Até bem pouco tempo desconhecida para a maioria, a palavra “descomissionamento” tem ganhado destaque cada dia mais no setor de óleo e gás natural no Brasil. Em tese, a atividade marca o conjunto de regras que devem ser observadas com o fim de linha de uma área produtora, ao esgotar-se a recuperação economicamente viável de volumes encontrados nos reservatórios. Há diferentes regramentos entre os países que produzem muito petróleo e gás para que esse abandono seja feito de forma responsável, minimizando riscos ao meio ambiente e de pessoal.
De fato, para a petroleira, descomissionar representa deixar de obter receita com a produção interrompida de petróleo e gás e, além disso, investir recursos no deslocamento, desmonte ou abandono de plataformas, no fechamento de poços produtores e injetores e na retirada ou no abandono de equipamentos submarinos, no caso da produção offshore. Por outro lado, descomissionar pode significar também estancar despesas maiores que as receitas em uma área pouco produtiva e que já esgotou todas as alternativas tecnológicas de recuperação.
Entretanto, o avanço tecnológico que vem ampliando cada vez mais o tempo de extração de hidrocarbonetos dos campos de óleo e gás no Brasil e no mundo; o aprimoramento legal com vistas a simplificar as ações de descomissionamento; e a especialização de empresas nesse segmento do mercado de óleo e gás prometem inserir o descomissionamento como etapa previsível e sustentável do ciclo de produção da atividade petrolífera.
No Brasil, onde quase a totalidade da produção se dá no mar, o descomissionamento total de áreas ainda é novidade. E por ser relativamente “retardatário” na extração offshore em relação a outras regiões do mundo, o país vem sendo beneficiado pelas novas tecnologias de recuperação, aumentando a longevidade de seus campos marítimos. “Aqui, o descomissionamento está mais voltado para a revitalização de áreas maduras. Precisamos focar mais no incremento do fator de recuperação de petróleo e gás dessas áreas, com o uso de tecnologia digital e o investimento em recursos humanos”, atesta o secretário-geral do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Milton Costa Filho.
Cedo ou tarde, no entanto, o limite de muitas áreas será atingido. E o que poderia ser motivo de preocupação para alguns é, para muitos, uma oportunidade para o desenvolvimento de novas tecnologias que podem ser usadas até mesmo fora do Brasil, onde já é realidade, mas ainda incipiente.
A Petrobras, por exemplo, já estuda soluções em consonância com o regramento acordado pelas autoridades da Marinha, Ibama e ANP. O gerente de Descomissionamento de Sistemas de Produção da Petrobras, Eduardo Zacaron, aponta que “já existem diretrizes para abandono de poços. Para plataformas, se são unidades fixas podem ser desmontadas ou afundadas para se transformarem em recifes artificiais. Já a destinação das plataformas flutuantes deve ser prioritariamente o reuso em outros campos produtores”, diz.
Em relação aos sistemas submarinos de produção, muito da experiência internacional pode ser aproveitada no Brasil, mas cada caso deve ser adaptado conforme a realidade do setor de óleo e gás natural no Brasil. Desde 2016, a ANP, Marinha e Ibama tem constituído grupos de trabalho, eventos e audiências públicas para produzir um regramento comum. A resolução 27/2006 da ANP já sofreu uma primeira revisão em 2017 e deve ser atualizada até o final de 2018.
A parte dos entes reguladores públicos, o setor produtivo também já se organiza para dar sua contribuição. Estão em curso dois movimentos para a adaptação dos principais termos das diversas legislações internacionais ao caso brasileiro. Um estudo multiempresas liderado pela DNV-GL determinou 16 critérios que precisam de atenção para a execução dessa atividade. E um termo de cooperação assinado pela Petrobras com a Coppe/UFRJ pretende lançar no final de 2019 uma metodologia para direcionar os trabalhos.
*Essa matéria foi produzida durante a Rio Oil & Gas 2018
