Como todos já sabem o descomissionamento de instalações, tanto onshore quanto offshore, não é uma indústria nova. Em plataformas continentais no Mar do Norte e no Golfo do México essa atividade já se desenvolve há tempos. No Brasil, estamos iniciando agora um ciclo com aproximadamente 01 dezena de Unidades instaladas nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Sergipe/Alagoas.
Cabe ressaltar que os descomissionamentos já teriam ocorrido no país, principalmente na Bacia de Campos, se não fossem o grande esforço de redução de custos operacionais por parte da Petrobras e outras operadoras, que incluem verdadeiros “pactos de sangue” com as supply chains, o qual ocasionaria a morte prematura e inevitável para ambas as partes. Some-se a isso, a incrível competência de técnicos nas diversas áreas, desde a geologia/geofísica até tecnologia de poços, passando por toda a cadeia produtiva, que “insistem” em não deixar custos crescerem e produção declinar, sempre encontrado formas audaciosas e pioneiras de revitalizar campos e unidades de produção. Além disso, aponta-se para o programa de desinvestimento da Petrobras em campos maduros, adquiridos por empresas menores e operando com custos mais competitivos, que deverá prolongar a vida útil de unidades e concessões.
Todavia, as atividades de descomissionamento devem crescer de forma constante nos próximos anos quando os custos começarem a superar as receitas, devido perda de “fôlego” de alguns de nossos campos, mesmo com toda a competência dos técnicos envolvidos. Outro fator chave para este cenário de descomissionamentos será a data de 2025, pois esse é o tempo limite para operação e produção de campos oriundos do BID Zero, quando da promulgação da Lei 9478/97 (conhecida como nova lei do petróleo).
Entretanto, se por um lado os custos de produção são altos, conhecidos e mais fáceis de rastrear e “combater”, para o descomissionamento esses constituem uma grande incógnita para a indústria brasileira offshore devido, principalmente, a alguns fatores: incertezas ambientais; incertezas quanto à integridade de linhas e equipamentos e custos logísticos em toda a cadeia (abordamos em outras matérias). Definir um escopo, que deverá ser seguido com um mínimo de qualidade, precisão de custos e no tempo estimado, já não será tarefa fácil para os especialistas no assunto e para os iniciantes, então, uma tarefa ainda mais árdua.
Sabemos que está em andamento um trabalho da COPPE (UFRJ), encomendado pela Petrobras, para elaborar uma metodologia, talvez inspirada no “Comparative Assessment”, utilizada em alguma escala nos Campos do Mar do Norte, mas customizada para nossa realidade. Este trabalho terá de sair de um marco zero, buscando artigos ou trabalhos científicos que contenham alguma modelagem probabilística para estimar custos de descomissionamento. Mesmo assim, esta possível modelagem não deverá obter “eco” na realidade brasileira, tão diversa de outros campos no mundo. Nossos coordenadoresde projetos, os “feras”, não terão bancos de lições aprendidas que permitam uma extrapolação de custos, principalmente porque faltam exemplos “tupiniquins” e mesmo no Mar do Norte os campos são diversos e diferentes entre si.
Contudo, se o trabalho da COPPE enveredar por uma modelagem probabilística essa não poderá prescindir de três informações essenciais, a saber: a) dados sobre DECOM já realizados no Brasil, como FPSO MLS no Campo Marlim Sul, FPSO Brasil no Campo de Roncador e o Campo de Cação; b) Custos com descomissionamentos no Mar do Norte e c) custos com descomissionamentos no GOM.
O que se pode esperar é que o modelo se mostre com precisão suficiente para suportar e ser um balizador de custos de todos os projetos de descomissionamento por vir.
* Mauro Destri – Consultor de O&G e Membro da Society of Petroleum Engineers – SPE
