que o campo foi explorado dentro dos limites técnicos e
O contrato de segurança dever fornecer pelo menos 100% dos custos estimados, incluindo a limpeza do local após o trabalho principal de remoção e também adicionar o fator de risco para cobrir as incertezas dos cálculos dos custos.
econômicos. Na conclusão dessas discussões, as partes contratantes deverão apresentar o pedido para aprovação.
Sendo a CoP aprovada, o operador deve apresentar um Programa de Descomissionamento (Decommissioning Programme - DP) atualizado à BEIS. Cabe ressaltar como requisitos de aprovação, o DP deve demonstrar que o processo de desativação é entregue com impactos ambientais aceitáveis e a um custo razoável. Atualmente, o âmbito do pedido de DP não é determinado na lei, contudo, a BEIS sugere que sejam apresentados os DP para o campo todo, incluindo todas as infraestruturas e ativos.
As atividades e aprovações discutidas na seção Plano de descomissionamento na UKCS estão ilustradas na Figura 2 e descritas em detalhes nesta seção.
Figura 2: Fluxo de trabalho típico das fases de descomissionamento (BEIS)
Fonte BEIS (2014)
3.5 Legislação Brasileira
O Brasil preconiza o direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado como um direito fundamental garantido pela Constituição da República de 1988 (CF/88) e determina expressamente a proteção de meio às presentes e futuras gerações (art. 225, caput, CF/88).
O país tem três principais órgãos reguladores das atividades relacionadas ao processo de descomissionamento de plataformas, a Marinha do Brasil, o Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), as quais regulam a Indústria do Petróleo. Apenas o IBAMA e ANP que são autores primordiais no exercício do Poder de Polícia dentro da União.
3.5.1 Instituições reguladoras do Brasil e suas competências
O detalhamento das competências ambientais para esse estudo é importante porque, na sua prática, definirá qual o órgão exercerá o poder de polícia, no exercício da fiscalização e no licenciamento. Uma vez definida a competência, estará definida a entidade responsável pelo exercício desse poder (ANTUNES, 2008).
O Brasil dispõe de uma gama de órgãos governamentais federais, estaduais e municipais responsáveis pelo licenciamento, fiscalização, gerenciamento, monitoramento, orientação das atividades relacionadas ao processo de descomissionamento, como por exemplo, o Ministério do Meio Ambiente (MMA), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Renováveis (IBAMA), o Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA), a Marinha do Brasil.
Este capítulo focará apenas no IBAMA e ANP que são órgãos principais no exercício do Poder de Polícia dentro da União, no setor de descomissionamento das plataformas marítimas.
3.5.1.1 IBAMA
O IBAMA pertence ao Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA). Foi instituído pela Lei n.º 7.735/89, de 22 de fevereiro de 1989.
De acordo com as Leis n.º 7.735/89 e n.º 11.516/2007, o IBAMA possui como finalidades:
• Exercer o poder de polícia ambiental;
• Executar ações das políticas nacionais de meio ambiente, referentes às atribuições federais, relativas ao licenciamento ambiental, ao controle da qualidade ambiental, à autorização de uso dos recursos naturais e à fiscalização, monitoramento e controle ambiental, observadas as diretrizes emanadas do Ministério do Meio Ambiente;
• Executar as ações supletivas de competência da União, de conformidade com a legislação ambiental vigente.
Do modo resumido, o IBAMA tem por missão principal exercer o poder de fiscalização e autorização das atividades na Indústria de Óleo e Gás brasileira nos quesitos ambientais. O processo de licenciamento ambiental da Indústria de Óleo e Gás, também é fiscalizado por esse órgão.
Embora não haja diretriz normativa que regulamenta o processo de encerramento das atividades de produção de petróleo, o IBAMA exige como uma das condicionantes para o licenciamento o Projeto de Desativação. Em pareceres técnicos consultados a fundamentação legal utilizada para analisar os Projetos de Desativação são as normas da ANP: Portaria ANP n.º 25/2002 e Resolução ANP n.º 27/2006 (TEIXEIRA e MACHADO, 2012). Ressalta-se que a Resolução n.º 46/2016 Portaria Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP) revogou a Portaria ANP n.º 25/02 e entrou em vigor em 7 de maio de 2017;
Não obstante à ausência de diretriz, é necessário que o operador apresente a Autarquia, um projeto de licenciamento ambiental juntamente com o projeto preliminar de desativação para a solicitação de um Termo de Referência, documento que define o conteúdo mínimo do Estudo de Impacto Ambiental (EIA).
Na mesma perspectiva, antes de iniciar o processo de descomissionamento de fato, a operadora deve apresentar um projeto de desativação atualizado e definitivo com antecedência de 60 a 90 dias. O projeto deve constar minimamente os seguintes elementos: introdução (descrição resumida da operação), descrição das atividades, metas e indicadores, destinação das estruturas submarinas, destinação de resíduos e efluentes, destinação da mão de obra, específica, análise de riscos ambientais. Vale salientar que o processo de descomissionamento na indústria brasileira não possui ainda um estudo de licenciamento próprio.
De acordo com as Resoluções CONAMA n.º 237/97, n.º 23/94 e n.º 350/04, existem cinco tipos de licenças ambientais das atividades relacionadas às fases de exploração e produção de hidrocarbonetos tais que: Licença de Pesquisa Sísmica (LPS), Licença Prévia para Perfuração (LPper), Licença Prévia de Produção para Pesquisa (LPpro), Licença de Instalação (LI) e Licença de Operação (LO). No entanto, ressalta-se que não existe diretriz do CONAMA que concede Licença ambiental ao processo de descomissionamento da Indústria de Óleo e Gás.
3.5.1.2 ANP
A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis é um órgão integrante da Administração Pública Federal e vinculado ao Ministério de Minas e Energia. Instituída pela Lei n.º9.478/97, tem como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis (artigo 8º),cabendo-lhe “fazer cumprir as boas práticas de conservação
e uso racional do petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis e de preservação do meio ambiente;” (inciso IX), na forma estabelecida da Lei n.º 9.478, de 06 de agosto de 1997
e no artigo Decreto n.º 2455, de 14 de janeiro de 1998.
Ressalta-se que essa autarquia detém apenas competência residual na proteção do meio ambiente e elabora apenas regulamentações estritamente técnicas. A ANP é responsável por delimitar os blocos oferecidos nas Rodadas de Licitações, que são delimitados com base em estudos geológicos e geofísicos e em considerações preliminares sobre fatores ambientais (ANP, 2012a).
A Indústria E&P brasileira dispõe de um conjunto de diretrizes normativas no tocante ao procedimento de abandono ou desativação de poços, que foi elaborado pela ANP de forma colaborativa com a Indústria e apoiada em normas, regulamentos internacionais e nas melhores práticas da indústria.
Portaria ANP n.º 25/2002 (Revogada)
A Portaria ANP n.º 25/2002 aprovou o Regulamento de Abandono de Poços perfurados com vistas à exploração ou produção de petróleo e/ou gás, foi revogada e substituída pela Resolução ANP n.º 46/2016, de 1º de novembro de 2016, intitulada Regime de Segurança Operacional para Integridade de Poços e Gás – SGIP. A resolução visa minimizar os riscos oriundos das atividades de E&P relacionadas a poços exploratórios e explotatórios no âmbito da vida humana, do meio ambiente, do patrimônio e das atividades econômicas do operador do contrato e de terceiros;
Resolução ANP n.º 27/2006
A Resolução ANP n.º 27/2006 estabeleceu o regulamento técnico que define os procedimentos a serem adotados na desativação de instalações e especifica as condições para devolução de áreas de concessão na fase de produção. Além disso, o regulamento define os conteúdos de instalações e do relatório final de desativação de instalações, assim alguns condicionantes para a devolução de áreas. Mesmo essa autarquia detendo a competência residual na proteção do ambiente, ambas as normas tratam de maneira básica o aspecto ambiental da desativação dos poços embasando-se especialmente, nas questões técnicas.
De acordo com a Resolução, o operador deverá comunicar previamente a ANP por meio das atualizações do Programa Anual de Trabalho e orçamento (PAT) da concessão sobre a retirada definitiva de operação de qualquer instalação de produção de um campo. Se as justificativas enunciadas forem consideradas válidas, a ANP pedirá a apresentação de um Programa de Desativação de Instalações.
Por outro lado, quando houver especificação em contrário prevista na legislação vigente expedida pela Autoridade Marítima ou pelo órgão ambiental com jurisdição sobre a área, as instalações permanecerão no local e deverão estar isentos de produtos nocivos que poderão causar poluição ou risco à saúde. Vale ressaltar que tal procedimento deve ser motivado tecnicamente ou recomendado do próprio órgão competente ao controle ambiental ou couber pela Autoridade marítima.
A Resolução ANP n.º 27/2006 demanda que após a retirada das instalações de produção, o fundo do mar deve ser limpo de toda e qualquer sucata, em lâminas d’água inferior a 80 m e as Unidades de Produção pesando até 4.000 toneladas no ar, excluindo-se o convés e a superestrutura, deverão ser retiradas totalmente em LDA até 80 m, devendo ser cortadas a 20 m abaixo do fundo em áreas sujeitas a processos erosivos, como mostrado na figura 3. Na ausência de processos erosivos, poderão ser cortadas ao nível do fundo.
Figura 3: Desativação de Instalações Marítimas
Toda e qualquer Instalação de Produção cuja remoção for tecnicamente desaconselhada deverá ser cortada abaixo de uma profundidade de 55 m, ilustrado na figura 4.
Figura 4: Desativação de Instalações Marítimas sem Remoção Total
Fonte: ANP (2016)
Resolução ANP n.º 17/2015
A Resolução ANP n.º 17/2015 estabeleceu o Regulamento Técnico do Plano de Desenvolvimento de Campos de Grande Produção e Pequena Produção. A norma cita o processo de desativação, indicando que a descrição da desativação das instalações do campo deve enfocar o planejamento das operações de abandono de poços, remoção ou desativação de instalações de produção e reabilitação de áreas terrestres, bem como prever os mecanismos para disponibilização de fundos necessários à desativação.
Ademais, o operador deve apresentar a previsão de custo das atividades de desativação e recuperação de áreas e definir os critérios para aprovisionamento de recursos necessários à desativação das instalações do Campo. Essas estimativas são atualizadas durante a vigência do projeto para suportar uma série de processos regulatórios e internos. O planejamento detalhado para o descomissionamento propicia pelo operador em aproximadamente cinco anos antes do encerramento da produção do poço.
Resolução ANP n.º 46/2016
A Resolução ANP n.º 46/2016 aprovou o Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP) que estabeleceu diretrizes e requisitos de segurança operacional e de
