brasil, noruega e reino unido: anÁlise ......comuns na indústria norueguesa e do reino unido....
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BRASIL, NORUEGA E REINO UNIDO: ANÁLISE COMPARATIVA
DAS REGULAÇÕES E MELHORES PRÁTICAS PARA O
DESCOMISSIONAMENTO E ABANDONO PERMANENTE DE
POÇOS
Marina Hermano Almeida da Silveira
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia do Petróleo da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientador (a): Rosemarie Broker Bone
Rio de Janeiro
Março de 2018
ii
BRASIL, NORUEGA E REINO UNIDO: ANÁLISE COMPARATIVA
DAS REGULAÇÕES E MELHORES PRÁTICAS PARA O
DESCOMISSIONAMENTO E ABANDONO PERMANENTE DE
POÇOS
Marina Hermano Almeida da Silveira
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA DE PETRÓLEO DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO DE PETRÓLEO.
Examinado por:
__________________________________
Profa. Rosemarie Bröker Bone, D.Sc.
_________________________________
Prof. Paulo Couto, Dr.Eng.
__________________________________
Thiago Carvalho Saraiva, Eng.
Rio de Janeiro
Março de 2018
iii
Silveira, Marina Hermano Almeida da
Brasil, Noruega e Reino Unido: Análise comparativa das
regulações e melhores práticas para o descomissionamento e
abandono permanente de poços / Marina Hermano Almeida da
Silveira – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2018.
XV, p.73: il.; 29,7 cm.
Orientador: Rosemarie Bröker Bone
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso
de Engenharia de Petróleo, 2018.
Referências Bibliográficas: p.65-73
1. Brasil. 2. Noruega. 3. Reino Unido. 4. Regulação. 5.
Melhores práticas internacionais. 6. Descomissionamento. 7.
Abandono de poço. I. Bone, Rosemarie Bröker. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Engenharia de Petróleo. III.
Brasil, Noruega e Reino Unido: Análise comparativa das
regulações e melhores práticas para o descomissionamento e
abandono permanente de poços.
iv
“You think the only people who are people
Are the people who look and think like you
But if you walk the footsteps of a stranger
You'll learn things you never knew, you never knew”
Judy Kuhn
v
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a Deus, por toda a força que me proporcionou nessa longa
jornada. Agradeço também à minha mãe, Tânia, a pessoa mais doce que já conheci, e
ao meu pai, Renato, por me apoiarem incondicionalmente em todos os momentos, por
acreditarem em mim, por fazerem sacrifícios inimagináveis e por tornarem essa
conquista possível.
Às minhas irmãs, Renata, Maria Clara e Nathália por serem as melhores amigas e
companheiras de vida que eu poderia ter. Sem vocês eu não seria quem sou, vocês
moldaram todas as minhas crenças e certezas e sou eternamente grata por fazerem
parte da minha história.
Aos meus avós, incansáveis em estarem presentes, por todo o apoio, rezas e abraços
ao fim de cada etapa. Sou muito grata por tê-los na minha vida! Agradeço também a
todos os meus familiares, pela ajuda e carinho.
A todos os meus amigos que fizeram com que esses anos fossem mais leves e
passassem, acreditem ou não, muito depressa.
À minha professora e orientadora, Rosemarie Bröker Bone, por toda a atenção,
paciência, disponibilidade, entusiasmo e auxílio incansável durante a elaboração
desse projeto.
vi
Resumo do projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo.
BRASIL, NORUEGA E REINO UNIDO: ANÁLISE COMPARATIVA
DAS REGULAÇÕES E MELHORES PRÁTICAS PARA O
DESCOMISSIONAMENTO E ABANDONO PERMANENTE DE
POÇOS
Marina Hermano Almeida da Silveira
Março de 2018
Orientadora: Rosemarie Bröker Bone
Curso: Engenharia de Petróleo
Com grandes campos de petróleo em depleção, o Brasil se encontra em um momento
crítico em termos regulatórios e de melhores práticas para o descomissionamento de
campos offshore e para o abandono permanente de poços. O Brasil possui regulações
pouco precisas e apenas uma diretriz de melhores práticas, faltando transparência nos
processos e diretrizes técnicas mais específicas.
Esse trabalho através de uma análise comparativa entre o cenário regulatório e de
diretrizes nacional e de regiões de referência mundial (regiões referência: Noruega e
Reino Unido) mostra a situação brasileira e os próximos passos rumo a uma indústria
mais segura em termos operacionais e ambientais nos descomissionamentos de
campos offshore e abandono permanente de poços.
Comparando as três regiões, viu-se que o Reino Unido detém o maior número de
diretrizes de melhores práticas para o descomissionamento e, por isso, pode ser
considerado um exemplo internacional no âmbito do descomissionamento. A Noruega,
por outro lado, com os requisitos mais rígidos das três regiões e uma indústria
baseada na confiança entre as empresas de E&P e o agente regulador, torna-se o
maior exemplo no âmbito do abandono de poços.
vii
Aproveitando-se das experiências internacionais, o Brasil deverá implementar uma
maior fiscalização e um número maior de diretrizes técnicas e processuais, práticas
comuns na indústria norueguesa e do Reino Unido. Ambas as ações farão com que o
descomissionamento de campos e o abandono de poços a segurança operacional e
ambiental nas atividades petrolíferas nacionais.
Palavras Chaves: Brasil, Noruega, Reino Unido, Regulação, Melhores práticas
internacionais, Descomissionamento, Abandono de poço.
viii
Abstract of final Graduation Project presented to Escola Politécnica/ UFRJ as a partial
fulfillment of the requirements for the degree of Petroleum Engineer.
BRAZIL, NORWAY AND UNITED KINGDOM: COMPARATIVE
ANALYSIS OF THE REGULATIONS AND BEST PRACTICES FOR
THE DECOMMISSIONING AND PERMANENT ABANDONMENT
OF WELLS
Marina Hermano Almeida da Silveira
March 2018
Advisor: Rosemarie Bröker Bone
Department: Petroleum Engineering
With large depleted oil fields, Brazil is at a critical moment regarding regulations and
best practices for decommissioning of offshore fields and permanent abandonment of
wells. Brazil has not precise regulations and only one guideline of best practices, its
processes lack transparency and technical standards.
This work, through a comparative analysis between the Brazilian regulatory framework
and world reference regions (reference regions: Norway and United Kingdom),
presents the Brazilian situation and the next steps towards a safer industry in
operational and environmental terms for decommissioning of offshore fields and
permanent abandonment of wells.
Comparing the three regions, it has been found that the United Kingdom has the
highest number of best practice guidelines for decommissioning and can therefore be
considered an international example in decommissioning. Norway, on the other hand,
with the stricter requirements of the three regions and an industry based on trust
between petroleum exploration and production companies and the regulator, is the best
example of well abandonment.
ix
Taking advantage of international experience, Brazil should implement greater
oversight and a greater number of technical and procedural guidelines, common
practices in the reference region’s industries. Both actions will cause the
decommissioning of fields and the abandonment of wells to be operational and
environmental safer in national oil activities.
Key Words: Brazil, Norway, United Kingdom, Regulation, International best practices,
Decommissioning, Abandonment of well
x
Sumário
1. Introdução.............................................................................................................. 1
1.1. Motivação ....................................................................................................... 1
1.2. Objetivos......................................................................................................... 3
2. Descomissionamento e abandono de poços: conceitos e definições ..................... 4
2.1. Descomissionamento offshore no Brasil e no mundo...................................... 4
2.1.1. Planejamento de descomissionamento e estimativa de custos ................ 6
2.1.2. Isolamento e abandono de poços ............................................................ 6
2.1.3. Descomissionamento de dutos ................................................................ 7
2.1.4. Garantia de segurança das instalações e preparação topside ................. 7
2.1.5. Remoção de estruturas topside ............................................................... 7
2.1.6. Reciclagem e destinação final onshore .................................................... 8
2.2. Abandono de poços ........................................................................................ 8
2.2.1. Etapas do ciclo de vida de um poço......................................................... 8
2.2.2. Tipos de abandono de poço e principais diferenças .............................. 10
2.2.2.1. Abandono permanente ....................................................................... 10
2.2.2.2. Abandono temporário ......................................................................... 11
2.3. Considerações parciais 1 .............................................................................. 11
3. Brasil, Noruega e Reino Unido: descomissionamento e abandono permanente de
poços .......................................................................................................................... 13
3.1. Brasil ............................................................................................................ 13
3.1.1. Legislação brasileira sobre o meio ambiente no setor petrolífero ........... 13
3.1.2. Agentes reguladores e suas responsabilidades para o
descomissionamento ........................................................................................... 15
3.1.3. Abandono permanente de poços e regulação ........................................ 17
3.1.4. Melhores práticas da indústria brasileira ................................................ 18
xi
3.2. Noruega ........................................................................................................ 18
3.2.1. Histórico da indústria petrolífera norueguesa ......................................... 19
3.2.2. Agentes reguladores e suas responsabilidades ..................................... 22
3.2.3. Descomissionamento e regulação ......................................................... 23
3.2.4. Abandono permanente de poços e regulação ........................................ 24
3.2.5. Melhores práticas de indústria norueguesa............................................ 24
3.3. Reino Unido .................................................................................................. 26
3.3.1. Histórico da indústria petrolífera do Reino Unido ................................... 26
3.3.2. Agentes reguladores e suas responsabilidades ..................................... 29
3.3.3. Descomissionamento e regulação ......................................................... 30
3.3.4. Abandono permanente de poços e regulação ........................................ 31
3.3.5. Melhores práticas da indústria do Reino Unido ...................................... 31
3.4. Considerações parciais 2 .............................................................................. 34
4. Análises comparativas entre o Brasil, Reino Unido e Noruega ............................ 35
4.1. Análise comparativa dos processos de descomissionamento ....................... 36
4.2. Análise comparativa dos processos de abandono permanente de poços ..... 40
4.3. Análise comparativa das melhores práticas da indústria ............................... 44
4.4. Considerações parciais 3 .............................................................................. 50
5. Estudos de caso .................................................................................................. 51
5.1. Descomissionamento de campo offshore: Campo de Brent, Reino Unido .... 51
5.2. Abandono de poço offshore de acordo com as regulamentações e melhores
práticas brasileiras e norueguesas .......................................................................... 54
5.2.1. Regulação e melhores práticas da indústria brasileira ........................... 55
5.2.2. Regulamentação e melhores práticas da indústria norueguesa ............. 57
5.2.3. Considerações parciais 4....................................................................... 63
6. Conclusão............................................................................................................ 64
xii
7. Referências bibliográficas .................................................................................... 66
xiii
Lista de Figuras
Figura 1: Campo offshore de produção do pré-sal ........................................................ 6
Figura 2: Organograma das etapas do ciclo de vida de um poço de E&P ..................... 9
Figura 3: Motivos para o abandono temporário e permanente de poços ..................... 10
Figura 4: Mapa dos blocos em fase de exploração e desenvolvimento da produção no
Brasil, 2018 ................................................................................................................. 14
Figura 5: Mares da costa norueguesa e áreas permitidas à E&P de petróleo, 2018 ... 19
Figura 6: Principais Campos produtores da Noruega, 1969-2010 ............................... 20
Figura 7: Mapa de blocos da costa do Reino Unido na 29ª rodada de licitação, 2017 28
Figura 8: Produção real/estimada de óleo e gás natural no Reino Unido, 1998-2021 . 29
Figura 9: Legenda dos diagramas 1, 2, 3, 4, 5 e 6 ...................................................... 35
Figura 10: Poço “exemplo” aberto offshore de águas profundas (acima de 400 metros)
................................................................................................................................... 46
Figura 11: Abandono permanente em poço aberto de acordo com (a) NORSOK D-010;
(b) Oil & Gas UK Guidelines e (c) Diretrizes do IBP .................................................... 49
Figura 12: Esquema de instalações no campo de Brent ............................................. 52
Figura 13: Esquema de poço offshore com cinco fases antes do abandono ............... 54
Figura 14: (a) Poço abandonado com CSBs no interior do liner, (b) Poço abandonado
com um CSB no intervalo de poço aberto offshore ..................................................... 56
Figura 15: Problema na colocação do tampão superficial no poço “exemplo” ............. 59
Figura 16: (a) Poço original, (b) Poço modificado com packer e maior volume de
cimento entre o revestimento de superfície e o intermediário ..................................... 60
Figura 17: Poço abandonado de acordo com as diretrizes NORSOK D-010 (2012) .... 62
xiv
Lista de tabelas
Tabela 1: Descomissionamento de campo no Brasil ................................................... 36
Tabela 2: Descomissionamento de campo da Noruega .............................................. 38
Tabela 3: Descomissionamento de campo no Reino Unido ........................................ 39
Tabela 4: Abandono permanente de poço no Brasil.................................................... 40
Tabela 5: Abandono permanente de poço na Noruega ............................................... 42
Tabela 6: Abandono permanente de poço do Reino Unido ......................................... 43
Tabela 7: Melhores práticas do Brasil, Noruega e Reino Unido aplicáveis ao abandono
permanente de poços e/ou ao descomissionamento de campos ................................ 45
Tabela 8: Comparativos entre os requisitos para um abandono permanente para o
poço “exemplo” aberto offshore .................................................................................. 47
Tabela 9: Especificação dos elementos de barreira que compõe cada um dos CSBs 47
Tabela 10: Descrição da composição dos CSBs e de sua verificação de acordo com
IBP (2017) .................................................................................................................. 57
Tabela 11: Descrição da composição dos CSBs e de sua verificação de acordo com a
NORSOK D-010 (2012) .............................................................................................. 61
xv
Lista de Abreviaturas e Siglas
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BEIS Department for Business, Energy & Industrial Strategy
CDA Common Data Access Limited
CNP Conselho Nacional de Petróleo
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente
CSB Conjunto Solidário de Barreiras
CSG Casing Diameter - Diâmetro do revestimento
DIS Draft of International Standard
E&P Exploração e Produção
EUA Estados Unidos da América
FPSO Floating production storage and offloading
HSE Health and Safety Executive
IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
IBP Instituto Brasileiro de Petróleo
ISO International Organization for Standardization
MER Maximise Economic Recovery
MF Ministério das Finanças
MMA Ministério do Meio Ambiente
MME Ministério de Minas e Energia
MPE Ministério do Petróleo e Energia
MT Ministério do Trabalho
NCS Norwegian Continental Shelf
NCSB Notificação do Conjunto Solidário de Barreiras
NPD Norwegian Petroleum Directorate
OGA Oil & Gas Authority
OH Open Hole Diameter - Diâmetro da seção do poço
ONG Organização não governamental
OPRED Offshore Petroleum Regulator for Environment and Decommissioning
OSPAR Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East
Atlantic
PNMA Política Nacional de Meio Ambiente
PPSA Pré-sal Petróleo S.A.
xvi
PSA Petroleum Safety Authority Norway
RAP Relatório de Abandono de Poço
SGIP Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços
SGSO Sistema de Gestão de Segurança Operacional
SISNAMA Sistema Nacional do Meio Ambiente
SSM Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente
UK United Kingdom
WBE Well Barrier Elements
WONS Well Operations Notification System
WOR Water/Oil Ratio
1
1. Introdução
1.1. Motivação
O setor petrolífero brasileiro foi por muito tempo representado pela empresa Petróleo
Brasileiro S.A. - Petrobras, de economia mista, sendo a União a acionista majoritária.
A Petrobras detinha o monopólio sob a exploração e produção (E&P) de petróleo em
todo território nacional. Mesmo vinte anos após a queda do monopólio, pela Lei 9.478,
de 6 de agosto de 1997, a empresa ainda exerce de forma quase que totalitária as
atividades exploratórias e explotatórias no país.
No Brasil, o interesse pelo petróleo se iniciou durante o regime imperial; entretanto,
nenhuma grande descoberta foi feita nesse período (SOUSA, 2008). Somente após a
criação do Conselho Nacional de Petróleo (CNP), em 1938, ocorreu a primeira
descoberta substancial de reservas petrolíferas, em Lobato, na Bahia. Tal descoberta
motivou a exploração do Recôncavo Baiano e em 1941, foi descoberto o campo de
Candeias, o primeiro a produzir com viabilidade econômica petróleo no Brasil. As
descobertas prosseguiram na Bahia, enquanto o CNP estendia seus trabalhos a
outros estados. Neste momento, pode-se dizer que a indústria nacional do petróleo
dava seus primeiros passos (PETRÓLEO, 2007).
A Petrobras foi criada em 1953 e na época de sua criação, a produção nacional não
atingia 1,6% do consumo interno. A companhia intensificou a exploração e trabalhou
na formação e especialização de seu corpo técnico, uma vez que não havia, naquele
momento, mão-de-obra especializada para as atividades de E&P no país.
Um marco na história da Petrobras foi o início das atividades de prospecção offshore,
em 1968, e a posterior descoberta de petróleo na bacia que se tornou a maior
produtora do país, a bacia de Campos, no litoral fluminense, que hoje já dá sinais de
declínio produtivo.
Grandes campos brasileiros de petróleo entraram em depleção nos últimos anos,
tendo sua viabilidade econômica reduzida, visto que tal cálculo depende dos preços
internacionais do barril de petróleo, que se encontra em baixa.
Os preços do barril de petróleo também estão levando à inviabilidade econômica
campos menores e/ou com produção muito baixa devido à idade exploratória,
chamados de acumulações economicamente marginais1. Esses aspectos vêm
1 Acumulações economicamente marginais: A viabilidade de um projeto é determinada segundo premissas técnicas, de mercado e o arcabouço jurídico vigente. Com tais elementos,
2
contribuindo para a ocorrência de abandonos permanentes de poços, para a
devolução de campos à União e para o início do planejamento de
descomissionamentos de grandes campos offshore brasileiros.
Define-se descomissionamento como:
“(..) um conjunto de ações legais, técnicas e procedimentos de
engenharia aplicados de forma integrada a um duto ou sistema
submarino, visando assegurar que sua desativação ou retirada de
operação atenda às condições de segurança, preservação do meio
ambiente, confiabilidade e rastreabilidade de informações e de
documentos” (ANP, 2015).
O descomissionamento de campos produtores de petróleo engloba diversas etapas,
sendo uma delas o abandono permanente de poços. Está etapa foi priorizada pela
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis2 (ANP) devido à
abertura para a exploração e produção do pré-sal por empresas internacionais e
nacionais a partir das Leis nº 12.351 de 2010 e nº 13.365 de 2016.
Em 2016, a Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente (SSM) da
ANP publicou um regulamento técnico sobre o Sistema de Gerenciamento de
Integridade de Poços (SGIP), que incluiu como uma de suas práticas de gestão, o
abandono de poços; e em 2017, o Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) publicou as
diretrizes de abandono de poços, consideradas as primeiras diretrizes brasileiras da
indústria petrolífera para a E&P offshore.
Ambos os esforços foram o resultado da significativa falta de normas específicas sobre
o abandono de poços no Brasil e os primeiros passos em direção a uma efetiva
regulamentação e instituição das melhores práticas que incluam todas as etapas do
descomissionamento de campos petrolíferos nacionais.
Percebe-se uma grande distância entre as referências internacionais (regiões
referência: Noruega e Reino Unido) e o cenário brasileiro. Tanto o Reino Unido quanto
a Noruega são regiões produtoras de petróleo há quase sessenta anos e possuem
grandes campos já descomissionados ou na fase inicial de descomissionamento.
Contando com um vasto arcabouço regulatório e com diretrizes publicadas desde os
o projeto pode mostrar-se claramente rentável ou não rentável, ou situar-se no limiar entre essas duas situações, o que caracteriza um projeto economicamente marginal (AMUI et al., 2017). 2 ANP, anteriormente Agência Nacional do Petróleo, criada pela Lei n°9.478 de 1997 teve seu nome alterado através da Lei n°11.097 de 20015 para Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
3
anos 90, as duas regiões possuem práticas para o descomissionamento de campos
produtores de forma segura e transparente e espera-se o mesmo para o Brasil.
1.2. Objetivos
Esse trabalho objetiva estudar as regras e a operacionalização do
descomissionamento de campos produtores de petróleo no Brasil com foco especial
para o abandono permanente de poços a luz das melhores práticas da indústria
petrolífera internacional. Para tanto, comparar-se-ão a regulamentação e as diretrizes
brasileiras aos parâmetros internacionais vigentes, centrados na experiência do Reino
Unido e Noruega.
Para alcançar o objetivo principal se dividirá o trabalho em objetivos específicos,
sendo cada um alvo de um capítulo. O trabalho será dividido em quatro capítulos,
além da introdução e conclusão.
No segundo capítulo, serão apresentados os principais conceitos relativos ao
descomissionamento e as suas várias etapas, incluindo o abandono de poços.
No terceiro capítulo mostrar-se-á a indústria petrolífera, legislação, regulamentação e
diretrizes relacionadas ao descomissionamento, com foco no abandono permanente
de poços das três regiões alvo de comparação neste trabalho: Brasil, Noruega e Reino
Unido.
O quarto capítulo terá como objetivo específico a comparação entre os processos
envolvidos para um efetivo descomissionamento de campos offshore3 e para o
abandono permanente de poços considerando as três regiões e as melhores práticas
pertinentes. Nesta fase comparativa das legislações entre as regiões se enfatizará a
segurança operacional e ambiental. Salienta-se que a melhor prática da indústria
brasileira atual está relacionada ao abandono permanente de poços, o que permite um
comparativo mais aprofundado deste quesito.
No quinto e último capítulo, o objetivo será relacionar as regulamentações nacional e
internacional para identificar a existência de convergência entre as melhores práticas
brasileiras e mundiais. Para tanto serão apresentados estudos de caso contrapondo a
regulamentação brasileira e internacional.
Na conclusão buscar-se-á responder à seguinte pergunta: A regulamentação brasileira
está preparada para garantir o descomissionamento de campos offshore e o abandono
permanente de poços com segurança operacional e ambiental de nível internacional?
3 Offshore: termo que designa atividades realizadas no mar.
4
2. Descomissionamento e abandono de poços: conceitos e
definições
2.1. Descomissionamento offshore no Brasil e no mundo
Para Nunes et al. (2017), o descomissionamento no Brasil apresenta grande incerteza
regulatória, apesar de envolver a ANP, órgãos ambientais, a Receita Federal e a
Marinha do Brasil.
Quando se compara as áreas de exploração e produção (E&P) offshore brasileiras em
relação às áreas exploratórias maduras e desenvolvidas do Mar do Norte, verifica-se
uma maior complexidade dos sistemas submarinos4 brasileiros, o que poderá implicar
em descomissionamentos mais custosos e complexos. Os custos atrelados às etapas
do descomissionamento, além de altíssimos, insidem num momento da vida do campo
em que este não se encontra mais produtivo ou com baixíssima lucratividade
(MARTINS, 2015).
A Petrobras, a principal operadora do Brasil, possui o maior número de plataformas a
serem descomissionadas nos próximos anos. A empresa, devido ao atual momento de
reestruturação econômica – desinvestimentos – colocou a venda um grande número
de campos maduros5 visando à capitalização e alocação de recursos desses campos
para outros mais lucrativos.
Neste contexto, é preciso tornar a venda de campos maduros atrativa e o
descomissionamento torna-se de extrema importância, pois exigirá provisões até o
momento final da vida do campo. A empresa precisará estar preparada para esta
poupança forçada. Logo, além de questões financeiras, as incertezas regulatórias
sobre o descomissionamento impactam de forma direta as negociações destes ativos
(ALMEIDA et al., 2017).
Na área ambiental, a E&P de petróleo e gás natural são largamente reconhecidas por
seu grande impacto direto e indireto nas comunidades. Por isso, os custos ambientais
são significativos e presentes em todas as etapas da produção e da cadeia produtiva,
mesmo após o término da produção dos campos, ou seja, na fase de
descomissionamento (NUNES et al., 2017).
4 Sistemas submarinos: dutos e equipamentos de controle de produção localizados no fundo do mar (OG, 1998). 5 Campos maduros: são aqueles que se encontram naturalmente em queda de produtividade rumo à exaustão de sua reserva recuperável.
5
As remoções de equipamentos e demais procedimentos no fim da vida produtiva do
campo geram custos de descomissionamento, que são custos adicionais incidentes ao
fim do projeto do campo (NUNES et al., 2017).
Nos últimos anos, o número de campos offshore em processo de descomissionamento
tem crescido vertiginosamente, principalmente devido ao fim da comercialidade de
campos que entraram em produção na década 1970, tais como: no Mar do Norte e no
Golfo do México.
Estima-se que aproximadamente 120 projetos offshore vêm sendo descomissionados
pela indústria petrolífera anualmente, o que resulta em 600 descomissionamentos de
projetos offshore em 5 anos (IHS MARKIT, 2016).
A despeito do descomissionamento, os crescentes avanços tecnológicos e de técnicas
de recuperação avançadas prolongam o ciclo de vida do campo. Entretanto, há um
momento em que os custos de continuar a produção se tornam insustentáveis e neste
momento é tomada a decisão de desativar os equipamentos e parar a produção.
A vida útil estimada de um campo é alterada de acordo com as suas reservas, o tipo
de óleo, as novas técnicas de extração e o preço do barril de petróleo. Porém, a
inviabilidade econômica de continuar produzindo levará inevitavelmente ao
descomissionamento. Sendo assim, o descomissionamento é a última etapa do ciclo
de vida de um campo.
O processo de descomissionamento de um campo pode ser dividido em seis
processos menores: a) planejamento e estimativa de custos; b) isolamento e
abandono de poços; c) descomissionamento de dutos; d) garantia de segurança das
instalações e preparação topside; e) remoção de estruturas topside; e f) reciclagem e
destinação final onshore (OIL & GAS UK, 2016). Todos serão vistos a seguir.
A Figura 1 retrata um campo produtivo no pré-sal brasileiro, com seus sistemas
submarinos, poços, Floating production storage and offloading (FPSO) e demais
instalações. O descomissionamento deste campo implica na remoção de todas as
linhas e dutos, abandono permanente dos poços, desmobilização do FPSO, etc.
6
Figura 1: Campo offshore de produção do pré-sal
Fonte: PETROBRAS, 2014.
2.1.1. Planejamento de descomissionamento e estimativa de custos
O planejamento do descomissionamento deve começar muito antes do fim da
produção em um campo. É um processo longo e varia consideravelmente de acordo
com o seu tamanho e complexidade.
O descomissionamento de um campo pode ocorrer em etapas, levando à desativação
de algumas instalações e ao abandono de alguns poços, enquanto o campo continua
em produção e as demais instalações permanecem em pleno funcionamento (OIL &
GAS UK, 2016). As etapas de descomissionamento são, em geral, ligadas e atrasos
em uma das etapas gerarão atrasos globais em todo o projeto.
Na maior parte das regiões offshore do mundo, um plano de descomissionamento
deve ser submetido para aprovação antes do início das atividades e obedecer aos
prazos das autoridades competentes contidos nas regulações regionais (OIL & GAS
UK, 2016).
2.1.2. Isolamento e abandono de poços
Como parte do processo de descomissionamento, os poços deverão ser isolados e
abandonados de forma a deter os fluidos do reservatório e das demais formações
permeáveis entre si e da superfície ou do fundo do mar. Esta atividade deve ser
7
realizada de acordo com os regulamentos e as melhores práticas da indústria para
garantir operações seguras e evitar acidentes (OIL & GAS UK, 2016).
2.1.3. Descomissionamento de dutos
Para o descomissionamento de dutos, o primeiro passo é a sua despressurização para
que os hidrocarbonetos remanescentes possam ser removidos. O duto, em geral,
submarino deverá ter o seu interior limpo. Após a limpeza, o duto deverá ser levado ao
seu destino final, podendo ser removido ou deixado no leito marinho, desde que a
regulamentação pertinente autorize (OIL & GAS UK, 2016).
2.1.4. Garantia de segurança das instalações e preparação topside
No convés de uma unidade flutuante existem diversos sistemas, tais como: sistemas
de compressão de gás, de óleo, de geração de energia e outros. Para que todas estas
funções sejam exercidas, são necessários equipamentos de grande porte
posicionados sobre grandes estruturas. Tais estruturas são chamadas de topside,
porque ficam sobre o convés principal da unidade de produção (VALADÃO, 2011).
O termo Garantia de Segurança das Instalações significa que, antes da plataforma ser
preparada para a sua remoção, as estruturas topside devem ser limpas de forma a
remover qualquer vestígio de hidrocarbonetos, visando atender às regulamentações
pertinentes. Também estão incluídas nessa categoria, o isolamento físico e o
gerenciamento de resíduos (OIL & GAS UK, 2016).
Após a garantia de segurança, os módulos das estruturas topside devem ser
separados e os equipamentos necessários para a remoção devem ser mobilizados, tal
como a instalação de geradores de energia temporários entre outros (OIL & GAS UK,
2016).
2.1.5. Remoção de estruturas topside
As estruturas topside devem ser removidas, levadas à costa e encaminhadas para um
local de reciclagem ou de eliminação do material. O método de remoção será
escolhido de acordo com o peso da parte superior do topside e da sua subestrutura
(i.é. apoio da estrutura no convés) (OIL & GAS UK, 2016).
8
2.1.6. Reciclagem e destinação final onshore
Essa etapa do processo de descomissionamento inclui as operações relacionadas ao
gerenciamento de resíduos, descarte, reutilização, desconstrução e à limpeza e
manuseio onshore de resíduos perigosos (OIL & GAS UK, 2016).
2.2. Abandono de poços
O ciclo de vida de um poço é composto por diversas etapas, sendo uma delas o
abandono do poço. É possível dividir o abandono de poços em dois tipos: abandono
permanente; abandono temporário.
No abandono deverão ser colocadas barreiras isolantes para que os fluidos não
migrem para outras áreas.
2.2.1. Etapas do ciclo de vida de um poço
Um poço, ao longo de sua existência ou do seu "ciclo de vida", experimenta diferentes
fases. Para a utilização de uma "terminologia única", se utilizará a terminologia do
International Organization for Standardization/Draft of International Standard (sigla em
inglês ISO/DIS) cod. 16530-1. O órgão define seis fases distintas do ciclo de vida de
um poço:
a. Fase de Pré Projeto: identificação e definição dos prováveis cenários que serão
encontrados no início das operações, identificando os principais riscos relativos
à segurança e à exposição ambiental que poderão ser encontrados durante o
ciclo de vida;
b. Fase de Projeto: desenvolvimento dos programas de poço e projetos
relacionados à perfuração, completação6, intervenção e abandono temporário
ou permanente. O projeto deverá identificar os controles a serem incorporados
no poço, de modo a estabelecer as barreiras adequadas e o gerenciamento
dos riscos quanto à segurança operacional e ambiental. O projeto abordará as
mudanças esperadas ou previstas durante o ciclo de vida útil do poço e
assegurará que as barreiras identificadas como necessárias estejam baseadas
na existência de exposição ao risco.
c. Fase de construção: execução dos projetos de perfuração e completação.
Conterá as rotinas de verificação e melhoria contínua objetivando alcançar o
6 Completação: Um termo genérico usado para descrever a montagem e instalação de tubos e equipamentos necessários para permitir a produção segura e eficiente de um poço de petróleo ou gás (OG, 1998).
9
projeto pretendido. Esta fase compreende também a documentação de
quaisquer desvios do projeto que exigirão uma reavaliação dos perigos e riscos
identificados nas fases anteriores.
d. Fase de Produção: implementação das recomendações identificadas na etapa
de projeto, de forma a gerenciar a integridade do poço durante a operação e
evitar desastres.
e. Fase de Intervenção: reunião de um conjunto de operações realizadas no poço
após a sua completação inicial, visando corrigir os problemas, de forma que a
sua produtividade retorne ao nível normal. Nesta fase, as barreiras do poço
devem ser verificadas antes e depois da intervenção, visto que uma
intervenção pode exigir o rompimento de um dos sistemas de contenção
estabelecido durante a construção.
f. Fase de Abandono: colocação de um conjunto de barreiras independentes (i.é.
tampões de cimento, revestimentos cimentados, etc.), ou seja, sem elementos
em comum, também conhecido como “Conjunto Solidário de Barreiras” – sigla
em português CSB -. O Conjunto Solidário de Barreiras é aplicado em
abandonos permanentes ou temporários. Esta fase visa garantir a integridade
atual e futura do poço.
As seis fases do "ciclo de vida útil" e suas inter-relações estão ilustradas na Figura 2.
Figura 2: Organograma das etapas do ciclo de vida de um poço de E&P
Fonte: ISO/DIS 16530-1 (Traduzida).
Verifica-se que no organograma, que inclui 6 etapas relacionadas, há a busca de
forma convergente por uma melhora contínua da produção. Também que as fases de
construção, produção e abandono estão relacionadas em separado (por uma linha
tracejada), pois estão fortemente ligadas dentro do projeto de E&P.
10
2.2.2. Tipos de abandono de poço e principais diferenças
Existem dois tipos possíveis de abandono de poço: a) abandono temporário, também
chamado de suspensão do poço e b) abandono permanente. Em ambos os casos,
deve-se isolar as formações que abrigam os fluidos em relação ao ambiente externo e
entre si através do posicionamento de CSBs. Este procedimento impede a ocorrência
de vazamentos de hidrocarbonetos, evitando acidentes e riscos ao meio ambiente.
O abandono permanente de poço deve fazer parte duplamente do plano de
desenvolvimento do campo no que se refere: a) aos custos provisionados no item
“Desenvolvimento do campo” e b) numa das etapas do “Descomissionamento do
campo”.
A Figura 3 traz alguns dos principais motivos para o abandono temporário e
permanente de poços.
Figura 3: Motivos para o abandono temporário e permanente de poços
Fonte: NAUTICAWT, s.d. (Traduzida).
2.2.2.1. Abandono permanente
O abandono permanente de um poço significa o seu fechamento definitivo, não
havendo intuito de futura reutilização do mesmo. Portanto, não será necessário acesso
11
ao poço no longo prazo. Para o isolamento definitivo das regiões com potencial de
fluxo do poço são utilizados, no mínimo, dois CSBs.
O CSB é um conjunto de um ou mais elementos independentes que impedem o fluxo
não intencional de fluidos do reservatório e demais intervalos permeáveis entre si para
o ambiente externo, levando em consideração todos os possíveis caminhos.
Os CSBs serão considerados permanentes apenas se todos os elementos que os
compõem forem testados e comprovadamente impedirem o fluxo não intencional atual
e futuro de fluidos da formação, considerando todos os caminhos possíveis (ANP,
2016a). Assim sendo, um poço apenas poderá ser abandonado permanentemente se
houver a colocação de envelopes de barreiras7 permanentes, - CSBs permanentes.
2.2.2.2. Abandono temporário
Um abandono de poço temporário significa que o poço poderá ser futuramente
reutilizado. Em geral, esse é o caso de poços exploratórios que posteriormente serão
transformados em poços de desenvolvimento. Eles ficam em estado de abandono
temporário até o momento de serem transformados em produtores. Neste caso, as
barreiras instaladas podem ser permanentes, mas o acesso ao poço deverá ser
mantido. Um envelope de barreiras temporário, CSB temporário, é uma contenção
composta por pelo menos uma barreira não permanente (ANP, 2016a).
2.3. Considerações parciais 1
O descomissionamento é a última etapa do ciclo de vida de um campo e deve
começar a ser planejado muito antes do fim de sua produção. Como parte do processo
de descomissionamento, os poços deverão ser isolados e abandonados, dutos devem
ser despressurizados, limpos e removidos do leito marinho, estruturas topside devem
ser removidas e demais resíduos devem ser levados às suas destinações finais.
O ciclo de vida de um poço, por sua vez, é composto por diversas etapas, sendo uma
delas o abandono do poço. Poços podem ser abandonados de duas formas distintas:
permanente ou temporariamente. Nos abandonos devem ser instaladas barreiras
isolantes para que os fluidos presentes no reservatório não migrem para outras áreas,
podendo afetar o meio ambiente. O abandono consiste do estabelecimento de
conjuntos de barreiras independentes, CSBs. Esta fase visa garantir a integridade
7 Envelopes de barreiras: elementos de barreira de poço, que ao somados formam um envelope que impossibilita a migração indesejada de fluidos.
12
atual e futura do poço. A partir de tais definições, será possível comparar os requisitos
regulatórios e as melhores práticas da indústria internacional.
13
3. Brasil, Noruega e Reino Unido: descomissionamento e
abandono permanente de poços
3.1. Brasil
Nesta seção serão apresentados os agentes reguladores de E&P de petróleo e as
melhores práticas nacionais relativas ao abandono de poços e descomissionamento
de campos.
3.1.1. Legislação brasileira sobre o meio ambiente no setor petrolífero
Na década de 1970 discussões sobre os impactos da E&P no meio ambiente
começaram no Brasil; contudo, tais discussões repercutiram na legislação brasileira
apenas a partir da década seguinte.
As primeiras legislações neste contexto foram a Lei n°6.938/81, quando foi instituída a
Política Nacional de Meio Ambiente (PNMA) e a Lei n°7.453/85 que incluiu o termo
“proteção ao meio ambiente” (TEIXEIRA et al., 2012).
A Lei n°9.478 de 1997, conhecida como a Lei do Petróleo, instituiu uma nova Política
Energética Nacional que trouxe consigo alterações na regulamentação do setor,
dispondo sobre atividades relativas ao monopólio sobre o petróleo; instituindo o
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e criando a ANP, agência
reguladora das atividades de E&P no Brasil.
Presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, o CNPE é um órgão de
assessoramento do Presidente da República para a formulação de diretrizes e
políticas energéticas (MME, 2018).
Dentre as competências atribuídas à ANP pode-se destacar: “(...) fazer cumprir as
boas práticas de conservação e uso racional do petróleo, gás natural, seus derivados
e biocombustíveis e de preservação do meio ambiente” (BRASIL, 1997) e “(...)
articular-se com órgãos reguladores estaduais e ambientais, objetivando compatibilizar
e uniformizar as normas aplicáveis à indústria e aos mercados de gás natural”
(BRASIL, 1997).
A institucionalização da ANP, que começou a atuar em janeiro de 1998, iniciou uma
nova fase na regulamentação relativa às atividades de E&P de petróleo e gás. A
14
agência é, desde então, a responsável pela condução de contratos de concessão e de
partilha da produção para a exploração de petróleo no país.
As recentes descobertas de reservas no pré-sal impulsionaram uma nova revisão do
arcabouço jurídico-institucional iniciada em 2007 e finalizada em 2010. Em 2010,
entrou em vigor o novo marco regulatório da indústria brasileira, composto por três leis
federais: a Lei n° 12.276 (cessão onerosa à Petrobras), a Lei n° 12.304 (PPSA) e a Lei
n° 12.351 (Regime de Partilha da Produção).
A Figura 4 mostra o mapa atual de blocos em fase de E&P.
Figura 4: Mapa dos blocos em fase de exploração e desenvolvimento da produção no
Brasil, 2018
Fonte: ANP, 2017b.
Em janeiro de 2018, existiam no Brasil 27 sondas de perfuração marítimas, 160
instalações de produção offshore e estima-se que até 2022, 20 novas unidades de
produção entrem em operação. É importante ressaltar que cerca de 64% de todas as
instalações de produção operando no país têm 15 anos ou mais. Há, portanto, a
15
expectativa de descomissionamento de vários projetos nos próximos anos, em
especial nas bacias de Potiguar e Campos (PETROBRAS, 2016; ANP, 2017).
Devido à profundidade e complexidade dos projetos, o descomissionamento
representa um desafio econômico e tecnológico particular. Cerca de 20% das
plataformas de produção brasileiras encontram-se em águas profundas (acima de 400
metros) e, entre estas, aproximadamente 25% encontram-se em lâmina d’água maior
do que mil metros. Diante destas características, a exploração offshore no Brasil é
mais complexa se comparada à média mundial (ANP, 2017).
Sendo assim, a retirada completa de todo o sistema submarino pode resultar em
custos extremamente elevados, especialmente em campos de elevada profundidade.
Poderá este plano de retirada demandar muito tempo até o encontro de uma
alternativa melhor no que se refere aos custos incorridos (NUNES et al., 2017).
A Petrobras possui uma extensa quantidade de campos em tempo de
descomissionamento. A empresa detinha, em 2016, os seguintes projetos em fase de
autorização e planejamento de descomissionamento junto ao IBAMA e à ANP
(PETROBRAS, 2016a):
a) P-07 (semissubmersível8);
b) Campo de Cação com plataformas fixas (PCA-1, PCA-2, PCA-3);
c) P-12 (semissubmersível);
d) P-33 (FPSO9);
e) P-15 (semissubmersível).
A regulação para o descomissionamento de instalações offshore encontra-se em
processo de desenvolvimento, a partir de estudos conjuntos de vários agentes,
principalmente de órgãos reguladores.
3.1.2. Agentes reguladores e suas responsabilidades para o
descomissionamento
A regulação da atividade de descomissionamento envolve diversos órgãos
governamentais brasileiros, onde destacam-se: a ANP, o IBAMA, a Marinha do Brasil
e a Receita Federal.
8 Semissubmersível: plataforma de operação offshore que pode estar parcialmente submersa durante sua operação. 9 FPSO: tipo de navio utilizado pela indústria petrolífera para a exploração, armazenamento petróleo e/ou gás natural e escoamento da produção por navios cisterna.
16
A ANP emitiu Resolução nº 27/2006 referente a Desativação de Instalações na Fase
de Produção, que descreve as obrigações das empresas de E&P no processo de
descomissionamento de projetos offshore. Entretanto, nela os três órgãos carecem de
regulamentos técnicos detalhados sobre descomissionamento (PETROBRAS, 2016).
Os agentes reguladores e principais regulações vigentes serão apresentados a seguir,
a saber: a) ANP; b) IBAMA e c) Marinha do Brasil.
a. ANP
A ANP possui quatro resoluções relacionadas ao descomissionamento de projetos
offshore, são elas:
- Resolução ANP n° 27/2006: Dispõe a respeito dos procedimentos que devem
ser adotados para a desativação de instalações e especifica as condições
necessárias para a devolução de áreas de concessão durante a fase de produção.
A ANP vem atualizando as resoluções buscando se aproximar das melhores
práticas internacionais e envolver os demais órgãos reguladores. A finalidade é dar
maior previsibilidade e padronização aos planos de descomissionamento das
empresas de E&P do país (ANP, 2006).
- Resolução ANP nº 43/2007: Instituiu o Regime de Segurança Operacional para
as Instalações de Perfuração e Produção de Petróleo e Gás Natural e estabeleceu
o Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional (SGSO). O SGSO é um
regulamento técnico que tem como objetivo definir requisitos e normas para a
proteção da vida humana e do meio ambiente e garantir a segurança operacional
das instalações marítimas de E&P (PETROBRAS, 2016).
- Resolução ANP nº41/2015: Trata do Regulamento Técnico do Sistema de
Gerenciamento da Segurança Operacional de Sistemas Submarinos (SGSS).
Nesta resolução, a “Desativação Permanente” é definida como a “retirada de
operação do duto ou sistema submarino em caráter definitivo” (ANP, 2015).
Disposições específicas para o Programa de Desativação Permanente também
estão contidas no SGSS.
- Resolução ANP nº46/2016: Refere-se ao Sistema de Gerenciamento da
Integridade de poços (SGIP), que trata, entre outros aspectos, do abandono
permanente de poços.
b. IBAMA
O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, IBAMA,
foi criado em 1989 pela Lei nº 7.735. O IBAMA é o órgão executivo responsável pela
17
execução da Política Nacional para o Meio Ambiente, e desenvolve diversas
atividades para a conservação e preservação do patrimônio natural (O ECCO, 2014).
O Conselho Nacional do Meio Ambiente - CONAMA encontra-se acima do IBAMA e
tem como atribuição ser um órgão consultivo e deliberativo do Sistema Nacional do
Meio Ambiente - SISNAMA (O ECCO, 2014).
Quanto ao descomissionamento, a Resolução IBAMA – CONAMA nº 001/86
estabelece exigências principalmente na análise de impacto ambiental e nos
processos de licenciamento (NUNES et al., 2017).
Especificamente quanto aos resíduos sólidos, a Política Nacional de Resíduos Sólidos
é abordada na Lei n°12.305 de 2010. Ela proíbe o abandono de plataformas e
estruturas submarinas no seu local de utilização e o lançamento das estruturas em
águas mais profundas. A Lei também proíbe a remoção e o descarte das estruturas
sem uma destinação final ambientalmente adequada em terra (NUNES et al., 2017).
Para que haja o licenciamento do descomissionamento pelo IBAMA, as empresas de
E&P devem fazer uma “Análise de Alternativas e Avaliação Comparativa” para cada
uma das opções de descomissionamento das estruturas do campo. Neste caso, as
alternativas de descomissionamento e remoção têm status de ponto de partida
(NUNES et al., 2017).
c. Marinha do Brasil
A Marinha do Brasil tem a função autorizativa quanto às operações, exigindo prévia
comunicação ao Capitão dos Portos da jurisdição sobre a intenção de
descomissionamento da unidade.
A Marinha do Brasil aponta como necessária a avaliação por parte do consórcio de
todas as estruturas remanescentes visando determinar a necessidade ou não de
serem cartografadas e/ou sinalizadas. Outra exigência da Marinha é a submissão de
um plano de reboque indicando um local de destino para as estruturas rebocadas
(NUNES et al., 2017).
3.1.3. Abandono permanente de poços e regulação
Em novembro de 2016, a portaria ANP n°46, referente ao Sistema de Gerenciamento
da Integridade de Poços (SGIP) reduziu as lacunas regulatórias presentes nesta
questão. O SGIP tem um caráter baseado em desempenho (ANP, 2016a), (em inglês
goal-setting) que é uma abordagem mais focada no objetivo principal da operação com
18
relação ao gerenciamento de riscos. O foco principal está no que deve ser garantido e
a forma de como alcançar tal objetivo, ficando a critério da empresa de E&P. Outro
ponto importante é a exigência de um maior conhecimento técnico por parte da
agência de regulação para a verificação das conformidades frente à legislação
pertinente (ANP, 2007).
O SGIP é dividido em 17 práticas de gestão, sendo a grande maioria similares as do
Sistema de Gestão de Segurança Operacional (SGSO) de 2007.
A prática 10, especificamente, do SGIP é a mais diretamente relacionada ao abandono
permanente de poços e entrou em vigor em novembro de 2017.
“(...) Prática 10 – Etapas do ciclo de vida do poço: Objetiva
estabelecer requisitos para que seja assegurada a integridade dos
poços durante todas as etapas do ciclo de vida.” (ANP, 2016a).
Nesta prática são estabelecidos os objetivos mínimos a serem alcançados para um
efetivo abandono permanente de um poço e estão citadas as “melhores práticas da
indústria” como parâmetro exigido para a efetivação das operações.
3.1.4. Melhores práticas da indústria brasileira
A indústria brasileira de petróleo possui apenas uma publicação que trata das
melhores práticas da indústria. O trabalho foi coordenado pelo Instituto Brasileiro de
Petróleo (IBP) e resultou na publicação das “Diretrizes para o Abandono de Poços”
com data de agosto de 2017.
As Diretrizes para o Abandono de Poços foram elaboradas para auxiliar as empresas
de E&P associadas ao IBP na elaboração do projeto e execução do abandono
permanente ou temporário de um poço de petróleo e/ou gás. As diretrizes estão em
formato de manual - Guia Prático - contendo critérios e orientações para o
estabelecimento dos Conjuntos Solidários de Barreiras – CSB - em conformidade aos
requisitos regulatórios vigentes no Brasil (IBP, 2017).
3.2. Noruega
Nesta seção abordar-se-á a história da indústria petrolífera norueguesa, seus agentes
reguladores e melhores práticas.
19
3.2.1. Histórico da indústria petrolífera norueguesa
Há mais de 50 anos, a E&P de petróleo começou na Noruega e nos dias atuais alguns
dos primeiros campos descobertos, como Ekofisk e Troll, continuam em produção.
Os campos do Mar do Norte (em inglês North Sea) foram os primeiros descobertos e
desenvolvidos, quando a E&P foi gradualmente se expandindo para o Mar de Barents
(em inglês Barrents Sea) e Mar da Noruega (em inglês Norwegian Sea) (NORWEGIAN
PETROLEUM, s. d.). A Figura 5 mostra a divisão dos mares noruegueses, as áreas
permitidas à E&P de petróleo e os campos de Ekofisk e Troll, em destaque.
Figura 5: Mares da costa norueguesa e áreas permitidas à E&P de petróleo, 2018
Fonte: NORWEGIAN PETROLEUM, s. d. (Adaptada).
Em 1962, a empresa americana Phillips Petroleum (Oklahoma/EUA; fundada em
1917) solicitou às autoridades norueguesas a permissão para a E&P no Mar do Norte.
A empresa ofereceu em contrapartida uma quantia mensal pela licença exploratória,
20
que foi vista pelas autoridades norueguesas como uma tentativa de obter direitos
exclusivos sobre a Plataforma Continental Norueguesa (em inglês Norwegian
Continental Shelf – NCS). Este fato resultou na abertura da E&P para as demais
empresas interessadas em explorar o Mar do Norte em 1965 com a 1ª rodada de
concessões (NORWEGIAN PETROLEUM, s. d.).
Para a obtenção de concessão para E&P de petróleo na NCS, as empresas
necessitam submeter uma pré-qualificação que pode ser isolada ou em consórcio. O
vencedor receberá uma concessão sobre a área pretendida na forma de uma joint
venture.
O governo da Noruega poderá participar dessas joint ventures, de forma direta ou
indireta. Caso seja na forma direta, o governo participará dos investimentos e custos e
receberá uma parcela correspondente do petróleo produzido.
As concessões garantem o direito exclusivo de explorar, perfurar e extrair petróleo e
gás nas áreas delimitadas.
O primeiro poço exploratório na NCS foi perfurado em 1966; porém seco. Dois anos
após este fracasso, uma grande descoberta foi registrada na costa norueguesa,
precisamente o campo de Ekofisk pela empresa Phillips Petroleum. Esta descoberta
marcou o início de uma história de sucesso da Noruega como grande produtora de
petróleo mundial.
Em 1971, o campo Ekofisk entrou em produção, permanecendo ativo até os dias
atuais. A plataforma continental norueguesa foi aberta gradualmente via rodadas de
concessão; contudo, com um número limitado de blocos anunciados. Inicialmente
foram exploradas as áreas mais promissoras com grandes descobertas em sequência
e a NCS passou a ser caracterizada por possuir grandes campos. Além do campo
Ekofisk, outros grandes campos podem ser citados: Troll, Statfjord, Gullfaks, Oseberg.
Na Figura 6 encontram-se os grandes campos da NCS com as datas de suas
descobertas entre parênteses e início de produção logo abaixo (NORWEGIAN
PETROLEUM, s. d.).
Figura 6: Principais Campos produtores da Noruega, 1969-2010
21
Fonte: NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.
Estes grandes campos e a infraestrutura gerada para os seus desenvolvimentos
possibilitaram a exploração de campos menores que contavam com uma infraestrutura
já existente.
Atualmente, a maior parte dos grandes campos encontra-se em declínio da produção
e, por outro lado, muitos campos de menor produção vêm recebendo investimentos. O
resultado é que a produção norueguesa não se concentra apenas nos grandes e
antigos campos, ou seja, encontra-se dividida entre campos de diferentes tamanhos
(NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.).
A estimativa de vida útil dos campos foi aumentando com o aprimoramento das
técnicas de recuperação avançada. Essa estimativa para os principais campos
noruegueses se encontra no Gráfico 1.
Percebe-se que o Campo de Ekofisk seguido do Campo de Gullfaks são aqueles com
o maior prolongamento da produção, entre os anos de 2040 e 2050. Os demais
Campos estão ao redor do ano de 2020, ou seja, em fase de abandono de poço.
Gráfico 1: Vida Útil dos Campos Noruegueses, 1980-2050
Fonte: NORWEGIAN PETROLEUM, 2016
Até a década de 1970, apenas as áreas ao sul de 62°N haviam sido licitadas. No ano
de 1979, em especial, as áreas ao norte deste paralelo também foram abertas e em
1980 foi iniciada a exploração em partes do Mar da Noruega e do Mar de Barents. Em
2017, aproximadamente 70 empresas de petróleo e gás atuam na NCS (SVENSEN et
al., 2014).
22
O Gráfico 2 mostra o aumento nas reservas provadas na Noruega de 1966 a 2016 e
aponta as descobertas dos grandes campos.
Gráfico 2: Reservas provadas de petróleo versus Descobertas de Grandes Campos na
Noruega, 1966-2016
Fonte: NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.
A E&P de grandes e pequenos campos requer atenção à segurança operacional. O
regime norueguês para o setor de petróleo é orientado para os resultados, implicando
em uma regulamentação que especifica o que deve ser alcançado, sem indicar o
método a ser cumprido (NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.). Neste contexto, as
melhores práticas da indústria norueguesa somente balizam os meios para alcançar
os objetivos contidos na regulamentação.
3.2.2. Agentes reguladores e suas responsabilidades
Na Noruega, os principais projetos de desenvolvimento e assuntos de importância
pública devem ser aprovados pelo legislativo, que é responsável por supervisionar o
governo e a administração pública. Logo, as atividades petrolíferas também são alvo
de decisões legislativas (NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.).
Os órgãos do poder executivo dão sustentação ao governo central visando garantir o
cumprimento e a atualização de regulamentações e políticas para a indústria de
petróleo. Quatro ministérios compartilham a responsabilidade pela execução de
23
diversos papéis relacionados à política do petróleo: o Ministério do Trabalho (MT), o
Ministério do Petróleo e Energia (MPE), o Ministério do Meio Ambiente (MMA) e o
Ministério das Finanças (MF) (NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.).
Subordinado ao MPE, o Norwegian Petroleum Directorate (NPD) é um órgão
consultivo e desempenha o papel de gestor de recursos. O órgão responsável por
regular a segurança, a preparação para emergências e o ambiente de trabalho em
atividades petrolíferas é o Petroleum Safety Authority Norway (em português
“Autoridade Norueguesa de Segurança do Petróleo” - PSA), subordinado ao Ministério
do Trabalho (NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.).
O setor petrolífero norueguês é regido pela Lei no. 72. de 29 de novembro de 1996,
conhecida como Lei do Petróleo, que fornece os requisitos e regulamentos gerais para
as etapas de concessão, exploração, desenvolvimento da produção, desativação e
descomissionamento de campos entre outras atividades petrolíferas (NORWEGIAN
PETROLEUM, s.d.).
3.2.3. Descomissionamento e regulação
Em se tratando de descomissionamento, as empresas licenciadas devem fornecer um
plano ao MPE, de dois a cinco anos antes de expirado o contrato ou na entrega do
bloco ou no encerramento das atividades de uma instalação.
O plano de descomissionamento deverá ser constituído de duas partes principais: a)
um plano de desativação e b) uma avaliação de impacto.
O descomissionamento na Noruega não significa apenas o encerramento da produção
em campos de petróleo, inclui também a retirada das instalações, tais como: oleodutos
e gasodutos entre outras atividades correlatas (GLOBAL CCS INSTITUTE, s.d.).
Neste contexto, o MPE possui o poder decisório sobre o futuro das instalações no que
se refere: a) uso adicional em atividades petrolíferas, b) outros usos, c) remoção
parcial ou completa da instalação e d) abandono. Este último principalmente
relacionado aos poços.
As instalações offshore geralmente são removidas. Porém, o governo norueguês
também pode optar por assumir as instalações (NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.).
Os custos derivados do descomissionamento são de responsabilidade das empresas
de E&P. Além dos custos, os danos e inconvenientes causados pelo
descomissionamento, quer intencionais ou por negligência, também são de
responsabilidade das empresas.
24
Em caso de transferência de titularidade, a empresa compradora, junto aos
vendedores anteriores são corresponsáveis pelo descomissionamento perante o
governo norueguês (NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.).
3.2.4. Abandono permanente de poços e regulação
Em geral, o abandono permanente de poços é dividido em duas fases: planejamento e
execução. A fase de planejamento engloba a coleta e análise de dados preliminares e
a tomada de decisão sobre os métodos que serão utilizados no abandono.
No caso de fim das atividades do campo, os detalhes das operações de abandono
devem estar contidos no plano de descomissionamento, que será submetido à
aprovação das autoridades reguladoras.
A fase de planejamento do abandono envolve a preparação e remoção de
equipamentos, a limpeza do poço, a colocação de barreiras e o teste para a
verificação da efetividade das mesmas (UiS, 2014). Neste planejamento, é obrigatório
que a empresa de E&P abandone o poço atenta a proteção ao fundo do mar e ao
ambiente de superfície.
Na NCS, a empresa deverá remover a cabeça do poço10, visando que estas não
atrapalhem as atividades pesqueiras. Mesmo após a remoção da cabeça do poço e a
sua desconexão, a empresa é responsável pelo poço abandonado e por quaisquer
problemas futuros relacionados a ele. As possíveis causas de problemas em poços
abandonados são: a) falha em uma das barreiras, b) fluxo cruzado entre formações e
c) vazamentos do poço para o leito marinho e/ou para a superfície (UiS, 2014).
3.2.5. Melhores práticas de indústria norueguesa
As diretrizes da NORSOK são desenvolvidas de forma a garantir a segurança,
rentabilidade e o valor agregado para operações do setor petrolífero norueguês, sendo
a indústria petrolífera norueguesa responsável pela sua efetiva implementação. Na
medida do possível, as diretrizes NORSOK visam a substituição das especificações
internas das empresas petrolíferas por regulamentos das autoridades reguladoras
(STANDARD NO, 2017).
Em 1994, a introdução de diretrizes teve como objetivo inicial a melhoria da
competitividade norueguesa no mercado internacional de petróleo com a redução de
10 Cabeça de poço: A terminação superficial de um poço (OG, 1998).
25
custos (STANDARD NO, 2017) e procedimentos individualizados por parte das
empresas.
As diretrizes do NORSOK D-010, M-001, N-001 e Z-008 seguem abaixo:
a. NORSOK standard D-010
A diretriz NORSOK D-010 está em sua 4ª revisão, com a publicação de 2012, e dita as
melhores práticas para a integridade do poço. A diretriz D-010, por sua vez, cobre os
requisitos para a integridade de poço em todas as etapas do seu ciclo de vida, em
especial para a etapa de abandono.
Abaixo os itens que compõem a diretriz D-010:
- Suspensão temporária de atividades e operações de poços;
- Abandono temporário ou permanente de poços;
- Abandono permanente de uma seção de um poço.
Nos Well Barrier Elements – WBEs (em português “elementos de barreira do poço”) há
a descrição das operações necessárias para o estabelecimento de barreiras no poço e
é consolidado o entendimento sobre os “conjuntos solidários de barreiras” (CSBs).
(NORWEGIAN PETROLEUM, s.d.).
Vale ressaltar que segundo a NORSOK D-010, os requisitos para o isolamento de
formações, fluidos e pressões são os mesmos para os abandonos temporários e
permanentes. Porém, devido à possibilidade de reentrada no poço após as operações
de abandono temporário, os CSBs escolhidos para esse tipo de abandono podem ser
diferentes daqueles utilizados nos abandonos permanentes (NORWEGIAN
PETROLEUM, s.d.).
b. NORSOK standard M-001
Esta diretriz contempla requisitos e orientações para a seleção de materiais e a
proteção contra a corrosão em instalações de produção e de processamento de
hidrocarbonetos, além de sistemas de suporte das operações, onde incluem os
sistemas submarinos. Também é aplicável em operações onshore.
A seleção de materiais deverá ter como base a proteção contra a corrosão e os
materiais deverão ser selecionados para que tenham uma vida útil mínima de 20 anos.
A diretriz NORSOK M-001 fornece requisitos e orientações para: (ANP, 2016a).
- Avaliação de corrosão e seleção de materiais;
- Proteção contra corrosão e controle de corrosão;
26
- Seleção de material específico quando apropriado;
- Requisitos de qualificação para novos materiais ou novas aplicações;
- Limitações de design para materiais específicos.
c. NORSOK standard N-001
A diretriz NORSOK N-001 dita as melhores práticas para a integridade de estruturas
offshore e está em sua 7ª revisão, publicada em 2010. Tal diretriz dita princípios gerais
para o projeto e avaliação de instalações offshore e a verificação de estruturas de
sustentação de carga sujeitas a ações previsíveis e sistemas marítimos (NORSOK N-
001, 2012).
A diretriz N-001 é aplicável a todas as partes estruturais de uma instalação e a todas
as fases do ciclo de vida das instalações, sendo aplicáveis aos estágios sucessivos na
construção (isto é, fabricação, transporte e instalação), ao uso da instalação durante a
operação e à sua disposição final (NORSOK N-001, 2012).
d. NORSOK standard Z-008
A diretriz NORSOK Z-008 está em sua 3ª revisão, com a publicação de 2011, e dita as
melhores práticas para manutenção e classificação baseadas em risco e possíveis
consequências. Essa diretriz cobre todos os tipos de falha e mecanismos de falha
definindo a nomenclatura relevante, o fluxo de trabalho relacionado à manutenção e
quais elementos devem ser envolvidos. Descreve como deve ser estabelecido um
programa de manutenção inicial e como o referido programa deve ser atualizado, etc
(NORSOK Z-008, 2011).
3.3. Reino Unido
Nesta seção serão apresentados a história da indústria petrolífera do Reino Unido (em
inglês: United Kingdom – UK), seus agentes reguladores e as melhores práticas.
3.3.1. Histórico da indústria petrolífera do Reino Unido11
O Reino Unido dispunha de enormes reservas de carvão mineral, consideradas uma
grande vantagem econômica, visto que durante a revolução industrial essas foram as
principais fontes da matriz energética mundial (HANNAN, 2017).
Com a evolução tecnológica, no início do século XX, o uso de derivados de petróleo
substituiu gradativamente o carvão como matriz energética e a importância econômica
11 O Reino Unido é constituído pela Escócia, pela Inglaterra e pelo País de Gales (que, juntos formam a Grã-Bretanha) e pela Irlanda do Norte (BBC, 2018).
27
das grandes jazidas carboníferas do Reino Unido passou para o 2º plano. Tais
mudanças no cenário energético mundial tiveram influência direta na economia do
Reino Unido, que até então não possuía grandes reservas provadas de petróleo
(HANNAN, 2017).
Até 1960, o Reino Unido importava quase todo petróleo que consumia. Porém, na
segunda metade do século XX, grandes reservas petrolíferas foram encontradas ao
norte da Escócia, no Mar do Norte. Sendo assim, neste momento as atividades
exploratórias foram iniciadas e as primeiras descobertas ocorreram em 1965, no
campo de gás de West Sole e em 1969, no campo de óleo de Arbroath (HANNAN,
2017).
A produção offshore britânica foi iniciada em 1967, em West Sole, e a partir das
descobertas, o Mar do Norte ganhou grande importância como polo mundial de
produção de petróleo. Com isso, o Reino Unido chegou ao patamar de oitavo maior
produtor de petróleo do mundo na década de 1990 (HANNAN, 2017).
Em 1999, a produção de petróleo do Reino Unido atingiu o pico de 2,9 milhões de
barris por dia. Nos anos seguintes registraram-se declínios da produção,
impulsionados principalmente pela falta de novas e significativas descobertas e pelo
amadurecimento de grande parte dos principais campos, por exemplo o campo de
Brent na Escócia.
Desde 2014, no entanto, o decréscimo na produção se reverteu impulsionado por
novas empresas no mercado do Reino Unido e pela aplicação de técnicas de
recuperação avançada (MACE et al., 2017).
A Figura 7 pertence à 29ª rodada de licenciamento de blocos no Reino Unido, ocorrida
em 23 de março de 2017. Percebe-se que dos mais de 6000 blocos aproximadamente
10% estão nas zonas de cor amarelo e encontram-se em licitação; os blocos de cor
rosa já foram ofertados e os demais são áreas para oferta futura (OFFSHORE, 2016).
28
Figura 7: Mapa de blocos da costa do Reino Unido na 29ª rodada de licitação, 2017
Fonte: OFFSHORE, 2016.
A Figura 8 mostra a produção de petróleo e gás natural de 1998 a 2021. É possível
observar um forte declínio da produção desde o final da década de 90 até 2014.
Contudo, a Autoridade de Petróleo e Gás (em inglês Oil & Gas Authority - OGA)
espera em suas previsões um pequeno aumento da produção até 2021.
29
Figura 8: Produção real/estimada de óleo e gás natural no Reino Unido, 1998-2021
Fonte: OGA, 2016.
As receitas geradas pela produção de petróleo no Reino Unido tiveram grande queda
apesar do recente crescimento da produção, como consequência da queda nos preços
do petróleo no mundo e a falta de investimentos em novas descobertas.
As estimativas da Oil & Gas UK (2016) afirmam que aproximadamente 50% dos
campos petrolíferos registraram perdas financeiras em 2016. Dessa forma, ainda há
alto risco de fechamento de campos maduros, o que poderá acarretar o fim das
atividades em campos menores, que possuem dependência direta da infraestrutura
dos campos mais antigos (MACE et al., 2017).
Neste contexto, o descomissionamento de campos e o abandono permanente de
poços são desafios para as autoridades reguladoras do Reino Unido.
3.3.2. Agentes reguladores e suas responsabilidades
O Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial (em inglês Department
for Business, Energy & Industrial Strategy – BEIS) é responsável pela definição de
políticas em diversas áreas no Reino Unido, incluindo as relacionadas às atividades
petrolíferas.
Subordinadamente ao BEIS, encontra-se o Regulador de Petróleo Offshore para o
Meio Ambiente e o Descomissionamento (em inglês Offshore Petroleum Regulator for
30
Environment and Decommissioning - OPRED) cuja responsabilidade é garantir que os
requisitos legais sejam cumpridos no processo de descomissionamento de campos.
A OGA, subordinada ao BEIS, é a entidade responsável pelo licenciamento de
petróleo e regulação do setor de petróleo e gás, incluindo a aplicação da legislação
ambiental às atividades petrolíferas (MACE et al., 2017).
O Secretário de Estado é o responsável pela BEIS e exerce grande parte dos poderes
definidos na Lei do Petróleo de 1998 e demais legislações relacionadas. Porém, em
2016, parte desses poderes foi transferida para a OGA (MACE et al., 2017).
A OGA e o BEIS trabalham em conjunto, em especial, na avaliação de programas de
descomissionamento como exigido pela Energy Act12. Juntos, os dois órgãos avaliam
os programas de descomissionamento visando garantir que os objetivos principais do
Fórum para a Maximização da Recuperação Econômica do Reino Unido (em inglês
Maximise Economic Recovery – MER UK) sejam atingidos, com base na economia de
custos, uso futuro dos ativos para fins alternativos e colaboração mútua (MACE et al.,
2017).
As obrigações relacionadas ao descomissionamento se iniciam a partir do envio pelo
Secretário de Estado de um “aviso” conforme a seção 29 da Lei do Petróleo de 1998.
O referido aviso especificará a data que o programa de descomissionamento de cada
instalação ou duto deverá ser submetido ou, como é mais usual, uma previsão de
submissão (MACE et al., 2017).
Internacionalmente, as obrigações do Reino Unido para o descomissionamento de
campos são regidas pela Convenção OSPAR (em inglês Convention for the Protection
of the Marine Environment of the North-East Atlantic). A Convenção OSPAR é um
instrumento legislativo que regulamenta a cooperação internacional quanto à proteção
ambiental no Atlântico Nordeste (MACE et al., 2017).
3.3.3. Descomissionamento e regulação
Um programa de descomissionamento deverá estabelecer as medidas para a
desativação das instalações e dutos, bem como descrever detalhadamente os
métodos necessários para a realização do trabalho (inclusive, para o caso da
instalação permanecer operacional, ou seja, sem a total remoção). Em alguns casos,
este processo abrange uma grande quantidade de atividades, tais como: o
12 Energy act: a Lei de Energia que entrou em vigor em 1 de janeiro de 1991 e forneceu a base jurídica para melhorar a eficiência do mercado de energia norueguês.
31
monitoramento ambiental da área após a remoção da instalação, a retirada de detritos
do fundo do mar e o manuseio de materiais radioativos.
Uma vez aprovado o programa de descomissionamento, a empresa está apta
legalmente a realizá-lo conforme o cronograma.
3.3.4. Abandono permanente de poços e regulação
A empresa deverá assegurar em todas as etapas do ciclo de vida do poço, na medida
em que seja razoavelmente praticável que não haja vazamentos de fluidos do poço e
quaisquer riscos advindos das atividades do poço para a saúde e a segurança das
pessoas (MACE et al., 2017).
Para que tais exigências regulatórias sejam cumpridas, uma análise de riscos levando
em consideração as formações geológicas e as condições meteorológicas e oceânicas
deverá ser elaborada pela empresa.
Em relação à análise de risco, deverá ser um documento sujeito a mudanças, pois
poderá incorporar alterações vindas de questões ambientais, mudanças de estação,
correntes marítimas e ventos significativos. Também, alterações resultantes de novos
parâmetros operacionais, por exemplo: a confirmação da profundidade do reservatório
e a composição dos fluidos nele contidos (MACE et al., 2017).
Quanto aos projetos e a construção dos poços, eles devem prever operações seguras
de abandono permanente e temporário, assegurando o isolamento das formações e
impedindo quaisquer vazamentos. É importante ressaltar que antes do início de
qualquer operação no poço, a empresa deverá assegurar a presença de
equipamentos de controle em quantidade adequada e em perfeito funcionamento
(MACE et al., 2017).
3.3.5. Melhores práticas da indústria do Reino Unido
A Oil & Gas UK, organização sem fins lucrativos, foi criada em 2007 e é o principal
órgão representativo do setor offshore de petróleo e gás do Reino Unido. Os membros
da organização através de diretrizes de melhores práticas se dedicam a aumentar os
padrões profissionais da indústria na região.
As empresas de E&P associadas ao órgão dedicam conhecimentos técnicos e
recursos especializados para facilitar o desenvolvimento de diretrizes que ajudem o
setor a melhorar continuamente o desempenho das operações offshore, tais como: a)
Diretrizes para o Abandono de Poços; b) Diretrizes para a Estimativa de Custos de
32
Desativação de Poço; c) Diretrizes para a Qualificação de Materiais para o Abandono
de Poços; d) Diretrizes para a Estimativa de Custos de Desativação; e) Diretrizes
sobre a integridade durante todo o seu ciclo de vida; f) Diretrizes para inspeções e
manutenção durante o fim da vida/o descomissionamento de instalações; e g)
Diretrizes para a Análise comparativa em Programas de Descomissionamento (OIL &
GAS UK, 2017a).
Abaixo serão explicadas as diretrizes apontadas:
a. Guidelines for the Abandonment of Wells (Diretrizes para o Abandono de
Poços)
A intenção dessas diretrizes é fornecer para a empresa de E&P, o processo de
tomada de decisão que deve acompanhar qualquer atividade de abandono de poço.
Informam às empresas os critérios mínimos para garantir o isolamento completo e
adequado dos fluídos de formação no poço, na superfície e no leito marinho (OIL &
GAS UK, 2015b).
b. Guidelines on Well Abandonment Cost Estimation (Diretrizes para a Estimativa
de Custos de Desativação de Poço)
Os princípios e práticas sobre a estimativa de custos descritos nas diretrizes fornecem
uma abordagem não prescritiva de como estimar os custos. Descreve, apenas, as
melhores práticas com base na experiência da indústria (OIL & GAS UK, 2015d).
c. Guidelines on Qualification of Materials for the Abandonment of Wells
(Diretrizes para a Qualificação de Materiais para o Abandono de Poços)
Estas diretrizes são uma referência a respeito da qualificação de materiais adequados
para o abandono temporário e permanente de poços, e também para suspensões (OIL
& GAS UK, 2015d).
d. Guidelines on Decomissioning Cost Estimation (Diretrizes para a Estimativa de
Custos de Desativação)
As estimativas de custos de desativação se fazem necessárias quando após o fim da
vida útil do campo, a empresa tenha condições financeiras para arcar com as
despesas em um momento em que não há mais receitas. Esta diretriz é específica
para instalações de petróleo e gás natural offshore (OIL & GAS UK, 2013).
33
e. Well Life Cycle Integrity Guidelines (Diretrizes sobre a integridade durante todo
o seu ciclo de vida)
As diretrizes para a integridade de poços foram elaboradas por membros do Fórum de
Poços da Oil & Gas UK e indicam as melhores práticas da indústria no que se referem
à legislação, práticas relevantes e padrões pré-estabelecidos. As diretrizes se aplicam
para poços caracterizados como "típicos" e em operações "padrão" (OIL & GAS UK,
2016a).
O abandono de poço exige, de acordo com as diretrizes, que barreiras permanentes
sejam instaladas, determinadas pelo tamanho e posicionamento. É importante a
confirmação da posição das barreiras instaladas (GLOBAL CCS INSTITUTE, s.d.).
Porém, estas diretrizes não apresentam requisitos específicos para a verificação de
conformidades.
Estima-se que as atividades de isolamento e abandono de poços representem cerca
de 50% dos custos totais esperados para os projetos de descomissionamento de
campos offshore no Reino Unido. Isso se deve à complexidade técnica exigida pelas
operações de abandono permanente (OGA, 2015).
Estão incluídos nas diretrizes:
1- Arranjos visando garantir as competências para um trabalho seguro, em
particular para as operações de poço mais complexas, tais como: "perfuração
de pressão administrada" ou em poços com alta temperatura e pressão.
2- Arranjos para uma análise competente de projetos de construção de poços
por terceiros – empresas independentes.
3- Monitoramento e manutenção da integridade do poço durante todo o seu
ciclo de vida.
4- Arranjos para a verificação de equipamentos críticos de segurança de
controle de poço por terceiros – empresas independentes.
f. Guidelines on Late-Life/Decommissioning Inspection and Maintenance
(Diretrizes para inspeções e manutenção durante o fim da vida/o
descomissionamento de instalações)
A manutenção durante os últimos anos de vida e durante o descomissionamento de
instalações possuem custos reduzidos em relação aos custos em geral e de pessoal
no específico. Estas diretrizes destinam-se a auxiliar na gestão das inspeções e na
34
manutenção do processo de escomissionamento de instalações offshore de E&P (OIL
& GAS UK, 2015c).
g. Guidelines for Comparative Assessment in Decommissioning Programmes
(Diretrizes para a Análise comparativa em Programas de
Descomissionamento)
Essas diretrizes têm como objetivo fornecer recomendações para uma abordagem
consistente na avaliação comparativa de opções durante a elaboração de projetos de
descomissionamento (OIL & GAS UK, 2015a).
3.4. Considerações parciais 2
No Brasil, o descomissionamento de campos e o abandono permanente de poços
possuem regulações pouco precisas e as melhores práticas da indústria brasileira
estão direcionadas apenas ao abandono de poços. Entretanto, até para o abandono,
as diretrizes estão definidas de forma superficial, visto que o Brasil não possui
efetivamente as melhores práticas relativas à seleção dos materiais que serão
utilizados durante todas as fases do ciclo de vida do poço, incluindo no abandono.
A Noruega possui um arcabouço regulatório maduro e direto, com regulações focadas
nos resultados e diretrizes que cobrem todos os aspectos técnicos para o abandono
permanente de poços, a saber: a) diretrizes para a seleção de materiais para o
abandono de poços; b) diretrizes para operações de abandono de poços; e c)
diretrizes para a integridade de poço durante todo o seu ciclo de vida. Porém, não
estão presentes diretrizes específicas para o descomissionamento de instalações de
campos.
O Reino Unido, por sua vez, detém o maior número de diretrizes que cobrem vários
aspectos, desde a estimativa de custos das atividades de descomissionamento até os
materiais a serem utilizados no abandono. A regulamentação do Reino Unido possui
diversos agentes que se complementam, tornando o ambiente regulatório colaborativo
e seguro às empresas de E&P, no que se refere ao descomissionamento no geral e ao
abandono permanente de poços no específico.
35
4. Análises comparativas entre o Brasil, Reino Unido e Noruega
Neste capítulo serão analisados os processos de descomissionamento de campos
offshore e abandono permanente de poços de acordo com as legislações e
regulamentações regionais do Brasil, Noruega e Reino Unido.
Estas análises objetivam mostrar pontos fortes da regulamentação brasileira
existentes e identificar as fraquezas ao contrapor os processos e as melhores práticas
às de regiões de referência mundiais.
Para todos os diagramas de processos de descomissionamento de campos e
abandono permanente de poços (Diagramas 1, 2, 3, 4, 5 e 6) segue a legenda
apresentada na Figura 9.
Figura 9: Legenda dos diagramas 1, 2, 3, 4, 5 e 6
Fonte: Elaboração própria.
Os conceitos relativos às obrigações regulatórias, decisões/ações da empresa e
decisões/ações das empresas de E&P são:
1- Obrigações regulatórias: são todas as obrigações regulatórias da empresa
detentora do direito de E&P do campo e do dever de descomissionar e
abandonar permanentemente os poços quando no fim da vida útil.
2- Decisões/ações da empresa: são todas as decisões e ações tomadas pela
empresa detentora do direito de E&P do campo que não são obrigações
regulatórias, mas poderão se transformar em tais obrigações, quando ao fim da
vida útil do poço.
3- Decisões/ações do regulador: ações tomadas pelo agente regulador para
garantir a conformidade da empresa de E&P quanto às regulamentações
aplicáveis.
36
4.1. Análise comparativa dos processos de descomissionamento
O descomissionamento de campos petrolíferos no Brasil possui uma regulação pouco
detalhada dos procedimentos a serem seguidos.
Comparativamente a regulação do Reino Unido e da Noruega, que se apresentam
com uma grande quantidade de campos maduros e já nos anos finais da produção, o
Brasil precisa dedicar especial atenção a este assunto, pois possui campos em estágio
avançado de declínio no nordeste e sudeste do país.
Os processos a seguir retratam de forma simplificada o que deve ocorrer num
descomissionamento de acordo com a regulamentação vigente nas três regiões
estudadas.
a. Brasil
O Diagrama 1 apresenta um fluxograma com as etapas que uma empresa de E&P
deve passar num processo de descomissionamento de campo em conformidade com
a regulamentação brasileira.
Diagrama 1: Etapas do Processo de Descomissionamento de campo no Brasil
Fonte: Elaboração própria.
A Tabela 1 descreve em detalhes cada uma das ações presentes no Diagrama 1.
Tabela 1: Descomissionamento de campo no Brasil
Etapa Descrição
1 Projeto de desativação submetido durante o licenciamento ambiental ao IBAMA: Para a obtenção da licença de operação de um campo no Brasil é necessária a submissão de alguns documentos ao IBAMA, de acordo com Resolução CONAMA nº 23, de 7 de dezembro de 1994. Entre estes documentos está o Estudo de Impacto Ambiental – EIA, uma versão
37
preliminar do Projeto de Desativação do campo que deve fazer parte do EIA. A atualização desse projeto preliminar será descrita na etapa 3.
2 Decisão tomada para o descomissionamento de campo.
3 Submissão da retificação do projeto de desativação para o IBAMA: Como condicionante da Licença de Operação, um projeto de desativação atualizado deve ser apresentado ao IBAMA, entre 90 e 60 dias antes da execução.
4
Submissão do plano logístico de descomissionamento para o IBAMA: No caso de embarcações e plataformas offshore, deverá ser apresentado ao IBAMA um plano logístico de descomissionamento, abrangendo todo o tratamento realizado para a adequação junto à finalidade proposta, com a remoção total de substâncias e materiais potencialmente poluentes, em conformidade com as Normas da Autoridade Marítima para a Atividade de Inspeção Naval. O plano logístico deve ser submetido antes do início das operações de descomissionamento (IBAMA, 2009).
5
Submissão do programa de desativação de instalações para a ANP: Em prazo não inferior a 180 dias antes do término da produção, a empresa de E&P deverá submeter à ANP um Programa de Desativação das Instalações, descrevendo em detalhes todas as ações necessárias para a desativação das instalações.
O Programa de Desativação das Instalações deverá cumprir estritamente a Legislação Aplicável e estar de acordo com as melhores práticas da indústria mundial do petróleo, visto que não existem diretrizes brasileiras específicas.
A empresa deverá apresentar garantias de desativação e abandono, a partir da conclusão dos investimentos previstos no Plano de Desenvolvimento (ANP, 2006).
6 Realização do descomissionamento do campo.
7 Submissão do relatório final de desativação de instalações à ANP: Descrever as atividades realizadas enfatizando os aspectos de proteção ambiental e segurança operacional, incluindo o registro fotográfico com a identificação das instalações (ANP, 2006)
Fonte: Elaboração própria.
São submetidos três documentos distintos ao IBAMA e em estágios diferentes da vida
útil do campo. O primeiro deles é submetido durante o licenciamento do campo, ou
seja, em momento muito prematuro em relação ao período relativo ao fim da vida útil,
quando ocorre o descomissionamento.
b. Noruega
O Diagrama 2 apresenta um fluxograma das ações a serem tomadas pela empresa de
E&P, num processo de descomissionamento de campo em conformidade com a
regulamentação norueguesa e obedecendo as melhores práticas do país.
Diagrama 2: Etapas do Processo de Descomissionamento de campo na Noruega
38
Fonte: Elaboração própria.
A Tabela 2 descreve em detalhes cada uma das ações presentes no Diagrama 2.
Tabela 2: Descomissionamento de campo da Noruega
Etapa Descrição
1 Decisão tomada para desativação de campo.
2
Submissão do Plano de Descomissionamento: O plano de descomissionamento deve ser
preparado de acordo com a Seção 5-1 da Lei do Petróleo Norueguesa (Act 29 November
1996 No. 72) e ser submetido ao Ministry of Petroleum and Energy (Ministério do Petróleo e
Energia, MPE) e Ministry of Labour and Social Affairs (Ministério do Trabalho e Assuntos
Sociais) com cópias para o Norwegian Petroleum Directorate (sigla em inglês NPD, Direção
Norueguesa do Petróleo) e para a Petroleum Safety Authority (sigla em inglês PSA,
Autoridade de Segurança do Petróleo) (NPD, 1996).
O plano deve conter propostas para o encerramento da produção e onde serão dispostas as
instalações. O plano deve conter as informações e avaliações consideradas necessárias
para a tomada de decisão sobre o futuro das instalações. O MPE pode exigir mais
informações e avaliações, ou até mesmo exigir um plano novo ou uma revisão (NPD, 1996).
Caso o MPE aprove ou decida de outra forma, o plano de descomissionamento deve ser
apresentado nos primeiros cinco anos ou no máximo dois anos antes do término da vida da
instalação, ou seja, quando o poço estiver encerrado permanentemente (NPD, 1996).
“O plano de descomissionamento deve conter as seguintes
descrições:
a) riscos durante e após uma possível remoção;
b) métodos planejados em caso de remoção;
c) análises planejadas;
d) operações planejadas em caso de possível remoção;
e) consequências de remoção potencial em campos e instalações
adjacentes;
f) outros assuntos de importância para uma implementação
prudente; e
g) medidas, se houver, para prevenir a poluição”. (NPD, 1996)
3 Realização do descomissionamento do campo.
4
Submissão de relatórios de execução / retificação do plano: Caso alguma das operações não seja seguida em conformidade com o plano de descomissionamento aprovado, a empresa deverá submeter um relatório retificando o plano. A retificação, se não estiver de acordo com as melhores práticas NORSOK implicará em penas ao operador.
Fonte: Elaboração própria.
39
c. Reino Unido
O Diagrama 3 apresenta um fluxograma de ações da empresa de E&P para um
descomissionamento de campo em conformidade com a regulamentação e melhores
práticas do Reino
Unido.
Diagrama 3: Etapas do Processo de Descomissionamento de campo no Reino Unido
Fonte: Elaboração própria.
A Tabela 3 descreve em detalhes cada uma das ações presentes no Diagrama 3.
Tabela 3: Descomissionamento de campo no Reino Unido
Etapa Descrição
1 Decisão para descomissionamento de campo.
2 Discussões Iniciais: Discussões detalhadas entre a empresa operadora e o OPRED13.
3 Planejamento e produção do programa de descomissionamento: Início da produção do programa de descomissionamento a partir das discussões co o OPRED (BEIS, 2017).
4
Submissão do pré-projeto do programa de descomissionamento: Submissão do pré-projeto do programa de descomissionamento para consulta pública. O plano fica disponível no site da BEIS. O OPRED envia a empresa operadora os seus comentários sobre o pré-projeto. A empresa incorporará todos os comentários e o OPRED dirigirá um requisito formal para que a empresa submeta a versão final do programa de descomissionamento (BEIS, 2017).
5 Submissão do programa de descomissionamento: Submissão e aprovação do programa de descomissionamento pelo Secretário de Estado (BEIS, 2017).
6 Execução do descomissionamento: De acordo com o programa submetido ao OPRED, a empresa realizará o descomissionamento, a remoção de detritos, os levantamentos ambientais e a remoção de equipamentos do fundo do mar (BEIS, 2017).
7 Finalização do descomissionamento e submissão do relatório final: A empresa realiza o monitoramento pós-descomissionamento, conforme especificado no programa. Relatórios enviados para o OPRED são repassados à OSPAR (BEIS, 2017).
Fonte: Elaboração própria.
13 OPRED: Offshore Petroleum Regulator for Environment and Decommissioning ( em português: Órgão Regulador do Petróleo para o Meio Ambiente e o Descomissionamento).
40
No Reino Unido, o plano de descomissionamento deve ser submetido inicialmente na
forma de um pré-projeto, que é colocado para consulta pública. Os comentários das
autoridades, Organizações não governamentais (ONG) e de todos os interessados
devem ser analisados pela empresa. Posteriormente, ela enviará a versão final do
projeto, que após aprovada deverá ser seguida detalhadamente durante toda a
operação de descomissionamento.
4.2. Análise comparativa dos processos de abandono permanente
de poços
O abandono de poços é uma atividade que ocorre durante todas as fases do
desenvolvimento de um campo. Desde poços exploratórios até campos produtores de
muitas décadas deverão ser abandonados permanentemente em algum momento.
A regulação brasileira atual foi baseada nas legislações do Reino Unido e da Noruega
e, por isso, é possível deduzir que os processos das três regiões devam ser
semelhantes. Entretanto, esta semelhança não ocorre na prática, como será exposto
nos processos a seguir.
a. Brasil
O Diagrama 4 apresenta um fluxograma das ações da empresa de E&P para um
abandono permanente de poço em conformidade com a regulamentação e melhores
práticas brasileiras.
Diagrama 4: Etapas do Processo de abandono permanente de poços no Brasil
Fonte: Elaboração própria.
A Tabela 4 descreve em detalhes cada uma das ações presentes no Diagrama 4.
Tabela 4: Abandono permanente de poço no Brasil
Etapa Descrição
41
1 Decisão para o abandono permanente de poço.
2
Notificação à ANP: Aplicável apenas para poços produtores e injetores. Para tais poços as informações relativas a Resolução ANP n° 46/2016 nos § 1º e 2° do Art. 5° devem ser enviadas à ANP com no mínimo 60 dias antes do início da operação de abandono. As informações requeridas são:
“§ 1º A notificação deve conter:
I - O motivo do abandono, informando se este afetará a curva de
produção prevista para o(s) reservatório(s) drenado(s) pelo poço.
II - As atividades que serão realizadas para mitigar o efeito do
abandono na curva de produção e na recuperação final do(s)
reservatório(s), esclarecendo se houve a manutenção das reservas
estimadas para o reservatório.
III - A comprovação de que as atividades citadas no item anterior
mitigarão os efeitos do abandono no fator de recuperação final
do(s) reservatório(s).
IV - Análise econômica que demonstre a inviabilidade de retorno
do poço, quando aplicável.
V - Mapas estruturais dos reservatórios drenados e atravessados
pelo poço com contatos de fluidos, contendo a posição dos poços
atuais e daquele que será eventualmente perfurado para substituir
o poço abandonado, quando aplicável.
VI - Cronograma para o abandono do poço e daquele que será
eventualmente perfurado ou reaberto em substituição a esse,
quando aplicável.
VII - Histórico de produção do poço por reservatório para cada
fluido e dados de registros de pressões.
§ 2º A empresa detentora dos direitos de exploração e produção
de petróleo e gás natural somente poderá abandonar
permanentemente poços produtores ou injetores utilizados na
explotação de Campos Marítimos de Grande Produção de Petróleo
e Gás Natural, conforme definição em legislação aplicável,
mediante autorização da ANP”. (ANP, 2016b)
3
Submissão do relatório de Notificação do Conjunto Solidário de Barreiras (NCSB) à ANP:
O relatório deverá informar: a) o Operador do Contrato; b) o nome ANP do poço e as datas de início e fim do abandono; c) a profundidade total do poço; d) Intervalos a isolar (intervalos que tenham potencial de fluxo a ser isolado segundo o SGIP); e) itens do Esquema Simplificado do Poço (itens que permitam a construção de um esquema simplificado do poço, incluindo todos os elementos dos conjuntos solidários de barreiras); f) Elementos CSB
42
(elementos dos Conjuntos Solidários de Barreiras, conforme definido pelo SGIP); e g) Item Remanescente.
O arquivo preenchido deverá ser enviado à ANP com uma antecedência mínima de 20 dias para poços explotatórios e 5 dias para poços exploratórios (ANP, 2017c).
4 Realização do abandono permanente do poço.
5 Submissão do Relatório RAP à ANP: Relatório de Abandono de Poço (RAP) deve ser enviado pelo sistema web i-SIGEP e protocolado na ANP até 60 dias após a conclusão da intervenção na qual o abandono foi realizado (ANP, 2017a).
Fonte: Elaboração própria.
O processo de abandono de poços no Brasil é uma etapa do ciclo de vida do poço
mais bem regulada e a única que possui as melhores práticas definidas. Entretanto,
após o envio da documentação, em geral, não existem fiscalizações relativas ao
cumprimento das etapas que foram enviadas à ANP. Assim sendo, existe a
possibilidade de que as etapas relativas ao processo de abandono do poço por parte
da empresa não sejam informadas à ANP na sua totalidade.
b. Noruega
O Diagrama 5 apresenta um fluxograma de ações da empresa de E&P para o
abandono permanente de poço em conformidade com a regulamentação e melhores
práticas norueguesas.
Diagrama 5: Etapas do Processo de abandono permanente de poços na Noruega
Fonte: Elaboração própria.
A Tabela 5 descreve em detalhes cada uma das ações presentes no Diagrama 5.
Tabela 5: Abandono permanente de poço na Noruega
Etapa Descrição
1 Decisão para o abandono permanente de poço.
2
Submissão diária do relatório de atividades do poço: Diariamente deve ser submetido um relatório à Autoridade de Segurança do Petróleo da Noruega (em inglês Petroleum Safety Authority, sigla PSA) informando as atividades que serão realizadas no poço e um resumo das que foram realizadas no dia anterior. A operação de abandono deverá ser reportada nesse relatório.
43
3 Realização do abandono permanente do poço.
4
Inspeções: auditorias e inspeções são conduzidas pela PSA durante as operações de abandono permanente de poços.
Exemplo: A PSA realizou uma auditoria no campo gigante de Ekofisk, operado pela empresa ConocoPhillips (Texas/EUA; fundada em 2002). A auditoria teve como escopo os preparativos e planos da empresa para o abandono permanente dos poços no Ekofisk 2/4 (PSA, 2014).
Fonte: Elaboração própria.
Como apresentado pelo Diagrama 5, a Noruega não apresenta um documento
específico a ser submetido antes do início do abandono permanente de poços ou após
a conclusão das operações. Entretanto, depois de apresentado o relatório diário
quanto à intenção de fazer uma operação de abandono de poço, a PSA conduz
auditorias para a verificação das operações conforme as diretrizes pertinentes.
c. Reino Unido
O Diagrama 6 apresenta um fluxograma de ações da empresa de E&P para o
abandono permanente de poço em conformidade com a regulamentação e melhores
práticas do Reino Unido.
Diagrama 6: Etapas do Processo de abandono permanente de poços no Reino Unido
Fonte: Elaboração própria.
A Tabela 6 descreve em detalhes cada uma das ações presentes no Diagrama 6.
Tabela 6: Abandono permanente de poço do Reino Unido
Etapa Descrição
1 Decisão para o abandono permanente de poço.
44
2 Requerimento de autorização para operações de abandono: a OGA deve autorizar a operação de abandono. O pedido deve ser feito através de um sistema web chamado WONS (a sigla em inglês Well Operations Notification System) (OIL & GAS UK, 2015b).
3
Submissão do programa de abandono de poço: Plano de abandono proposto deve estar condizente com a diretriz (OIL & GAS UK, 2015b) e deve ser enviado ao Health and Safety Executive (sigla em inglês HSE) e ao Offshore Safety Directive Regulator.
O programa e a execução do abandono devem ser revisados como parte de uma análise de risco (well examination process).
As operações de abandono devem ser incluídas nos relatórios semanais de atividades submetidos ao HSE (OIL & GAS UK, 2015b).
4 Envio de pedidos de autorização: pedido de permissão para uso e/ou descarga de agentes químicos, para descarga de fluidos do reservatório, entre outros devem ser solicitadas caso as ações descritas sejam previstas no programa de abandono (OIL & GAS UK, 2015b).
5 Realização do abandono permanente do poço.
6
Envio de notificações de fim de operação: As autoridades devem ser notificadas sobre o fim das operações de abandono, a saber: a) OGA, até um dia após a conclusão da operação, b) CDA14, c) The United Kingdom Hydrographic Office15, d) Oil & Gas UK, e e) Kingfisher Information Service16.
Essas notificações devem conter, a saber: a) número do poço, b) coordenadas geográficas, c) profundidade da água na locação do poço, e d) altura máxima de cada poço acima do leito marinho (OIL & GAS UK, 2015b).
Fonte: Elaboração própria.
4.3. Análise comparativa das melhores práticas da indústria
As melhores práticas da indústria se referem a um conjunto de diretrizes para que as
atividades da indústria petrolífera sejam conduzidas com um mínimo de qualidade e
que os agentes envolvidos possam ter de forma mais clara os requisitos técnicos para
as suas operações. Em geral, representantes da própria indústria se reúnem e
estipulam requisitos técnicos mínimos para as mais diversas operações, validadas
pelas autoridades locais e seguidas pelas empresas de E&P e demais agentes da
indústria.
Nesta seção, serão consideradas as melhores práticas de cada região para os
processos de abandono permanente de poços e descomissionamento de campos. A
Tabela 7 mostra para cada uma das regiões (Brasil, Noruega e Reino Unido) as
diretrizes presentes quanto ao abandono de poço e ao descomissionamento de
campos.
14 Common Data Access Limited (sigla em ingles CDA) é uma subsidiária sem fins lucrativos da Oil & Gas UK que garante o acesso livre à informação. 15 The United Kingdom Hydrographic Office coleta e fornece dados hidrográficos e geoespaciais para a Royal Navy e transporte mercante 16 Kingfisher Information Service serviço de informação a Pescadores, com boletins semanais.
45
Tabela 7: Melhores práticas do Brasil, Noruega e Reino Unido aplicáveis ao abandono permanente de poços e/ou ao descomissionamento de campos
Melhores práticas Brasil Noruega Reino Unido
Melhores práticas para a seleção de materiais
- NORSOK M-001 - Seleção de Materiais (título em inglês: Materials Selection)
Oil & Gas UK - Diretrizes para a qualificação de materiais para o abandono de poços (título em inglês: Guidelines on Qualification of Materials for the Abandonment of Wells)
Melhores práticas para as operações de abandono de poços
Caderno de boas práticas de E&P; Diretrizes para Abandono de Poços
NORSOK D-010 - Integridade de poço durante a perfuração e outras operações (título em inglês: Well integrity in drilling and well operations)
Oil & Gas UK - Diretrizes para o abandono de poços (título em inglês: Guidelines for the Abandonment of Wells)
Melhores práticas para a inspeção e manutenção de instalações
-
NORSOK Z-008 - Manutenção e classificação de operações baseadas em risco (título em inglês: Risk based maintenance and consequence classification)
Oil & Gas UK - Diretrizes para inspeções e manutenção de instalações em final de vida útil (título em inglês: Guidelines on Late-Life / Decommissioning Inspection and Maintenance)
Melhores práticas para a integridade de instalações offshore
-
NORSOK N-001 - Integridade de estruturas offshore (título em inglês: Integrity of offshore structures)
-
Melhores práticas para a integridade de poço
-
NORSOK D-010 - Integridade de poço durante a perfuração e outras operações (título em inglês: Well integrity in drilling and well operations)
Oil & Gas UK - Diretrizes para a integridade ao longo do ciclo de vida do poço (título em inglês: Well Life Cycle Integrity Guidelines)
Melhores práticas para a estimativa de custos de abandono de poços
- -
Oil & Gas UK - Diretrizes para a estimativa de custos de abandono de poços (título em inglês: Guidelines on Well Abandonment Cost Estimation)
Melhores práticas para a estimativa de custos de descomissionamento
- -
Oil & Gas UK - Diretrizes para a estimativa de custos de descomissionamento (título em inglês: Guidelines on Decomissioning Cost Estimation)
Melhores práticas para os Programas de Descomissionamento
- -
Oil & Gas UK - Diretrizes para uma análise comparativa de programas de descomissionamento (título em inglês: Guidelines for Comparative Assessment in Decommissioning Programmes )
Fonte: Elaboração própria.
46
Como apresentado na Tabela 7, o Brasil possui apenas uma diretriz de melhores
práticas e para que seja feita uma comparação inicial entre as diretrizes das três
regiões será utilizado como exemplo, o poço da Figura 10. Esse poço representa um
poço offshore constituído de quatro fases17: a) revestimento condutor (42” X 36”), b)
revestimento de superfície (26” X 22”), c) revestimento intermediário (14 ¾” X 10 ¾”) e
d) um trecho de poço aberto, ou seja, em contato direto com a zona portadora de
hidrocarboneto ou qualquer outro conteúdo que deva ser isolado (TERAOKA, 2017).
Figura 10: Poço “exemplo” aberto offshore de águas profundas (acima de 400 metros)
Fonte: Elaboração própria.
Todas as diretrizes especificam que cada zona portadora de fluidos deve ser isolada
com dois CSBs e a NORSOK ainda especifica a necessidade de um tampão de
superfície. As especificações dos tampões e dos testes que deverão ser realizados
para a sua validação estão contidas na Tabela 8.
17 Fases de um poço: Denominam-se fases de um poço os diferentes diâmetros de sua perfuração.
47
Tabela 8: Comparativos entre os requisitos para um abandono permanente para o poço “exemplo” aberto offshore
Requisitos das diretrizes
NORSOK OIL & GAS UK IBP
Extensão Tampão 1: mínimo de 100 m; Tampão 2: mínimo de 100 m; Tampão de superfície: 100 m
Tampão 1: mínimo de 60 m de boa cimentação (tampão de 250 m para garantir pelo menos 60 m de boa cimentação); Tampão 2: mínimo de 30 m de boa cimentação (tampão de 150 m).
Tampão 1: 60 m (equivalente a 2 tampões de 30 m)
Posicionamento
Tampão 1: mínimo 50 m alinhados à formação com hidrocarboneto e o restante alinhado à formação selante; Tampão 2:no mínimo 50 m abaixo da sapata do revestimento de 10 ¾”.
Tampões alinhados a formações selantes, sendo um na sapata do revestimento de 10 ¾” e no topo do mesmo resvestimento (10 ¾”).
Tampões alinhados à formação selante, acima do reservatório.
Verificação
Tampão 1:Tagging; Tampão 2: Tagging e teste de pressão (positivo ou negativo).
Tampão 1: Tagging e aplicação de peso; Tampão 2: Tagging e teste de pressão (positivo ou negativo).
Tampão 1: Aplicação de peso.
Fonte: TERAOKA, 2017 (Adaptado).
A Tabela 9 especifica os elementos de barreiras que compõem cada um dos tampões
para a conformidade com cada uma das diretrizes comparadas. É importante ressaltar
que para todas as diretrizes, um CSB é considerado validado apenas após ter sido
verificado.
Tabela 9: Especificação dos elementos de barreira que compõe cada um dos CSBs
CSBs NORSOK OIL & GAS UK IBP
Tampão 1 Formação selante + cimento (100m) dentro da seção de poço aberto.
Formação selante + cimento (60m) dentro da seção de poço aberto.
Formação selante + cimento (30m) dentro da seção de poço aberto.
Tampão 2
Formação selante + cimento + revestimento intermediário + cimento + cimento no interior do revestimento (100m) transpassando a sapata de 10 ¾”.
Formação selante + cimento + revestimento intermediário + cimento + cimento no interior do revestimento (30m) transpassando a sapata de 10 ¾”.
Formação selante + cimento (30m) dentro da seção de poço aberto.
48
Tampão de superfície
Formação selante + cimento + revestimento condutor + cimento + revestimento de superfície + cimento no interior do revestimento (100m).
- -
Fonte: Elaboração própria.
A Figura 11 identifica cada um dos CSBs (detalhados na Tabela 9), compostos de
revestimento/cimentação, necessários para o abandono permanente de acordo com
as diretrizes NORSOK, Oil & Gas UK e IBP.
49
Figura 11: Abandono permanente em poço aberto de acordo com (a) NORSOK D-010; (b) Oil & Gas UK Guidelines e (c) Diretrizes do IBP
Fonte: TERAOKA, 2017 (Adaptado).
Tampão de superfície
Tampão 2
Tampão 1
Tampão 2
Tampão 1 Tampão 2
Tampão 1
50
4.4. Considerações parciais 3
O processo de descomissionamento brasileiro possui muitos relatórios elaborados
pelas empresas de E&P, porém não há proximidade com o agente regulador durante o
descomissionamento, contrário ao que ocorre nas regiões de referência. Entre as três
regiões, o Reino Unido detém o maior arcabouço de diretrizes relacionadas ao
descomissionamento de campos, além de um processo mais estruturado e
transparente. Para tanto, será apresentado o processo de descomissionamento de um
campo de petróleo do Reino Unido no estudo de caso da seção 5.1 visando corroborar
esta afirmação.
O processo de abandono permanente de poços no Brasil se encontra muito mais
elaborado que o de descomissionamento e inclui mais etapas que os das demais
regiões. A Noruega tem um processo simplificado, entretanto os requisitos técnicos
noruegueses são os mais rígidos das três regiões. Será apresentado o abandono
permanente de um poço offshore de acordo com a regulamentação e melhores
práticas norueguesas na seção 5.2.2 para confirmar as afirmações.
A partir da Tabela 7 foi possível afirmar que o Brasil, com apenas uma diretriz
publicada até o presente momento, possui um arcabouço pobre quando comparado as
melhores práticas da indústria para abandono de poços e descomissionamento de
campos das regiões de referência. Tal fato confirma a ideia de que a regulação
brasileira ainda se apoia nas práticas adotadas pela Petrobras e pelas diretrizes de
outros países, que, em geral, não são as mais adequadas para o cenário brasileiro.
51
5. Estudos de caso
Este capítulo será divido entre um estudo de caso de descomissionamento de um
campo offshore, na seção 5.1 e uma análise comparativa do abandono de poço
praticado no Brasil e na Noruega, na seção 5.2.
Como exposto no capítulo 4, o Reino Unido é a região com processos de
descomissionamento mais elaborados e regulamentados da atualidade. Para tanto, o
estudo de caso de descomissionamento abordará o campo de Brent em fase de
descomissionamento na Escócia, com mais de quatro décadas de produção.
5.1. Descomissionamento de campo offshore: Campo de Brent,
Reino Unido
O campo de Brent foi descoberto em 1971 e é o campo com reservas mais
significativas de petróleo e gás natural do Mar do Norte britânico. A expectativa de vida
útil do campo inicialmente estava em 25 anos no máximo; entretanto, com
investimentos contínuos e a remodelação ocorrida na década de 1990, a vida útil do
campo foi estendida além das expectativas originais (SHELL UK, 2017b).
A produção no campo começou em 1976 e a produção cumulativa é de cerca de 3
bilhões de barris de petróleo equivalente. O seu auge ocorreu em 1982, ano em que
produziu mais de meio milhão de barris por dia, o suficiente para suprir as demandas
energéticas anuais de cerca de metade de todas as residências do Reino Unido
(SHELL UK, 2017b).
Mais de quatro décadas depois do início da produção, o campo de Brent está
chegando ao fim de sua viabilidade econômica, com a recuperação de quase todas as
reservas disponíveis de petróleo e gás. Neste caso, o descomissionamento das quatro
plataformas do campo e da infraestrutura deverão ser projetados e aprovados pelos
órgãos do país. O projeto de descomissionamento do campo é complexo e levará mais
de dez anos para ser concluído, caso seja iniciando em 2018 (SHELL UK, 2017b).
a. Instalações
O campo de Brent fica na costa nordeste da Escócia, entre as Ilhas Shetland e a
Noruega. O campo possui quatro grandes plataformas chamadas: Alpha, Bravo,
Charlie e Delta. Cada plataforma tem um topside visível acima da linha d’água e abriga
heliponto, instalações de perfuração entre outras instalações.
52
Os topsides são sustentados por estruturas de apoio com mais de 140 metros de
altura e servem de âncora no leito marinho para a parte superior (SHELL UK, 2017b).
A Figura 12 mostra a configuração das quatro plataformas, bem como os reservatórios
presentes no campo de Brent.
Figura 12: Esquema de instalações no campo de Brent
Fonte: SHELL UK, 2017a
b. Processo de descomissionamento
Após a tomada de decisão de desativar o campo de Brent, o próximo passo será
explorar possíveis formas de reutilização das plataformas.
As opções consideradas variaram desde as instalações de captura e armazenamento
de carbono, parques eólicos e cárcere e cassinos offshore. No entanto, estudos
preliminares da Shell e BEIS indicam que a idade da infraestrutura, a distância da
costa, a falta de demanda de reutilização, bem como o custo da modernização das
53
instalações, impossibilitaria a sua reutilização. Portanto, foi constatado que o
descomissionamento será a única opção viável (SHELL UK, 2017a).
A parada da produção e a posterior desativação do campo estão sendo planejados há
anos pela Shell. A produção da plataforma Delta parou em dezembro de 2011, e as
plataformas Alpha e Bravo em novembro de 2014. A produção da plataforma Charlie
deverá parar nos próximos anos (SHELL UK, 2017a).
c. Programa de descomissionamento
Como empresa operadora do Campo de Brent, a Shell enviou um pré-projeto do
Programa de Descomissionamento ao Departamento de Estratégia Empresarial,
Energética e Industrial (BEIS), para revisão, seguido de consulta pública, como parte
do extenso processo de aprovação. O Programa é composto, de acordo com a
legislação, de dois programas em um único documento: um sobre as instalações e os
poços do campo de Brent e outro sobre os seus dutos (SHELL UK, 2017).
O programa de descomissionamento do campo de Brent inclui recomendações
detalhadas para o encerramento e segurança de suas quatro plataformas, bem como
da infraestrutura submarina. Tais recomendações são fruto de mais de 10 anos de
estudos de engenharia, consultas a especialistas e avaliações científicas, incluindo
extensas discussões com mais de 180 organizações (SHELL UK, 2017a).
A Shell planejou cuidadosamente o processo de descomissionamento do campo de
Brent após um processo regulatório bem definido, objetivando encontrar uma maneira
de realizar este trabalho garantindo a segurança de pessoas e do meio ambiente
(SHELL UK, 2017b).
O Programa de Descomissionamento é sustentado por um conjunto de documentos
técnicos detalhados para cada aspecto do programa; uma declaração ambiental; um
processo de avaliação comparativa; e um Relatório de Engajamento das Partes
Interessadas (SHELL UK, 2017).
De acordo com a legislação atual, a Shell e a Esso (empresas consorciadas no campo
de Brent) manterão a propriedade e a responsabilidade sobre quaisquer instalações
restantes após o descomissionamento do campo de Brent (poços abandonados
permanentemente, por exemplo) (SHELL UK, 2017).
54
5.2. Abandono de poço offshore de acordo com as regulamentações
e melhores práticas brasileiras e norueguesas
O poço alvo do estudo de caso pertence a área do pré-sal brasileiro, com mais de
2000 metros de lâmina d’água, composto de 4 fases e dois intervalos com potencial de
fluxo (aquíferos ou reservatórios) que deverão ser isoladas de acordo com a Tabela 8.
O poço é produtor e encontra-se não mais economicamente viável, produzindo uma
alta WOR (em inglês water/oil ratio - proporção de água produzida para o óleo
produzido).
As cinco fases do poço são: a) revestimento condutor (42” OH X 36” CSG), b)
revestimento de superfície (26” OH X 22” CSG), c) revestimento intermediário (17 ½”
OH X 13 3/8”) e d) liner produtor (10 ¾” OH X 7” liner), onde há uma zona
canhoneada18 e e) um trecho de poço aberto. A zona canhoneada e o trecho de poço
aberto possuem contato com as formações com potencial de fluxo (reservatórios ou
aquíferos). A arquitetura básica do poço está apresentada na Figura 13.
Figura 13: Esquema de poço offshore com cinco fases antes do abandono
Fonte: Elaboração própria.
18 Zona canhoneada: zona do liner na qual fendas ou furos foram feitos antes de sua colocação no poço (OG, 1998).
55
Na Figura 13 estão identificadas as duas zonas com potencial de fluxo (aquíferos ou
reservatórios), a localização da zona canhoneada, dos revestimentos (linhas pretas) e
do intervalo de poço aberto (linha tracejada).
5.2.1. Regulação e melhores práticas da indústria brasileira
No Brasil, após a tomada da decisão de abandonar um poço, a empresa de E&P
deverá notificar à ANP em caso de poços produtores e injetores e enviar o NCSB para
realizar as operações de abandono e posteriormente enviar um RAP.
O abandono deverá ser conduzido de acordo com as melhores práticas para o
abandono permanente de poços (IBP, 2017).
O relatório NCSB tem como objetivo mostrar os CSBs presentes no poço após seu
abandono e o RAP dará as informações básicas sobre o poço abandonado. As
informações relativas ao layout final do poço serão expostas abaixo e explicarão como
o abandono deste poço será conduzido, seus CSBs, elementos de cada um dos CSBs
e processos de verificação.
Para isolar a zona com potencial de fluxo mais profundo deve ser estabelecido um
CSB constituído por 30 metros de cimento no intervalo de poço aberto alinhado com
uma formação selante ou com um liner (em português forro) de produção cimentado e
com uma formação selante.
O revestimento para o abandono permanente, de acordo com as Diretrizes IBP, não
precisa ser verificado.
A formação selante (em se tratando de intervalo de poço aberto ou com um liner de
produção) deverá ser validada através de um teste de formação ou da extrapolação de
testes feitos em outras profundidades do poço.
O cimento no intervalo de poço aberto deverá ser verificado através da aplicação de
peso de 10 a 15 KLB (que equivalem a 5 a 7,5 toneladas) pela coluna de trabalho. O
cimento do liner de produção deverá ter sido verificado através de perfis de
cimentação, precisando de um mínimo de 60 metros para constituir um CSB.
Para a validação do CSB e a comprovação de sua efetividade, a formação selante e
ambos os cimentos deverão ser verificados (IBP, 2017).
Para isolar a zona com potencial de fluxo mais rasa (intervalo canhoneado) e prover
um segundo CSB para a zona mais profunda, deverá ser estabelecido um CSB
composto – um único CSB com dimensões que permitem que ele seja considerado
56
como dois CSBs distintos. Esse CSB composto será construído por: a) formação
selante, b) liner de produção cimentado (120 metros) e c) cimento no interior do liner
de produção (60 metros) (IBP, 2017) e deverá ser validado.
A Figura 14 apresenta as duas opções de abandono propostas - o primeiro CSB acima
da zona com potencial de fluxo mais profunda é a única diferença entre as duas
propostas. Em (a) o CSB I – a é comporto por: formação selante, liner de produção
cimentado e cimento no interior do liner de produção e em (b) o CSB I – b é composto
por formação selante e cimento no interior poço.
Figura 14: (a) Poço abandonado com CSBs no interior do liner, (b) Poço abandonado com um CSB no intervalo de poço aberto offshore
Fonte: Elaboração própria.
No que diz respeito à seleção dos materiais a serem utilizados, deve-se seguir o item
10.5.2.7 da Resolução ANP n°46/16 (SGIP):
“(...)10.5.2.7 Utilizar materiais para a composição dos elementos dos
CSB Permanentes que, no mínimo:
a) Sejam impermeáveis a fluidos;
CSB II
CSB I - a
CSB II
CSB I - b
57
b) Tenham propriedade de isolamento que não deteriorem ao longo
do tempo;
c) Sejam resistentes aos fluidos das formações;
d) Tenham propriedade mecânica adequada para acomodação das
cargas a que serão sujeitos;
e) Não sofram contração que comprometam sua integridade; e
f) Sejam aderentes aos revestimentos e formações no seu entorno.”
A Tabela 10 resume os requisitos para a verificação do isolamento dos intervalos e os
CSBs implementados nesse estudo de caso.
Tabela 10: Descrição da composição dos CSBs e de sua verificação de acordo com IBP (2017)
CSBs Composição Verificação
CSB I - a
Formação selante + cimento + liner de produção + cimento (30 m) na seção de poço aberto.
Teste de absorção da formação; Perfis de cimentação; Aplicação de peso no cimento.
CSB I - b Formação selante + cimento (30 m) na seção de poço aberto.
Teste de absorção da formação; Aplicação de peso no cimento.
CSB II
Formação selante + cimento + liner de produção + cimento (60 m) no interior do liner de produção.
Teste de absorção da formação; Perfis de cimentação; Aplicação de peso no cimento.
Fonte: Elaboração própria.
5.2.2. Regulamentação e melhores práticas da indústria norueguesa
Considerando o arcabouço de melhores práticas e a forma direta de conduzir o
abandono permanente de poços na Noruega, com apenas um relatório enviado e
inspeções constantes, esse estudo de caso será conduzido de acordo com as
melhores práticas e regulamentação do país.
A Noruega possui muitas diretrizes relacionadas à integridade de poço e operações
offshore para a seleção de materiais a serem utilizados no design e durante o
abandono do poço há a diretriz NORSOK M-001 – Materials selection 5th ed. (em
português Seleção de materiais, 5ª edição, 2014).
58
Os requisitos técnicos de um material a ser utilizado em uma formação específica são
descritos sucintamente e não permitem substitutos que possam colocar em risco a
integridade do poço e o seu abandono.
Um exemplo de formação geológica que requer a utilização de materiais muito bem
selecionados é a formação do pré-sal, considerado um ambiente altamente corrosivo.
No pré-sal todos os equipamentos devem ser selecionados levando em conta a alta
corrosão e isso implica em custos adicionais para o poço (NORSOK, 2014).
De acordo com a NORSOK M-001 (2014), para ambientes corrosivos, é necessário o
gerenciamento da corrosão, como descrito na seção 4.14, abaixo:
“(...)4.14 Gerenciamento de corrosão
4.14.1 Geral
Um programa de gestão da corrosão deve ser preparado e
implementado antes do início da produção.
A seleção de ligas resistentes à corrosão (em inglês Corrosion
Resistant Alloys, sigla CRAs) limitará a necessidade de inspeção e
monitoramento. Um programa de gestão da corrosão para aços de
carbono utilizados em ambientes corrosivos deve, no mínimo, conter
as seguintes partes:
• definições de funções, responsabilidades e rotinas de relatórios
dentro da organização;
• avaliação do risco de corrosão;
• planejamento e execução (métodos, localização e freqüência) para
monitoramento de corrosão, monitoramento de parâmetros de
processo e análises de água;
• planejamento e execução de adição de produtos químicos de
controle de corrosão;
• desenvolvimento de procedimentos para avaliação de dados de
monitoramento de corrosão e verificação das taxas e condições de
corrosão dentro de níveis aceitáveis (alvos pré-definidos);
• definição de conseqüências e ações se os objetivos não forem
cumpridos " (NORSOK M-001, 2014)
59
A diretriz também explica como se deve monitorar a corrosão em ambientes como o
pré-sal brasileiro. Além de como deverá ser feita a seleção e a proteção dos
equipamentos do poço.
Seguindo o Diagrama 5, após a tomada da decisão de abandonar um poço, a empresa
deverá planejar o abandono de poço em conformidade com as melhores práticas
norueguesas (NORSOK M-001, 2014 & D-010, 2012), submeter o comunicado diário
das operações à PSA, conduzir a operação de abandono e aguardar possíveis
inspeções durante o abandono. Abaixo será explicado como o abandono deste poço
será conduzido, seus CSBs, elementos de cada um dos CSBs e processos de
verificação.
A NORSOK D-010 (2012) exige que sejam implementados dois CSBs de pelo menos
100 metros acima de cada um dos intervalos com potencial de fluxo. Além disso, os
CSBs devem não só isolar os intervalos da superfície, mas garantir o isolamento deles
entre si, havendo, preferencialmente, dois CSBs entre os intervalos com potencial de
fluxo. Próximo à cabeça de poço é mandatória a colocação de um tampão de
superfície, chamado na NORSOK D-010 (2012) de Tampão de Isolamento Ambiental
(em inglês Environmental Isolation Plug), com no mínimo 100 metros, devendo ser
colocado próximo ao leito marinho com a profundidade escolhida devidamente
documentada.
Não será possível abandonar o poço apresentado na Figura 13 em conformidade com
a NORSOK D-010 (2012), visto que tal projeto não está de acordo com as melhores
práticas norueguesas. Para um abandono permanente em conformidade com a
NORSOK D-001 deverá ser instalado um tampão de superfície. Porém como mostrado
na Figura 14, na região próxima à cabeça do poço, onde o cimento do tampão de
superfície deverá ser colocado, existe a falta de cimento entre os revestimentos de
superfície e intermediário, que impossibilita a validação de um CSB.
Figura 15: Problema na colocação do tampão superficial no poço “exemplo”
Fonte: Elaboração própria.
60
Para tornar possível o abandono, o poço da Figura 13, que deverá ser abandonado,
terá seu design alterado como apresentado na Figura 16-b. A Figura 16-a representa o
poço inicial e a Figura 16-b o poço com o novo design, bem como com o revestimento
intermediário acima da sapata do revestimento de superfície, um packer instalado e
mais de cimento entre o revestimento de superfície e o intermediário.
Figura 16: (a) Poço original, (b) Poço modificado com packer e maior volume de
cimento entre o revestimento de superfície e o intermediário
Fonte: Elaboração própria.
Tomando o poço da Figura 16 como um poço a ser abandonado, para isolar a zona
com potencial de fluxo mais profunda devem ser estabelecidos dois CSBs constituídos
por 100 metros de cimento cada, um deles no intervalo de poço aberto entre o
reservatório e uma formação selante e o segundo transpassando a sapata do liner de
produção. Os revestimentos de acordo com a NORSOK D-010 (2012) deverão ser
verificados através de testes de pressão para serem validados.
A formação selante deverá ser validada através de um teste de formação (como um
leak off test19). O cimento no intervalo de poço aberto deverá ser verificado através de
19 Leak off test: teste para determinar a força ou a pressão de fratura da formação (OG, 1998).
61
um teste de pressão e tagging20. O cimento do liner de produção e do revestimento
intermediário deverão ser verificados através de perfis de cimentação, precisando de
um mínimo de 100 metros para constituir cada um dos CSBs. Para a validação desses
CSBs e comprovação de suas efetividades, a formação selante e ambos os cimentos
e revestimentos precisam ser verificados.
Para isolar a zona com potencial de fluxo mais rasa (intervalo canhoneado) com dois
CSB, será estabelecido um CSB composto – um único CSB com dimensões que
permitam que ele seja considerado como dois CSBs distintos.
Esse CSB composto será construído por: formação selante, revestimento intermediário
cimentado (200m), revestimento produtor cimentado (200 metros) e cimento no interior
do revestimento (200 metros). As mesmas validações de cimento no interior do poço,
nos anulares, dos revestimentos e da formação serão feitas para a validação desse
CSB composto.
A Figura 17 detalha a localização de cada um dos CSBs, incluindo o Tampão de
superfície, composto por revestimento condutor e de superfície, cimento entre os
revestimentos, formação selante e cimento no interior do revestimento com um mínimo
de 100 metros. A Tabela 11 mostra os requisitos para cada um dos CSBs, sua
composição e validação, utilizando-se da nomenclatura para cada um dos CSBs da
Figura 17.
Tabela 11: Descrição da composição dos CSBs e de sua verificação de acordo com a NORSOK D-010 (2012)
CSBs Composição Posicionamento Verificação
CSB I Formação selante + cimento (100 metros).
Dentro da seção do poço aberto, transpassando o topo do reservatório.
Teste de absorção da formação. Teste de pressão e tagging do cimento no interior do poço.
CSB II
Formação selante + cimento + liner de produção + cimento (100 metros).
Transpassando a sapata do liner de produção, parte na seção de poço aberto, parte no liner de produção.
Teste de absorção da formação. Perfis de cimentação para os cimentos no anular. Teste de pressão no revestimento. Teste de pressão e tagging do cimento no interior do liner.
CSB III
Formação selante + cimento + revestimento intermediário + cimento + liner de produção + cimento (100 metros).
Acima do intervalo canhoneado, transpassando a sapata do revestimento intermediário.
Teste de absorção da formação. Perfis de cimentação para os cimentos nos anulares. Teste de pressão e tagging do
20 Tagging: fazer contato com o cimento ou com um ponto de referência com o fio de tubulação (OG, 1998).
62
cimento no interior do liner de produção.
Tampão de superfície
Formação selante + cimento + revestimento condutor + cimento + revestimento de superfície + cimento (100 metros).
Próximo a cabeça de poço, de acordo com os critérios da empresa operadora.
Teste de absorção da formação. Testes de pressão nos revestimentos. Perfis de cimentação para os cimentos nos anulares. Teste de pressão e tagging do cimento no interior do revestimento.
Fonte: Elaboração própria.
Figura 17: Poço abandonado de acordo com as diretrizes NORSOK D-010 (2012)
Fonte: Elaboração própria.
CSB III
CSB II
CSB I
Tampão de
superfície
63
5.2.3. Considerações parciais 4
A exigência regulatória brasileira em termos de documentação para o abandono
permanente de poços é mais extensa que a norueguesa. O Brasil exige três
documentos e a Noruega apenas um. Entretanto, a Noruega possui mais diretrizes
completas para o abandono permanente de poços, como é possível observar ao
comparar o design final do poço nas Figura 14 (de acordo com a diretriz brasileira) e
Figura 17 (de acordo com as diretrizes norueguesas).
Diretrizes mais completas e técnicas levam a práticas mais seguras e robustas, como
é o caso dos abandonos conduzidos na Noruega. O abandono no Brasil é uma etapa
do processo de descomissionamento mais firmemente regulada, porém isso não
significa que não exista espaço para aprimoramentos.
Uma maior fiscalização das operações e a presença de diretrizes mais detalhadas no
Brasil beneficiarão a segurança operacional e ambiental dos abandonos permanentes
de poço. Neste caso, a Noruega é um exemplo a ser seguido.
64
6. Conclusão
O arcabouço regulatório brasileiro ainda não se encontra maduro o suficiente para
garantir um abandono de poço permanente e um descomissionamento de campos
offshore com segurança operacional e ambiental.
Para demonstrar a posição do Brasil em cenário de regulamentação e melhores
práticas internacionais da indústria frente ao descomissionamento de campos offshore
e o abandono permanente de poços, foram feitas análises comparativas entre as
práticas nacionais e as de duas regiões de referência: a Noruega e o Reino Unido.
Através da análise dos processos regulatórios para o descomissionamento de campos
offshore, concluiu-se que o Reino Unido pode ser considerado o maior exemplo
internacional no âmbito do descomissionamento. A região, com mais campos já
descomissionados, possui um maior número de diretrizes relacionadas ao
descomissionamento até mesmo que a Noruega. Possuindo provisões relacionadas
aos custos e diretrizes específicas para a elaboração dos projetos de
descomissionamento, entre outros.
Desta forma, foi apresentado um estudo de caso de um processo de
descomissionamento ainda em andamento no Reino Unido, o descomissionamento do
campo de Brent, na Escócia. O campo passou por inúmeros estudos e as discussões
com a OGA foram iniciadas cinco anos antes da ocorrência do descomissionamento.
O plano de descomissionamento do campo ficou por meses em forma de pré-projeto
para consulta pública. Após comentários das autoridades e da população do Reino
Unido, um documento final foi consolidado.
O plano de descomissionamento, composto por provisões técnicas e estudos
relacionados ao custo das operações foi submetido às autoridades pertinentes. Após
sua submissão, o plano deverá ser seguido em detalhes e as autoridades deverão ser
notificadas por meio de relatórios. As atividades de descomissionamento do campo de
Brent foram iniciadas no ano de 2017.
A análise dos processos de abandono permanente de poços das três regiões mostrou
que a Noruega possui os requisitos técnicos mais rígidos das três regiões e uma
indústria baseada na confiança entre a empresa operadora e o agente regulador. Este
último executando fiscalizações das operações de abandono para a verificação de sua
aderência às diretrizes pertinentes.
65
Ao comparar o abandono permanente de poços no Brasil e na Noruega, conclui-se
que o número de CSBs, suas dimensões e critérios de verificação noruegueses são
muito maiores que os brasileiros. O processo brasileiro possui mais relatórios a serem
apresentados pelas empresas de E&P, porém tecnicamente e no quesito segurança
operacional, a Noruega se mostra mais detalhista e cuidadosa com procedimentos e
materiais que o Brasil.
O Brasil precisa urgentemente de diretrizes específicas para a seleção de materiais e
descomissionamento de campos de forma a considerar as especificidades do cenário
brasileiro e gerar transparência quanto às exigências a respeito dos requisitos
técnicos. As diretrizes de abandono permanente de poços lançadas pelo IBP em 2017
podem ser consideradas como o primeiro passo em direção a uma indústria petrolífera
mais regulada e segura.
66
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