Operadoras avaliam como elevar produtividade de campos maduros. 42% das plataformas no Brasil têm mais de 25 anos

• O fator médio de recuperação dos campos de produção de petróleo no Brasil é de 21%. Na Bacia de Campos, esse percentual é ainda menor: 14%. A média mundial é 35%, o que representa um gap da ordem de 20%. A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) estima que, ao final da vida útil dos campos maduros da Bacia de Campos, seja possível aumentar esses fatores para 23%. A agência calcula que cada 1% a mais de óleo recuperado represente aproximadamente um bilhão de barris e geração de participações especiais e royalties.

“O Brasil não tem a média do fator de recuperação praticada em outras regiões do mundo”, comparou o superintendente de segurança operacional e meio ambiente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Marcelo Mafra, em palestra no seminário Ecobrasil. Ele associa o fator mais baixo do que o praticado em outros mercados à falta de investimentos tecnológicos e de um olhar mais atento para esses campos maduros.

O descomissionamento de plataformas pode se tornar necessário ao término de contratos sem perspectiva de renovação ou ainda quando o campo deixa de ser economicamente viável, seja pela produtividade, seja pela variação do preço do óleo. Em abril de 2017, o preço do Brent bateu US$ 28 o barril. Dois anos antes, o barril custava US$ 60 e, três anos antes disso, estava acima de US$ 100. Entre 2010 e 2012, a média era de US$ 120 dólares/barril.

Mafra acrescentou que o programa de desinvestimentos da Petrobras pode prorrogar a vida útil de alguns campos, na medida em que os novos operadores que virão poderão tentar ampliar fator de recuperação, colocar investimentos, trazer novas tecnologias e buscar reaproveitar a infraestrutura existente, estendendo a vida útil de alguns equipamentos.

A revitalização na produção, em alguns casos, pode ser uma solução para campos obsoletos e uma alternativa ao descomissionamento imediato. O plano de revitalização do campo de Marlim, por exemplo, prevê que três unidades (P-18, P-19 e P-20) serão descomissionadas para entrada de duas novas unidades dando outro perfil de produção. O campo, que chegou a produzir 600 mil barris/dia em 2008, hoje tem produção da ordem de 130 mil barris/dia.

Os 85 campos do pré-sal hoje respondem por 55% do óleo produzido no Brasil. As motivações para descomissionar passam pelo preço do barril, término da produção do campo, fim do contrato e mudanças nas estratégias de desenvolvimento do campo. “A plataforma pode ter vida estendida. Mas, em algum momento, ela vai ter que sair [de operação]”, analisou Mafra.

Desde 2016, a ANP trabalha na revisão de sua resolução 27/2006, norma de descomissionamento de instalações offshore. A previsão é que o processo seja concluído em julho de 2019. O principal problema hoje é que o tempo de descomissionamento não acompanha o tempo do negócio. Segundo Mafra, 180 dias antes da atividade não são suficientes para a agência avaliar um processo dessa dimensão e complexidade. A estratégia adotada é trazer a abordagem do planejamento.

A ANP participa de um grupo de trabalho em conjunto com Marinha e Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). A revisão da norma de descomissionamento traz desafios regulatórios, técnicos e operacionais/tecnológicos. Mafra destacou a necessidade de disponibilidade de embarcações e de portos, estaleiros e bases de apoio, além de estruturas para gestão de resíduos e gerenciamento de rejeitos NORM (Material radioativo de ocorrência natural).

A proposta prevê que o operador comece a conversar com agência cinco anos antes da previsão de término da produção offshore. A ANP terá um ano e meio de tempo para dar resposta sobre plano parcial de descomissionamento. Após aprovação, 180 dias para apresentação do programa de descomissionamento, plano detalhado, detalhamento de alternativas. Até três meses antes do início do descomissionamento, deverá ocorrer a avaliação de risco operacional.  A viabilidade das soluções, independente da opção escolhida, precisa constar no plano de descomissionamento apresentado. No caso de lâminas d’água inferiores a 100 metros, a proposta prevê o corte das estacas localizadas até 3m de profundidade.

De 158 unidades de produção de petróleo no Brasil, 42% (66 plataformas) estão acima de 25 anos, 15% (23) estão entre 15 e 25 anos e 44% (69) têm menos de 15 anos. As unidades mais antigas estão em Sergipe/Alagoas (22), em Campos (21), Potiguar (10) e Espírito Santo. As mais novas estão em Campos (29), Santos (22) e Potiguar (12). A maior parte das unidades é plataforma fixa, FPSO ou semissubmersíveis.

A ANP aprovou cinco programas de descomissionamento para: Brasil (Roncador/FPSO), Marlim Sul (Marlim Sul/FPSO), Cidade do Rio de Janeiro (Espadarte/FPSO), Cidade de Rio das Ostras (Tartaruga Verde/FPSO) e Cação (Cação/3 Fixas). Até o fechamento desta edição estavam em análise na superintendência de segurança operacional e meio ambiente da agência os programas de descomissionamento de: P-07 (Bicudo/semi-sub) P-12 (Linguado/semi-sub), P-15 (Piraúna/semi-sub), P-33 (Marlim – FPSO), Piranema Spirit (Piranema/FPSO) e PARB-3 (Arabaiana/Fixa).

Para os próximos anos estão previstos descomissionamentos das plataformas: P-18 (Marlim/semi-sub), P-19 (Marlim/semi-sub), P-20 (Marlim/semi-sub), P-26 (Marlim/semi-sub), P-32 (Marlim / FSO), P-35 (Marlim / FPSO), P-37 (Marlim / FPSO), P-47 (Marlim / FPSO), Capixaba (Cachalote – Baleia Franca / FPSO) e de Sistemas de Produção no Nordeste.

Fonte: Revista Portos e Navios