Por Natalia Azeredo*

O mercado offshore brasileiro está atingindo uma nova etapa de maturidade, após mais de 40 anos de exploração e produção de petróleo. Com a idade mais avançada de campos e plataformas é natural o questionamento: é viável econômico-tecnicamente continuar explorando (através da extensão da vida útil dos ativos), ou é mais vantajoso descomissionar?

No cenário mundial, segundo o Oil & Gas UK, existiam 186 projetos de descomissionamento em 2015 no Mar do Norte e 2,1 bilhões de libras gastas no mesmo ano com essa atividade. No Golfo do México, mais de 4 mil estruturas offshore saíram de operação e as atividades de desinstalação de plataformas superam as de instalação de novas unidades, segundo estudo da IHS de 2016.

Com a previsão do barril a US$ 60,00 no médio prazo, a pressão por descomissionar aumenta, não fazendo sentido econômico estender a vida útil de algumas plataformas cuja produção de óleo ou gás vem decaindo para níveis abaixo do mínimo necessário para o equilíbrio financeiro da atividade.

Analisando a idade das plataformas fixas, mais de 70% superou a faixa de 25 anos em operação e, com base nos relatórios da ANP, apenas 32% tiveram aumento na produção média de óleo de 2016 em relação a 2015, indicando uma tendência de crescimento do mercado de descomissionamento nos próximos anos.

Além destes fatores, são levadas em consideração uma série de condições e premissas pela operadora na decisão de descomissionar. Algumas plataformas, por exemplo, podem ser estratégicas ou ainda ter baixo custo para manutenção. 

Neste sentido, estão sendo feitas análises pela Petrobras de quais ativos deverão ter sua operação abandonada. No entanto, a operadora ainda não possui um cronograma detalhado ou orçamento programado para tal atividade e as análises estão sendo feitas caso a caso.

Segundo apresentação da Diretora de E&P da Petrobras, Solange Guedes, no final de 2016, há 12 plataformas (P-7, P-12, P-15, P-18, P-19, P-20, P-26, P-32, P-33, P-35, P-47 e P-65) previstas para serem descomissionadas de 2017 a 2021, sendo 09 localizadas na Bacia de Campos.

Em termos regulatórios, a ANP vem realizando uma série de estudos, missões internacionais e conversas com o mercado para revisão das resoluções existentes e melhor adequação ao cenário econômico. A principal resolução vigente data de 2006 (ANP 27/2006) e ainda é bastante abrangente. O IBAMA e Marinha também influenciarão no modelo a ser adotado no Brasil: atualmente, o IBAMA aprova o plano de descomissionamento apresentado pelo operador em termos de impactos ambientais.

Podemos dividir as atividades de descomissionamento em 03 grandes blocos: poços, estruturas submarinas e topside/estrutura. Na parte de poços, o P&A (Plug & Abandonment), há maior experiência da Petrobras, até mesmo pelas atividades habituais de exploração e produção, quando há desistência de se explorar determinado poço. No caso do topside, não há dúvidas da necessidade de total remoção; em relação às jaquetas, as opções indicadas na regulamentação atual indicam remoção total ou parcial, dependendo da profundidade e da condição das estruturas, dentre outros aspectos significativos. O bloco de estruturas submarinas é o que gera maior controvérsia entre os especialistas ambientais e ainda está mais indefinido. 

Ainda assim, a decisão será do operador de deixar de gastar com manutenção e operação de ativos que não tenham um EVTE positivo ou estender a vida útil dos mesmos.

De qualquer forma, há um novo mercado a ser explorado pela cadeia de fornecedores, que precisa estar preparada para absorver a demanda, criando soluções que reduzam risco e custo nas diversas etapas do processo. Um bom posicionamento para empresas brasileiras que já atuam no mercado offshore é buscar parcerias com estrangeiras que possuem especialidade e experiência em descomissionamento fora do país. 

O conhecimento do mercado, de suas regulamentações e normas, dos ativos que serão descomissionados serão grandes diferenciais competitivos. 

*Natalia Azeredo é  Diretora Executiva Dinamus Consultoria