impacto ambiental da exploraÇÃo de petrÓleo … · criação do conselho nacional do petróleo...
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GOVERNO DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO
SECRETARIA DE ESTADO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA
CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTADUAL DA ZONA OESTE
IMPACTO AMBIENTAL DA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
OFFSHORE NO BRASIL
Marcelo Ferreira Xavier
Rio de Janeiro
2011.
ii
MARCELO FERREIRA XAVIER
Aluno do Curso de Tecnologia em Construção Naval
Matrícula 0723800037
IMPACTO AMBIENTAL DA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
OFFSHORE NO BRASIL
Trabalho de Conclusão de Curso, TCC, apresentado
ao Curso de Graduação em Tecnologia em
Construção Naval, da UEZO, como parte dos
requisitos para a obtenção do grau de Tecnólogo em
Construção Naval.
Orientadora: Ana Rosa da Silva Santos.
Rio de Janeiro
junho de 2011.
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IMPACTO AMBIENTAL DA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
OFFSHORE NO BRASIL
Elaborado por Marcelo Ferreira Xavier
Aluno do Curso de Tecnologia em Construção Naval da UEZO
Este trabalho de Graduação foi analisado e aprovado.
Rio de Janeiro, de de 2011.
_____________________________________
Prof. Júlio César de Carvalho Lourenço
_______________________________________
Carlos Alberto Martins Ferreira- D.Sc.
_____________________________________
Ana Rosa da Silva Santos- M.Sc
Presidente
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
JUNHO DE 2011.
ii
EPÍGRAFE
‘A glória da amizade não é a mão estendida, nem o sorriso carinhoso, nem mesmo a delícia da
companhia. É a inspiração espiritual que vem quando você descobre que alguém acredita e
confia em você. ‘
(Ralph Waldo Emerson)
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AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus em primeiro lugar por me conservar saudável e me acompanhar em todos os
momentos dessa caminhada;
Ao meu irmão Dr. Julio Cesar que sempre me foi um exemplo de esforço e dedicação;
A minha irmã, Profa. Ana Paula, que me orgulha muito;
Ao meu sobrinho Gabriel que me revitaliza com sua força;
Ao meu filho Matheus que eu não tenho um adjetivo para descrever, quem participou e sofreu
junto nas horas mais difíceis, mas que com seu olhar fazia tudo ficar mais fácil;
A minha esposa Maria Consolação que sempre acredita mais do que eu;
Aos meus professores pela confiança, dedicação e sabedoria;
Aos colegas que sempre estiveram de mãos estendidas;
Ao meu Pai Arlindo e minha Mãe Leolita que com a permissão de Deus me deram o dom da
vida.
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DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho aos meus pais Arlindo e Leolita, por todo amor e
dedicação com que me educaram e me puseram no caminho da honra e
da verdade, possibilitando com que hoje eu possa estar aqui fazendo
essa homenagem a eles que sempre foram meus alicerces e
incentivadores sempre compreensivos com minhas dificuldades, mas
perseverantes e confiantes na vitória.
v
RESUMO
O presente trabalho tem como principal foco o impacto ambiental causados pelas plataformas
de petróleo sob a ótica do desenvolvimento sustentável. Em linhas gerais destacando a
prospecção de petróleo e a preservação da natureza para que o Brasil prossiga na exploração
de suas riquezas naturais destacando-se entre maiores produtores, procurando paralelamente
proteger e preservar o meio ambiente. Analisando todo o processo de exploração de petróleo
deve-se atentar para vários aspectos de segurança e prevenção que vão desde a instalação de
uma plataforma até o refino com a liberação de poluentes para a atmosfera. Nos aspectos
legais aborda-se a legislação ambiental vigente e os tratados assinados visando a
sustentabilidade do processo.
Palavras-chave: Impacto ambiental. Desenvolvimento sustentável. Sustentabilidade.
Preservação.
vi
LISTA DE FIGURAS
Fig. II.1 Bacia de Campos (Petrobrás 2000) ...........................................................................19
Fig. II.2 Lâminas d´água dos principais campos da Bacia de Campos.....................................19
Fig. II.3 Estágio final do desenvolvimento do campo de Marlim ...........................................22
Fig. II.4 Fase 1 do desenvolvimento do campo de Marlim sul (Petrobrás 2000) ....................24
Fig. III.1 Marpol .......................................................................................................................38
Fig. IV.1 Meio Ambiente .........................................................................................................40
vii
QUADRO
II.1 ............................................................................................................................................15
viii
SUMÁRIO
I- Introdução…………………………………………………………………………9 II- Exploração de Petróleo no Brasil.........…………………………………………...11
II-1 Histórico.........………………………………………………………………..11
II-2 Histórico da Exploração de Produção Offshore...............................................14
II -.2.1 Bacia de Campos..................................................................................17
II - 2.2 Campo de Garoupa e Marimba.............................................................20
II - 2.3 Campo de Marlim.................................................................................21
II - 2.4 Bloco de Marlim Sul e Leste................................................................23
II - 2.5 Campos de Barracuda e Caratinga........................................................25
II - 2.6 Campo de Roncador.............................................................................25
II - 2.7 Campos de Albacora e Albacora Leste................................................26
II - 2.8 Campos de Pargo, Carapeba e Vermelho.............................................27
II - 2.9 Campos de Cherne e Frade..................................................................27
II - 2.10 Campo de Espadarte...........................................................................28
II - 2.11 Bacia de Santos..................................................................................30
II - 2.12 Bacia Amazônica................................................................................31
II - 2.13 Bacia do Espírito Santo......................................................................31
III- Impacto Ambiental..................................................................................................32
III – 1 Aspectos Legais...........................................................................................32
III – 2 Licenciamento Ambiental............................................................................35
III – 3 Processo de Avaliação de Impacto Ambiental.............................................38
III – 4 Tratado de Marpol.......................................................................................38
IV- Desenvolvimento Sustentável..................................................................................40
V- Conclusão...............................................................................................................45
VI - Referências Bibliográficas.......................................................................................46
9
1 INTRODUÇÃO
Os restos dos seres vivos marinhos ficam no fundo dos oceanos e conforme vão se
acumulando, sob a pressão e a temperatura transformam os organismos mortos em
hidrocarbonetos. Se a temperatura for elevada, as moléculas do hidrocarboneto tornam-se
voláteis, formando gases, como o metano (CH4) sendo seu principal constituinte. Depois de
formados, o petróleo e o gás, microscópicos situados em sedimentos acima, até passarem para
uma camada impermeável ou camada rochosa de maior densidade, formando uma jazida.
Após a exploração de áreas onshore (em terra), as operadoras passaram a procurar
petróleo em reservatórios abaixo do solo marinho. As primeiras plataformas offshore foram
instaladas no Golfo do México – EUA há mais de 50 anos.
No final dos anos 60 e começo dos anos 70, depois da crise de petróleo devido aos
conflitos no Oriente Médio, houve um salto muito importante e considerável em novas
técnicas e recursos utilizados na prospecção, perfuração, produção e transporte offshore.
Mais de 9.200 plataformas de produção de petróleo e gás estão pontuando os mares em
várias partes do mundo, como pequenas ilhas de aço. Atualmente, suprem mais de 60% das
necessidades mundiais de energia, utilizadas em transporte, aquecimento de casas, escolas,
hospitais e demais atividades.
O trabalho demonstra com isso um novo instrumento jurídico-político, no sentido de
reforçar os instrumentos legais existentes para garantir o desenvolvimento sustentável nas
atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, como a avaliação de impactos
ambientais e o licenciamento de atividades efetiva ou potencialmente poluidoras, buscando-se
identificar os impactos ambientais das atividades de exploração e produção de petróleo e gás
natural a partir de estudos ambientais (Estudo de Impacto Ambiental – EIA e Relatório de
Avaliação Ambiental – RAA), constantes nos procedimentos de licenciamento ambiental
protocolados na Coordenação Geral de Licenciamento de Petróleo e Gás (CGPEG/IBAMA).
O trabalho evidencia dois conceitos fundamentais que contribuem para prevenir o
esgotamento do reservatório em virtude das atividades de exploração de petróleo e gás natural.
10
Entende-se “Impacto Ambiental” como qualquer alteração no ambiente causada por
atividades antrópicas e “recurso não renovável” como sendo finito em escala de tempo
humana, ou seja, que uma vez consumido, não pode ser renovado. Através dessa idéia busca-
se contribuir para uma revisão na avaliação de impactos ambientais dos empreendimentos de
exploração de petróleo e gás natural e também a implantação de políticas públicas de incentivo
ao uso de fontes alternativas e de controle do consumo de energia.
Para esse controle do consumo de energia a sustentabilidade no uso dos recursos
naturais deve ser vista como modelo de desenvolvimento capaz de assegurar condições
normais de sobrevivência das futuras gerações humanas e de todas as formas de vida com o
princípio de direito e dever que rege a idéia de desenvolvimento sustentável.
11
EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL
1 HISTÓRICO
O histórico da produção de petróleo no Brasil pode ser dividida em quatro períodos:
1- Primeiro Período: 1.858 – 1.938;
2- Segundo Período: 1.938 – 1.953;
3- Terceiro Período: 1.953 – 1.996;
4- Quarto Período: 1.996 – até hoje.
1.1 Primeiro Período (1.858 – 1.938).
Até 1938, as explorações estavam sob o regime da livre iniciativa. Neste período, a
primeira sondagem profunda foi realizada entre 1.892 e 1.896, no município de Bofete –
SP.
A história do petróleo no Brasil começou na Bahia, em 1.858, com o decreto n° 2.266
assinado pelo Marquês de Olinda, concedendo a José Barros Pimentel o direito de extrair
mineral betuminoso para fabricação de querosene de iluminação.
Somente setenta anos depois (1.930), após vários poços perfurados sem sucesso em
alguns Estados brasileiros, tomou-se conhecimento que os moradores da cidade de
Lobato – BA usavam uma lama preta e oleosa para iluminar suas residências. No
entanto, somente em 1.933, a descoberta atraiu o interesse da bolsa de Mercadorias da
Bahia, que passou a empreender campanhas visando extração comercial de petróleo.
Após quatro anos de debates acalorados nos meios de comunicação, o departamento
Nacional de produção Mineral (DNPM), resolveu perfurar poços na região de Lobato.
12
1.2 Segundo Período (1.938 – 1.953).
Época em que houve a nacionalização das riquezas do nosso subsolo pelo Governo e a
criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP), em 1.938.
Em 29 de julho de 1.938, já sob a jurisdição do recém-criado CNP, foi iniciada a
perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, que viria a ser o descobridor do petróleo no
Brasil. Apesar de ter sido considerado antieconômico, este poço foi de suma importância
para o desenvolvimento da atividade petrolífera no Estado da Bahia. A partir do
resultado desse poço, houve uma grande concentração de esforços na Bacia do
Recôncavo, resultado na descoberta da primeira acumulação comercial de petróleo do
país, o campo de Caldeias, em 1.941. Este campo ainda estava produzindo em 2.001.
1.3 Terceiro Período (1.953 – 1.996).
Estabelecimento do Monopólio estatal, durante o governo do Presidente da República
Getúlio Vargas, que a 3 de outubro de 1.953, promulgou a lei 2.004, criando a Petrobrás.
A produção de Petróleo no país após o esforço da CNP, rapidamente atingiu a marca de
25.000 bpd. Embora expressivo, este valor era muito baixo quando comparado à
demanda.
Assim em 1.953, o país via-se sem produção de petróleo e capacidade de refino em
escala suficiente para atender ao mercado nacional. É bom lembrar que, os rendimentos
da atividade no país estavam na distribuição de derivados, praticamente todo ele
realizado por multinacionais. Portanto, não havia a geração interna de recursos para se
investir no petróleo. Por outro lado, o lucro na atividade de petróleo no mundo estava na
transformação, em refinarias dos países ricos, do óleo barato do Oriente Médio e seu
manuseio até as distribuidoras de países importadores de derivados, que pagavam preços
considerados elevados por esses produtos.
Com a instalação da Petrobrás, em 10 de maio de 1.954, O Brasil trilhou um caminho
diferente no desenvolvimento de sua indústria petrolífera.
13
1.4 Quarto Período (1996 até hoje).
A maior mudança no setor petrolífero no Brasil, quando após 40 anos o monopólio
exercido pela Petrobrás foi revogado pelo congresso brasileiro (Emenda Constitucional
n°09, de 9/11/96). Desta forma, a Petrobrás não exerce mais o monopólio sobre o setor,
sendo agora responsabilidade do governo federal, e administrado por uma agência
reguladora (ANP – Agência Nacional de Petróleo). Novas concessões de óleo e gás são
diretamente concedidas a companhias nacionais e internacionais.
Após promulgada, a nova legislação está atraindo interesse de empresas petrolíferas
internacionais. A maioria pretendendo participar na proporção upstream, e em parceria
com a Petrobrás.
Embora a Petrobrás não exerça mais o monopólio sobre o mercado, até apresente data,
continua a ser principal operadora produzindo na Bacia Continental Brasileira no setor
Offshore.
14
2. HISTÓRICO DA EXPLORAÇÃO DE PRODUÇÃO OFFSHORE.
A exploração de Petróleo de reservatórios situados na área offshore no Brasil iniciou-se
em 1.968, na Bacia de Sergipe-Alagoas, campo de Guaricema situado em lâmina d’água
(LDA) de aproximadamente 30 metros na costa do Estado de Sergipe, na região
Nordeste.
Para o desenvolvimento na Bacia de Sergipe-Alagoas, aplicaram-se as técnicas
convencionais da época para campos de médio porte: plataformas fixas de aço, cravadas
por estacas. Eram projetadas somente para produção e teste de poços, interligados por
uma rede de oleodutos multifásicos e, a uma estação de separação e tratamento de fluídos
localizada em terra.
As primeiras plataformas, instaladas nos campos de Guaricema, Caioba, Camorim e
Dourado, eram, com pequenas variações, do tipo padrão: quatro pilares, convés duplo,
guias para até seis poços, sistema de teste de poços e de segurança. A perfuração e a
completação dos poços eram executadas por plataformas auto-elevatórias posicionadas
junto à plataforma fixa.
Posteriormente, a perfuração dos poços passou a ser feita, também, por sondas
moduladas instaladas diretamente no convés superior das plataformas e assistidas por
navios.
Nos anos seguintes, com o aumento da atividade, não só na costa de Sergipe, como
também na de Alagoas, do Rio Grande do Norte e do Ceará, a Petrobrás decidiu
desenvolver projetos próprios de plataformas que atendessem às características de
desenvolvimento dos campos. Este esforço resultou em 3 projetos de plataformas fixas
distintos, conhecidas como plataformas de 1ª, 2ª e 3ª Famílias.
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Quadro II.1 Características das famílias de plataformas (Petrobrás, 2000).
‘
As plataformas de 1ª Família eram similares as plataformas de fixas iniciais e foram
desenhadas para terem até 6 poços de produção, podendo ser instaladas em LDA de até
60 m; se necessário com um pequeno módulo para acomodação de pessoal.
As plataformas de 2ª Família comportavam a produção de até 9 poços, permitiam a
separação primária de fluídos produzidos. Possuíam também sistema de transferência de
óleo, testes de poços, segurança, utilidades e acomodação de pessoal.
As plataformas de 3ª Família possuíam a estrutura mais complexa permitiam a
perfuração e completação de até 15 poços, e as instalações de produção podiam conter
uma plataforma de processo completa (testes, separação, tratamento e transferência de
fluídos), sistema de acomodação de pessoal. As plataformas de 3ª Família tinham as
características necessárias para atuarem como plataformas Centrais.
Em 1.975, para desenvolvimento dos campos de Ubarana e Agulha, no Rio Grande do
Norte, alem das plataformas de aço convencionais, decidiu-se pela utilização de
plataformas de concreto gravitacionais (CGS – Concrete Gravity Structure), segundo
projeto do consórcio franco-brasileiro. As CGS, que tiveram grande utilização no Mar do
Norte, tem uso limitado na área offshore brasileira a pequenas lâminas d’água.
Foram utilizadas 3 destas plataformas: duas no campo de Ubarana, e uma no de agulha.
Com base na concepção original, cada plataforma comportava a perfuração e a
completação de até 13 poços, separação, tratamento, armazenamento e transferência de
16
óleo, compressão de gás alem dos sistemas de utilidades, segurança e alojamento de
pessoal. As plataformas, em formato de caixa, têm um convés único medindo cerca de
2.500 m², além de um espaço interno chamado de ‘’galeria técnica’’, para instalação de
bombas de transferência, sistema de lastro e tratamento/descarte de água produzida. A
planta de processo de cada plataforma comportava uma produção de 5.000m³/d de óleo e
a capacidade de armazenamento do tanque era de 2.0000 m³. A altura total da plataforma
era de 25m, instalada em LDA aproximada de 13 metros.
17
II – 2.1 Bacia de Campos
Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos atualmente
a principal província petrolífera do Brasil, localizada na parte marítima do Estado
do Rio de Janeiro, na região Sudeste do país.
Entretanto a atividade só começou em agosto de 1.977, com a segunda descoberta
do Campo de Enchova, em LDA de 120 metros. Até aquele ano, as atividades de
produção offshore no Brasil limitaram-se as áreas do Nordeste brasileiro em
lâminas d’água inferiores a 50 metros.
O Campo de Garoupa, primeiro a ser descoberto localizado, também localizado
em lâmina d’água de 120 metros, somente entrou em produção em 1.979,
juntamente com o de Namorado, em LDA de 160 metros. Apesar de se tratar de
campos com potencial superior aos campos marítimos do Nordeste, a utilização de
sistema de produção com plataformas fixas de riser rígidos não era
economicamente viável por serem isolados e muito distantes do litoral, cerca de 80
km.
Além disso, soma-se a crise do petróleo, pressão conjuntural corroborou para o
nascimento de um novo conceito de explotação: O Sistema de Produção
Antecipada (EPS – Early Production System). Sistema capaz de antecipar a
produção, e ao mesmo tempo, fornecer dados detalhados sobre o reservatório.
Dados que foram então usados para o projeto do Sistema Definitivo de Exploração
que, uma vez no local, permita o emprego EPS em outra área.
Embora à época este fosse o segundo sistema flutuante de produção no mundo,
pelo seu elevado grau de segurança, aliado ao baixo custo, fez com que o conceito
ganhasse força no Brasil. Uma evolução natural deste sistema foi a completa
conversão das plataformas semi-submersíveis de perfuração em unidades
flutuantes de produção, que tem sido mundialmente seguido após esta experiência
de sucesso.
Paralelamente a utilização do EPS, foi desenvolvida a implantação de um sistema
definitivo de produção, que compreendeu o projeto, a fabricação, o transporte, a
instalação e a montagem de 7 plataformas fixas de aço, de grande porte e o
18
projeto, a fabricação e o lançamento de aproximadamente 500 km de oleodutos
rígidos no mar e 500 km em terra, para escoamento de óleo e gás.
Em 1.983, as plataformas do sistema Definitivo de Explotação (SDE) da Bacia de
Campos forma instaladas em LDA variando entre 110 e 175 metros e concebidas
segundo dois tipos principais:
Plataformas Centrais: Tipo de estrutura fixa de aço, cravadas por estacas, com 8
pilares. Utilizada pra perfuração e produção de poços, sendo equipadas com
plantas completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão
de gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A capacidade
de produção dessas plataformas varia de 15000 a 362000 m³/d de óleo (95.000 a
200.000 bpd).
Plataformas Satélites: Semelhantes às plataformas centrais, porém com a planta
de processo da produção compreendendo apenas um estágio de separação primária
de fluídos produzidos. A capacidade varia de 8000 a 100000 m³/d de óleo (50.000
a 63.000 bpd).
Em 1.984, o campo de Albacora foi descoberto seguido por: Marimbá (1.985),
Marlin (1.985), Marlin Sul (1.987), Marlin Leste (1.987), Barracuda (1.989),
Caratinga (1.989) e Roncador (1.996). Esses campos estão situados em lâminas
d1água superiores a 300 metros (profundidades limite para o uso de
mergulhadores na instalação, operação e manutenção de equipamentos
submarinos), o que demandou o desenvolvimento de tecnologia pioneira.
19
Fig. II.1 Bacia de Campos (Petrobrás 2000)
Fig. II.2 Lâminas d´água dos principais campos da Bacia de Campos
20
2.2 Campo de Garoupa e Marimba
O campo de Garoupa conta com 23 poços produzindo 10 mil bpd de óleo e 300 mil m³/d
de gás natural. Foi o primeiro campo a ser descoberto na Bacia de Campos, em 1.974,
em LDA de 120 metros, quando ainda não se produzia a esta profundidade em nenhum
país do mundo. No campo de Garoupa, a plataforma PGP-1 tem importância estratégica
na Bacia de Campos por centralizar o escoamento da produção das áreas norte (campos
de Namorado, Cherne e Viola) e nordeste (campos de Pargo, Carapeba e Vermelho).
Já o campo de Marimbá, localizado em lâminas d’água que variam entre 350 e 650
metros, pode ser considerado um verdadeiro laboratório onde a tecnologia de redução
em águas profundas criou o sistema flutuante de produção: plataforma semi-
submersível. Neste campo, ele foi testado e colocado em produção.
Instalado em 1.986, o sistema consiste de uma plataforma semi-submersível (P-15)
situada em LDA de 243 metros, que recebe e processa a produção de 11 poços
produzindo 10 mil bpd de óleo e 300 mil m³/d de gás natural Em 1.985, um dos poços
desse sistema, o 1-RJS-24 estabeleceu o recorde mundial de completação submarina a
385 metros. Em 1.968, o poço 3-RJS_376 entrou em produção em LDA de 492 metros,
estabelecendo novo recorde mundial.
Atualmente, o campo de Marimbá conta com 18 poços produzindo cerca de 54 mil bpd
de óleo e 745 mil m³/d de gás. Além disso, está em desenvolvimento um projeto de
recuperação de óleo, avaliado em US$ 395 milhões, com perfuração de 15 novos poços.
Isto possibilitará um incremento de produção de 106,9 milhões de barris ao longo de
oito anos.
21
2.3 Campo de Marlim
O Campo de Marlim ocupa uma are de 132 km³ localizado a 105 km da costa, com
lâminas d’água variando de 650 a 1.050 metros. Descoberto em 1.985, sua produção foi
iniciada em 1.991 através de um sistema ‘pré-piloto’. Este sistema utilizava uma sonda
de perfuração adaptada (P-13) ancorada em LDA de 625 metros, com 2 poços em
produção, em 721 e 752 metros de LDA respectivamente e, uma monobóia para
armazenamento de óleo.
O sistema piloto instalado em 1.992, que visava substituir o sistema pré-piloto,
compreendia 10 poços submarinos interligados através de risers flexíveis à plataforma
semi - submersível (P-20).
Ancorada em LDA de 600 metros. O óleo era escoado para duas monobóias e gás
exportado através de gasoduto entre Albacora e Garoupa.
Devido à complexidade do projeto, o desenvolvimento foi dividido em duas fases (5
módulos).
A fase I (módulos 1 e 2), de Marlim compreende 2 sistemas flutuantes de produção,
baseado em plataformas semi-submersíveis (P-18 e P-19), com autonomia de processo,
injeção de água, escoamento de óleo para a estação de tratamento de óleo em Cabiúnas
e do gás para a plataforma PNA-1. Cada plataforma tem a capacidade de processar
100.000 bpd de óleo e 4,2 milhões m³/d de gás, além de sistema de injeção para 20.000
m³/d.
A fase II (módulos 3,4 e 5), e que se iniciou em 1.995, está desenvolvendo as áreas
sudeste e centrais do campo. Consiste da instalação de quatro unidades adicionais de
produção, sendo uma plataforma semi-submersível (P-26) e três FPSO (p-32 –
Visconde de Cairu; P-33 – Henrique Dias; P-35 José Bonifácio). No total, o campo irá
abranger 94 poços de produção e 51 de injeção para produzir 511.000 bpd de óleo e 5,9
milhões de m³/d de gás.
22
Fig. II.3 Estágio final de desenvolvimento do campo de Marlim, que incluirá 7FPP
(Floating Production Plataforms) e 1 FSU ( Floating Storage Unit ) ( Petrobrás,
2.000).
23
2.4 Bloco de Marlim Sul e Leste
O bloco de Marlim sul foi descoberto em 1.987, localizado a 110 km da costa Nordeste
do Estado do Rio do Janeiro, a LDA varia de 720 metros na área norte até 2.600 metros
na área sul do campo. Cerca de 80% da área do campo está em LDA maiores que 1.200
metros.
Em 1.997, foi instalado um sistema de produção antecipada, composto pela unidade
FPSO-II, em LDA de 1.420 metros, interligada a um poço produtor, a 1.709 metros de
LDA. À época, este poço estabeleceu o recorde mundial de LDA para completação
submarina.
O desenvolvimento do bloco será feito em duas fases:
A Fase I consiste no sistema de produção pré-piloto, com completação submarina. Este
poço produz para a FPSO ancorada a LDA de 1.420 metros e uma distância de 3.600
metros da cabeça do poço (figura II-3).
A fase II consiste de uma plataforma semi-submersível (P-40, antiga DB-100)
atualmente em conversão, que será ancorada em LDA de 1800 metros e atingirá uma
produção de 150.000 bpd de óleo e 2,5 milhões de m³/d de gás. Essa produção será
exportada através de uma unidade de estocagem e transbordo (FSO), também em
estágio de conversão (P-38). Esta fase irá abranger 1 ou 2 unidades de produção,
dependendo de avaliações adicionais do poço, sísmica, interpretação geológica e
desempenho do sistema de produção antecipada.
24
Fig. II.4 Fase I do desenvolvimento do campo de Marlim Sul ( Petrobrás 2000).
Nos próximos anos, a segunda fase do projeto deverá entrar em operação, sendo
constituída de dois novos módulos, operando em reservatórios em LDA de 1.500 a
2.600 metros, respectivamente.
Para o bloco de Marlim Leste, está prevista a conexão de um poço desta área a alguma
das unidades instaladas no complexo de Marlim. Para levantamento de dados e um
futuro desenvolvimento do campo.
25
2.5 Campos de Barracuda e Caratinga
Os campos de Barracuda e Caratinga foram descobertos em 1.989. Estão localizados a
sudoeste do campo de Marlim, em LDA de 600 a 1.300 metros. O projeto de
desenvolvimento desses dois campos consiste de três fases:
1- Sistema de produção antecipada;
2- Sistema definitivo de Barracuda;
3- Sistema definitivo de Caratinga.
O sistema de produção antecipada começou a produzir em 1.997 através da FPSO P-34
(PP Moraes) em LDA, a ser instalado em 2.002. O sistema compreenderá 13 poços
produtores e 11 injetoras, com uma produção de 100.000 bpd e 1,4 milhão m³/d de gás.
A produção desses 2 sistemas será exportada através das plataformas fixas PNA-1 (gás)
e PNA-2 (óleo).
2.6 Campo de Roncador
Descoberto e em 1.996, o campo de Roncador está localizado a 125 km da costa do
Estado do Rio de Janeiro e possui reservas estimadas em 3 bilhões de barris de óleo e
gás natural. Com uma área de 132 km², situa-se em LDA de 1.500 a 2000 metros. Está
a nordeste do campo de Albacora e a leste do campo de Frade. O sistema piloto de
Roncador está em produção desde 1.999. O plano de desenvolvimento compreende duas
fases, com investimentos totais de US$ 2 bilhões. Primeiramente, concentrar-se-á nas
áreas norte e leste do reservatório; posteriormente, desenvolver-se-á a área sudoeste,
com LDA variando de 1.500 a 1.800 metros.
Em 2.000, aconteceu o recorde de produção em profundidade em Roncador a LDA de
1.987 metros. A sua produção atual é de 90 mil bpd.
26
2.7 Campos de Albacora e Albacora Leste
O Campo de Albacora ocupa uma área de 15 km² em LDA de 230 a 1.000 metros, suas
reservas totalizam 550 milhões de barris de óleo e 11,7 bilhões de m³ de gás natural. Já
o campo de Albacora Leste, possui reservas de 700 milhões de óleo e 20 bilhões de m³
de gás natural.
Seu desenvolvimento foi dividido em três fases. Cada fase foi usada para fornecer
informações, testar novos conceitos e permitir fluxo de caixa inicial para financiar as
fases seguintes.
Na fase 1 (sistema piloto/1.987), este sistema compreendeu 6 poços conectados a um
manifold submarino, produzindo para uma unidade flutuante de produção,
Armazenagem e Descarregamento (FPSO-PP Moraes) e monobóia CALM, numa
configuração de Single Buoy Storage (SBS - rigidamentente conectada ao navio
tanque), ancorados a 230 metros de LDA. Os transbordos de óleo forma conduzidos
através da monobóia SBS para um navio tanque, ligado a uma segunda monobóia SBS
usada nesse sistema estabeleceu novo recorde mundial naquela época.
Na fase 1A (1.990), outros 11 poços e um segundo manifold submarino foram
adicionados ao Sistema Piloto, totalizando 17 poços de produção. A LDA máxima que
os poços de produção atingiram foi de 450 metros. Uma segunda monobóia foi
adicionada a fim de evitar interrupção na produção durante as mudanças de navio
tanque.
A fase 2 (1.996) abrange 46 novos poços escoando através de 5 manifolds para dois
sistemas flutuantes de produção (P-25, plataforma semi-submersível, e P-31, FPSO),
cada um com capacidade de processamento de 100.000 bpd. O óleo é exportado por
monobóia e o gás por gasoduto.
O sistema abrange 63 poços (57 de produção e 6 de injeção), 7 manifolds submarinos e
deverá produzir 170.000 bpd de óleo e 4,5 milhões de m³/d de gás.
27
2.8 Campos de Pargo, Carapeba e Vermelho
O desenvolvimento do pólo nordeste da bacia de campos, abrangendo estes três campos
começou a ser realizado em 1.989 com 7 plataformas. O potencial do pólo só foi
conhecido em 1.984, com a descoberta de reservatórios em águas profundas, com LDA
de 300 a 1.000 metros.
A produção é de cerca de 70 mil bpd de óleo e 300 mil m³/d de gás natural.
Seis plataformas fixas estão instaladas na área – captando a produção de 78 poços. Um
programa de ampliação da produção está em andamento, estimado em US$ 55 milhões,
para gerar 62,9 milhões de barris ao longo de 10 anos, o que permitirá a extensão da
vida útil do campo em 10 anos (2.007-2.017).
2.9 Campos de Cherne e Frade
Em operação desde 1.983, o campo de Cherne produz pouco mais de 27 mil bpd de óleo
e uma quantidade inexpressiva de gás natural. Com um projeto de injeção de água nos
30 poços existentes, espera-se agregar 16 milhões de barris ao longo de cinco anos. O
projeto exigirá investimentos na ordem de US$ 33 milhões e permitirá estender o tempo
de vida útil do campo (Petrobrás, 2.000).
O campo de Frade deverá consumir investimentos da ordem de US$ 1,4 bilhões para
produzir 125 mil bpd de óleo através de 33 poços (22 produtores e 11 injetores). Possui
reservas estimadas em 430 milhões de barris de petróleo e 4,3 bilhões de m³ de gás
natural, localizados em LDA entre 1.000 e 1.500 metros (Texaco, 2.000).
28
2.10 Campo de Espadarte
O campo de Espadarte, em LDA que variam de 800-940 metros, está localizado a leste
dos campos de Bonito e Bicudo, ao sul do campo de Marimbá. Está em
desenvolvimento através de uma FPSO equipada por SBM. A vida do campo está
estimada em 13 anos, onde se desenvolveram 21 poços de produção e 9 de injeção.
O estaleiro de Keppel, em Singapura ficou encarregado pela conversão da FPSO VI
para o campo de Espadarte. A FPSO Espadarte mede 344 metros de comprimento e 52
metros de largura. Sua profundidade é de 29 metros e o seu calado é de 22 metros. A
capacidade de armazenamento de óleo é de 1,9 milhões de barris. A capacidade de
produção é de 100.000 bpd de óleo e 50.000 bpd de água. A sua capacidade de
tratamento e compressão de gás é de 2,5 milhões de m³/d, podendo injetar 110.000 bpd
de água.
Os topsides da FPSO possuem 17 módulos separáveis localizados ao longo do sistema
central de tubulações. Depois de instalados, a monobóia foi então localizada e o turret
afixado ao casco da embarcação. O turret, construído em Abu Dhabi, possui 30 metros
de altura, 17 metros de diâmetro e pesa mais que 1.000 ton. Foi projetado para
comportar mais de 45 risers flexíveis, incluindo umbilicais e cabos elétricos.
O swivel inclui uma entrada para injeção de água de 12 polegadas (in); uma entrada
para produção de óleo de 14 in; uma entrada para água contra incêndios de 10 in; uma
entrada para teste de produção de 8 in; duas entradas de 6 in para exportação de gás ou
gás lift; duas conexões elétricas (potência e controle); duas conexões hidráulicas ou
utilidades.
A partir das descobertas iniciadas em 1.974, na Bacia de Campos assumiu a posição de
principal província petrolífera do país. Nessa área existem hoje 37 campos produzindo
cerca de 880.000 bpd de óleo (76% da produção nacional) e 15 milhões de m³/d de gás
(47%) através de 14 unidades fixas e 22 flutuantes.
Conclui-se que em 31 anos de atividades offshore, a produção no mar tornou-se vital
para o Brasil, passando a responder por cerca de 80% do total produzido no país no
início de 1.999, ou seja: cerca de 1 milhão de bpd provenientes de 74 plataformas fixas
e 23 flutuantes.
Nesse período, a Petrobrás instalou, ainda, mais de 300 árvores-de-natal submarinas, 40
manifolds submarinos e 5.000 km de linhas flexíveis, rígidas e umbilicais de controle.
29
Espera-se aumento significativo nas atividades nos próximos dois anos, com a
instalação de 12 novas unidades flutuantes de produção e mais de 180 árvores-de-natal,
6 manifolds e 1.900 km de linhas umbilicais.
30
2.11 Bacia de Santos
Desde 1.971 foram perfurados na Bacia de Santos mais de 100 poços exploratórios,
sendo 29 realizados por seis consórcios que englobavam 12 companhias estrangeiras
atuando sob contratos de risco em 22 blocos, incluindo cinco das principais operadoras
mundiais. Neste processo, foram investidos US$ 851,4 milhões (US$ 267,1 milhões
pelas companhias sob o contrato de risco). O resultado foi a descoberta de reservas
totais de 110,7 milhões boe. Nesta etapa, em 1.984, foi descoberto o campo de gás em
Merluza com volumes recuperáveis de 71 milhões boe (80% de gás), dos quais 28
milhões já foram produzidos.
As descobertas seguiram-se:
• Em 1.988, o campo de Tubarão;
• Em 1.990, os campos de Estrela do Mar e Coral;
• Em 1.992, o campo de Caravela;
• Em 1.994, o campo de Caravela do Sul.
Além destes campos, descobriram-se duas grandes acumulações de óleo em águas
profundas: um gigante de óleo pesado ao norte da bacia, em 1.994; e outra na região
central da bacia, em 1.995, com óleo leve, porém, subcomercial devido á qualidade do
reservatório.
Em julho de 1.999, descobriu-se óleo no nordeste da bacia de Santos, em um poço
pioneiro localizado a cerca de 300 km da cidade de são Sebastião, no litoral paulista. A
avaliação da descoberta revelou óleo de boa qualidade (35° API), mas em águas ultra
profundas. Cálculos preliminares indicaram volumes recuperáveis potenciais de óleo da
ordem de 600 a 700 milhões de barris, a serem comprovados com a continuidade dos
trabalhos exploratórios (Petrobrás, 2.000).
No sul da bacia descobriram-se outros quatro campos, com reservas de 110 milhões
boe.
31
2.12 Bacia Amazônica
Possui apenas um campo produtor de óleo, urucu, de onde são extraídos 35,2 mil bpd de
óleo e 1.88 milhões m³/d de gás natural. Com processamento desse gás são obtidos
aproximadamente 130 ton/d de gás de cozinha (GLP). A produção de Urucu é escoada
através de poliduto e gasoduto até o terminal fluvial de Solimões e, então, por balsas até
as refinarias de Manaus a 600 km.
As reservas totais da região chegam a 156,9 milhões de barris de óleo e 88,1 bilhões de
m³ de gás natural (ANP, 2.001). O projeto de desenvolvimento de Urucu, que incluiu o
poliduto entre o campo e o terminal fluvial, absorveu aproximadamente R$242 milhões,
onde R$100 milhões foram utilizados na construção do terminal e R$142 milhões no
gasoduto (280 km). A conclusão do projeto possibilitou o aumento da produção para 55
mil bpd de óleo e 1,8 milhões de m³/d.
2.13 Bacia do Espírito Santo
Os campos de Peroá e Cangoá, localizados em águas rasas no litoral do Espírito Santo,
juntos correspondem a 85,2% das reservas de gás natural do Estado, têm previsão de
início de produção em 2.002. Inicialmente, a produção seria de 1,5 milhão de m³/d,
produção suficiente para atender a termoelétrica de 150 MW, a ser construída na região
norte do Estado.
O campo de Cangoá foi descoberto em 1.988 e, Peroá em 1.996. No início de 1.999,
foram constatados mais de 2,5 milhões de m³ de gás natural, nas reservas já avaliadas
dos dois campos, atingindo o volume total de 7,5 bilhões. No total, o estado possui
reservas de 8,8 bilhões de m³ O campo de cação possui duas plataformas fixas, em
águas rasas, que serão, provavelmente, as primeiras plataformas brasileiras a serem
descomissionadas (PETROBRÁS, 2.001).
32
III – IMPACTO AMBIENTAL
1 Aspectos Legais
A Política Nacional do Meio Ambiente (PNMA), instituída pela Lei Federal nº.
6.938/81, recepcionada pela Constituição Federal e, portanto, em consonância com o
modelo de desenvolvimento sustentável, elenca entre os princípios.
Para assegurar “a preservação, melhoria e recuperação da qualidade ambiental propícia
à vida” (art. 2º, caput), o “planejamento e fiscalização do uso dos recursos ambientais”
(art. 2º, III).
Seguindo o entendimento do texto constitucional, este planejamento deve abarcar o
aspecto temporal na exploração dos recursos ambientais. Esta responsabilidade
intergeracional está prevista, também, na finalidade de preservação e restauração dos
recursos ambientais com vistas à sua utilização racional e disponibilidade permanente
(art. 4º, VI, da PNMA – grifos nossos).
A avaliação de impactos ambientais e o licenciamento estão entre os instrumentos da
PNMA (art. 9º, III e IV). São regulados pela Resolução CONAMA nº 001/86, que exige
a elaboração de Estudo de Impacto Ambiental e respectivo Relatório de Impacto
Ambiental.
(EIA/RIMA) para o “licenciamento de atividades modificadoras do meio ambiente”,
entre as quais a extração de combustível fóssil (art. 4º, VIII).
Urge destacar que, o EIA deve “atender à legislação, em especial aos princípios e
objetivos expressos na Lei de Política Nacional do Meio Ambiente”. E a diretrizes
como a de identificação e avaliação sistemática dos impactos ambientais gerados nas
fases de implantação e operação da atividade e considerar sua compatibilidade com os
planos e programas governamentais propostos e em implantação na área de influência
do projeto (art. 5º, II e IV, Resolução CONAMA nº 001/86).
Item obrigatório do EIA, a “Análise dos impactos ambientais” se dá “através de
identificação, previsão da magnitude e interpretação da importância dos prováveis
impactos relevantes, discriminando: os impactos positivos e negativos (benéficos e
adversos), [...] temporários e permanentes; seu grau de reversibilidade [...]” (art. 6º, II,
Resolução CONAMA nº. 001/86).
33
Importa ressaltar, seguindo a interpretação de Mirra (1998, p. 22-23), que:
“[...] nos termos da Constituição Federal, ‘impacto ambiental’ não é qualquer alteração
do meio ambiente, mas uma degradação significativa do ambiente. Por outras palavras,
considera-se impacto ambiental a alteração drástica e de natureza negativa da qualidade
ambiental.”
O esgotamento de um reservatório de petróleo e gás, dentro do contexto legal vigente,
configura impacto ambiental negativo, permanente e irreversível. Escamotear este fato
constitui flagrante opção pela manutenção de orientação exclusivamente econômica na
exploração destes recursos em patente descompasso com o desenvolvimento sustentável
subjacente ao entendimento constitucional.
Neste sentido, a completa remoção do complexo produtivo (descomissionamento de
plataforma, dutos e demais equipamentos que não são abandonados), tratada no EIA
como Projeto de Desativação, materializa o esgotamento da produção de um
reservatório, pelo menos do ponto de vista de sua viabilidade econômica.
O intervalo entre o início da operação e a desativação do empreendimento é o centro
desta discussão, visto não haver planejamento que previna a desativação de diversos
projetos simultaneamente ou em períodos próximos. Isto implica, também, que
podemos ter diversos projetos com pico de produção ocorrendo ao mesmo tempo,
levando a oferta a superar a demanda e, assim, desestabilizar a economia e a cadeia
produtiva pela queda de preços no petróleo.
O diagnóstico do esgotamento dos reservatórios como impacto ambiental negativo
implica na adoção de medidas mitigadoras, por força do art. 6º, II, da Resolução
CONAMA 001/86. Mitigação que, no nosso estudo, pode apenas ser conseguida através
de um planejamento da exploração das reservas provadas, que controle efetivamente a
produção, diminuindo o ritmo de depleção dos reservatórios.
Obviamente que este planejamento deve estar integrado a uma política nacional que
promova a utilização de fontes alternativas de energia, a conservação e a eficiência
energética, entre outras medidas.
Sob este aspecto, a Lei 9.478/97 – Lei do Petróleo – determina, dentre os objetivos das
“políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de energia” a proteção ao
meio ambiente e a utilização de fontes alternativas de energia (art. 1º, IV e VIII),
corroborando o entendimento aqui exposto.
34
Impende promover o ideal de sustentabilidade, transversalmente às políticas públicas
setoriais, como de energia e de infra-estrutura, para a criação de uma unidade
harmônica. A existência de múltiplos interesses, diferentes e divergentes (ALVES,
1996), sem uma agenda nacional comum, favorece a manutenção de interesses
econômicos, desapropriando a maioria da população da possibilidade de viver
dignamente em um ambiente ecologicamente equilibrado.
35
2 Licenciamento Ambiental
A inserção de uma variável temporal para definição de critérios a serem adotados para a
emissão de autorização para empreendimentos de E&P trará efetivamente a este
procedimento os contornos de sustentabilidade necessários para o equilíbrio econômico-
social-ambiental-intergeracional. Elaborar plano nacional das reservas de petróleo e
gás natural: para a utilização intertemporal das reservas nacionais o planejamento
intertemporal visa, tomando por base o zoneamento nacional das reservas, definir
marcos temporais para a exploração dos campos de petróleo em cada região do país,
atendendo a níveis de consumo que deverão ser conduzidos pelo poder público federal,
através de suas agências (ANP e ANEEL) e do órgão ambiental (IBAMA), com
participação da comunidade científica e da população.
A proposta, portanto, convoca para a discussão acerca desta revisão sobre os impactos
ambientais das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, para o
fortalecimento de uma política nacional integradora, sem submissão ou omissão a
interesses exclusivamente econômicos, criando uma unidade transversal entre as
diversas políticas setoriais (energia, meio ambiente, infra-estrutura etc.) e a elaboração
de um instrumento intertemporal de planejamento (plano nacional das reservas de
petróleo e gás natural).
Apenas por meio de um discurso econômico, social, político e ambiental nacional,
voltado para um projeto de sociedade justa e solidária, poderemos assegurar às
presentes e futuras gerações o direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado e,
consequentemente, o direito à existência digna.
36
No Brasil, o esforço exploratório, incluindo as atividades de sísmica e de perfuração,
vem se intensificando cada vez mais nos últimos anos. Com a abertura do setor
petrolífero para o capital externo e a quebra do monopólio em 1997, o Brasil passou a
integrar a área de atuação de grandes empresas do mundo inteiro em prospecção
marítima, o que fez com que se definissem procedimentos mais efetivos de
licenciamento ambiental específicos para a atividade. Com a Resolução CONAMA
23/94, é estabelecida regulamentação específica sobre o licenciamento ambiental das
atividades de exploração e produção (E&P) de hidrocarbonetos e passa-se a exigir
estudos específicos para essas atividades. A Resolução CONAMA 237/97 revisa o
sistema de licenciamento ambiental com o objetivo de torná-lo efetivo como um
instrumento de gestão ambiental. Além disso, define as atividades de E&P de petróleo e
gás natural como atividades sujeitas ao licenciamento ambiental, o que, de fato, já havia
sido regulamentado através da Resolução CONAMA 23/94. Cabe mencionar que, desde
o início da década de 1980, já era prevista na legislação brasileira a avaliação das
atividades da indústria de petróleo e gás mediante procedimentos de licenciamento
ambiental, no entanto, para melhor controlar este cenário, o IBAMA criou, em 1999, o
Escritório de Licenciamento de Atividades de Petróleo e Nuclear – ELPN/IBAMA, com
sede no Estado do Rio de Janeiro (MARCHIORO E NUNES, 2003). Uma das
atribuições de dito Escritório é o licenciamento ambiental das atividades de E&P de
hidrocarbonetos em âmbito federal, assim, a partir de então, os processos
administrativos de licenciamento para a exploração de hidrocarbonetos (o que inclui as
fases de aquisição de dados sísmicos e de perfuração de poços) competem ao
ELPN/IBAMA. Para obter tal licenciamento, as empresas do setor devem apresentar um
Estudo Ambiental que avalie os impactos ambientais inerentes às atividades e
proponham medidas de monitoramento, mitigação e compensação. Destaque-se que a
exigência desse estudo está de acordo com os termos do art. 10 da Lei 6.938 de 31/08
/81, regulamentado através do Decreto 99.274/90 de 06/06/90, complementado pelas
Resoluções CONAMA 23/94, 237/97 e 350/2004.
Monitoramento Ambiental, BirdLife Brasil, Sociedade Brasileira de Estudos de Recifes
de Coral e Fundação SOS Mata Atlântica. Caravelas, 119 p., 2003. Conservation
International Brasil, Instituto Baleia Jubarte, Núcleo de Educação e Monitoramento
Ambiental, BirdLife Brasil, Sociedade Brasileira de Estudos de Recifes de Coral e
Fundação SOS Mata Atlântica. Caravelas, 119 p., 2003
37
3 Processo de Avaliação de Impacto Ambiental (AIA).
Instituída no Brasil através da lei política Nacional de meio ambiente ( n° 6.938
de 31 de agosto de 1981) e , através da resolução n° 001do conselho Nacional do meio
ambiente ( CONAMA ), de 21 de janeiro de 1986, os elementos básicos da AIA são
tratados (Moreira 2002).
De acordo com Moreira (2002) , o processo de AIA é um instrumento de política
ambiental formado por um conjunto de procedimentos capaz de assegurar dese o início
do processo , que se faça um exame sistemático dos impactos ambientais de uma ação
proposta ( projeto , programa , plano ou politicas ), e de suas alternativas , e que os
resultados sejam sempre responsáveis pela tomada de decisão e por eles devidamente
considerados.
O processo de AIA permite, as partes interessadas ( dirigentes das organizações,
comunidade, governo, etc), uma visão ampla de todas as influências positivas e
negativas que o empreendimento possa causar ao meio ambiente , ao meio social e a sua
vizinhança. Moreira (2002). Ressalta ainda que o processo de AIA fornece subsídios a
uma tomada de decisão que leva em consideração as vantagens e desvantagens de uma
determinada proposta de intervenção em suas dimensões econômica, social e ecológica.
Manual de avaliação de Impacto Ambiental – MAIA- 2002.
38
4 Tratado de Marpol.
MARPOL
Fig. III.1.
Convenção Internacional para a Prevenção da Poluição por Navios.
A Convenção MARPOL foi assinada no dia 17 de Fevereiro 1973 e modificada pelo
Protocolo de 1978.
Marpol 73/78 é a mais importante convenção ambiental marítima. Foi projetado para
minimizar a poluição dos mares e tem como objetivo: preservar o ambiente marinho
pela eliminação completa de poluição por óleo e outras substâncias prejudiciais, bem
como, minimizar as consequências nefastas de descargas acidentais de tais substâncias.
39
IV – DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL
Fig. IV.1
Conceituado como alternativa à lógica hegemônica de produção de mercadorias através
da degradação ambiental e exploração do trabalho humano, o desenvolvimento
sustentável encerra um ideal de racionalização na apropriação dos recursos naturais,
inserindo uma variável temporal e uma exigência ética para o desenvolvimento
econômico.
A homogeneidade do conceito é apenas aparente, visto “a existência de apropriações
diferenciadas [...] por grupos sociais de interesse” (MONTIBELLER FILHO, 2004, p.
58).
Fato este que nos conduziu à análise sistêmica da Constituição Federal para a definição
de um conteúdo mínimo, imperativo para a legislação brasileira. Pela interpretação do
texto normativo constitucional em seu todo (GRAU, 2003, p. 145), entendemos ter sido
adotado como modelo para o desenvolvimento nacional aquele definido para o
desenvolvimento sustentável. Senão, vejamos.
O desenvolvimento no Brasil está fundado sobre os seguintes pilares:
1. Desenvolvimento nacional (art. 3º, II);
2. Redução das desigualdades regionais e sociais (art. 3º, III);
40
3. Ordem econômica tem por fim assegurar a todos existência digna em consonância
com a preservação ambiental (art. 170, caput c/c VI);
4. Meio ambiente ecologicamente equilibrado (art. 225, caput); e
5. Responsabilidade intergeracional (art. 225, caput).
Fundamental ao entendimento da sustentabilidade é reconhecer:
“[...] a dimensão temporal de longo prazo, desvendada pelo próprio termo humanidade,
a abranger tanto as gerações presentes quanto às futuras, e a revelar o vínculo com o
âmbito dos direitos humanos.” (TRINDADE, 1993, p. 218).
A sustentabilidade no uso dos recursos naturais deve ser encarada, nesta ótica, como
modelo de desenvolvimento capaz de assegurar condições dignas à sobrevivência das
futuras gerações humanas e de todas as demais formas de vida.
Sob essa perspectiva, segundo Derani (2001, p. 242): “Desenvolvimento econômico no
Estado Brasileiro subentende um aquecimento da atividade econômica dentro de uma
política de uso sustentável dos recursos naturais objetivando um aumento de qualidade
de vida que não se reduz a um aumento do poder de consumo”. Logo, ao se afirmar o
caráter sustentável do desenvolvimento nacional brasileiro, não se busca criar óbices ao
aproveitamento dos recursos naturais, mas, outrossim, construir um modelo de
desenvolvimento com base nos princípios constitucionais, orientado pela exploração
equilibrada dos recursos naturais, nos limites da satisfação das necessidades e do bem-
estar da presente geração, assim como de sua conservação no interesse das gerações
futuras.” Podemos, por exclusão, ainda seguir o entendimento de que se o
“desenvolvimento não elimina a pobreza absoluta, não propicia um nível de vida que
satisfaça as necessidades essenciais da população em geral, ele não pode ser qualificado
de sustentável” (SILVA, 1994, p. 7-8).
Esta também é a linha de pensamento seguida por Mello (2005) ao afirmar que a:
“incolumidade do meio ambiente não pode ser comprometida por interesses
empresariais nem ficar dependente de motivações de índole meramente econômica,
ainda mais se tiver presente que a atividade econômica, considerada a disciplina
constitucional que a rege, está subordinada, dentre outros princípios gerais, àquele que
privilegia a ‘defesa do meio ambiente’” (CF, art. 170, VI).
Apoiamo-nos no ensinamento de Bonavides (2004, p. 569) ao se referir ao “altíssimo
teor de humanismo e universalidade” dos direitos de terceira geração, que englobam o
meio ambiente, principalmente por não se referirem a direitos específicos de indivíduos,
grupos ou Estado. Aduz terem “primeiro por destinatário o gênero humano mesmo, num
41
momento expressivo de sua afirmação como valor supremo em termos de
existencialidade concreta”.
Milaré (2000, p. 106) salienta o caráter de Princípio de direito-dever que rege a idéia de
desenvolvimento sustentável, visto surgir: “[...] tão evidente a reciprocidade entre
direito e dever, porquanto desenvolver-se e usufruir de um planeta plenamente habitável
não é apenas direito, é dever precípuo das pessoas e da sociedade, direito e dever como
contrapartidas inquestionáveis”.
Destaque-se, ainda, a doutrina de Silva (1994, p. 54):
“O objeto de tutela jurídica não é tanto o meio ambiente considerado nos seus
elementos constitutivos. O que o direito visa proteger é a qualidade do meio ambiente
em função da qualidade de vida. Pode-se dizer que há dois objetos de tutela, no caso:
um imediato, que é a qualidade do meio ambiente, e outro mediato, que é a saúde, o
bem-estar e a segurança da população, que se vêm sintetizando na expressão qualidade
de vida”.
Desta forma, o cenário cotidiano de exploração exclusivamente econômica dos recursos
naturais, de pobreza generalizada e de desigualdades sociais, traços destacados do atual
quadro de injustiça ambiental, está em patente dissonância com os objetivos
constitucionais da República Federativa do Brasil.
É preciso, portanto, que se faça uma revisão das limitações feitas às atividades de
exploração econômica, tomando como eixo de análise, consoante a doutrina de Moreira
Neto (1977, p. 18), as necessidades vitais para uma existência digna:
“A vida em sociedade gera necessidades coletivas que, com os processos de civilização,
se tornam mais e mais complexas e exigentes. A satisfação destas necessidades tem
conduzido a humanidade a uma exploração predatória dos recursos naturais
caracterizada pela irracionalidade e pela irresponsabilidade.”
Na busca por uma conduta racional e responsável frente à existência perene da vida no
planeta, importa reconhecer o papel desempenhado pelo ser humano enquanto extrator e
não produtor de recursos naturais, como propõe Porto-Gonçalves (2004, p. 61). O autor
conclui que: “[...] dizer que somos produtores significa que depende de nossa
capacidade criativa a existência do que é produzido. Dizer que somos extratores sinaliza
que extraímos algo que não fazemos, o que significa manter prudência no seu uso.”
A distância existente entre o ideal constitucional e a realidade brasileira e mesmo global
nos dias atuais, nos leva a concordar com a afirmação de Sachs (2002, p. 55): a
“História nos pregou uma peça cruel. O desenvolvimento sustentável é, evidentemente,
42
incompatível com o jogo sem restrições das forças do mercado”. É preciso evocar
novamente a posição de Mello (2005), conciliando: “[...] a questão do desenvolvimento
nacional (CF, art. 3º, II) e a necessidade de preservação da integridade do meio
ambiente (CF, art. 225): [...] O princípio do desenvolvimento sustentável, além de
impregnado de caráter eminentemente constitucional, encontra suporte legitimador em
compromissos internacionais assumidos pelo Estado brasileiro e representa fator de
obtenção do justo equilíbrio entre as exigências da economia e as da ecologia,
subordinada, no entanto, a invocação desse postulado, quando ocorrente situação de
conflito entre valores constitucionais relevantes, a uma condição inafastável, cuja
observância não comprometa nem esvazie o conteúdo essencial de um dos mais
significativos direitos fundamentais:
O direito à preservação do meio ambiente, que traduz bem de uso comum da
generalidade das pessoas, a ser resguardado em favor das presentes e futuras gerações.
E, justamente, no sentido do estabelecimento de regras sustentáveis no vale tudo da
globalização, capazes de combater o paradigma econômico vigente, que se busca a
instauração de diretrizes assecuratórias de existência digna à população excluída dos
benefícios monopolizados pela minoria dominante. Ao analisar a Emenda
Constitucional no 9/1995, que traz novas disposições ao monopólio da União sobre
petróleo e gás, Martins (2006, p. 70) afirma que:
“[...] a atração de investimentos decorrente da abertura do mercado propiciará o
incremento da atividade econômica e o aumento do potencial petrolífero do país, através
do mapeamento de novas reservas, que serão objeto de produção de acordo com as
decisões a serem tomadas sob a égide da soberania nacional.”
O balizamento para decisões sob a égide da soberania nacional carece, ainda, de maior
detalhamento. A retórica da sustentabilidade não constitui, por si só, uma solução capaz
de orientar os tomadores de decisões.
A inclusão de atores, além dos setores político e produtivo, reclama urgência. O mero
mapeamento de novas reservas, conforme aponta Martins (2006, p. 70), não configura
um instrumento sustentável, visto não apresentar aspectos intertemporais que assegurem
o uso destas reservas pelas futuras gerações.
Neste entendimento, frente ao atual fortalecimento de interesses hegemônicos,
sobretudo em tempos de valores recordes do barril de petróleo, cumpre ressaltar o
pressuposto intertemporal de distributividade encerrado no conceito de sustentabilidade
(GOMES, 1999, p. 44):
43
“A idéia de desenvolvimento sustentado também está relacionada à de riqueza
constante, no sentido de que cada geração deve deixar para a próxima pelo menos o
mesmo nível de riqueza, considerada como a disponibilidade de recursos naturais, de
meio ambiente e de ativos produtivos.”
Apesar da clareza inerente à “incidência do fator temporal no domínio da proteção
ambiental”, Trindade (1993, p. 55) ressalta as profundas lacunas políticas e jurídicas no
trato da matéria. Ao defender a preocupação temporal, o autor defende “o estudo da
proteção de vítimas potenciais ou prospectivas” como “uma real necessidade e não uma
especulação teórico-acadêmica”.
Não se pode questionar a ausência da preocupação com as gerações futuras nos
mercados atuais (LEIS, 1999, p. 160), que reforça sua posição de vítimas potenciais de
futuros racionamentos de energia e declínio na produção de bens e serviços derivados
de petróleo e gás natural, além da potencial insanidade ambiental gerada pela queima
excessiva de combustíveis fósseis no presente.
Portanto, para garantir a herança das futuras gerações devem ser inseridos aspectos
intertemporais, distributivos e solidários no jogo econômico do mercado global.
Acompanhamos o entendimento de Leroy (2002, p. 18) de que a: “[...] sustentabilidade
sai do campo estritamente econômico e pode ser entendida como o processo pelo qual
as sociedades administram as condições materiais da sua reprodução, redefinindo os
princípios éticos e sociopolíticos que orientam a distribuição de seus recursos
ambientais.”
Concluir pela caracterização do princípio constitucional do direito ao desenvolvimento
sustentável reforça sua aplicação, visto serem os princípios constitucionais a síntese dos
valores principais da ordem jurídica, ou ainda, as premissas básicas de uma ordem
jurídica, irradiando-se por todo sistema (BARROSO, 1993, p. 285).
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V - CONCLUSÃO
Procurando avançar no caminho de estruturação de uma efetiva gestão destes recursos,
conforme os preceitos da ordem econômica nacional, para assegurar existência digna
para as atuais e futuras gerações.
As considerações das propostas para o alcance de um real desenvolvimento sustentável.
Reconhecer a depleção dos reservatórios de petróleo e gás como impacto irreversível,
com a inserção desta variável nos estudos ambientais obrigará a adoção de critérios
intertemporais no planejamento do desenvolvimento dos campos de petróleo e gás a
serem licenciados.
Um licenciamento Ambiental com a isenção de uma variável temporal para definição de
critérios a serem adotados, para emissão de autorização para empreendimentos de E&P
trará de forma efetiva a este procedimento os contornos de sustentabilidade necessários
para o equilíbrio econômico-social-ambiental-integracional, elaborar um plano nacional
de reservas de petróleo e gás natural para utilização intertemporal das reservas
nacionais, o planejamento intertemporal visa, tomando como base o zoneamento
nacional das reservas, definindo marcos temporais para a exploração dos campos de
petróleo em cada região do país, atendendo a níveis de consumo que deverão ser
conduzidos pelo poder público federal, através de suas agências (ANP e ANEEL) e do
órgão ambiental (IBAMA), com participação da comunidade científica e da população.
A proposta, portanto, convoca para a discussão acerca desta revisão sobre os impactos
ambientais das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, para o
fortalecimento de uma política nacional integradora, sem submissão ou omissão de
interesses exclusivamente econômicos, criando uma unidade transversal entre as
diversas políticas setoriais (energia, meio ambiente, infraestrutura etc.) e a elaboração
de um instrumento intertemporal de planejamento (plano nacional das reservas de
petróleo e gás natural).
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VI - REFRÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS
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