A Bacia de Campos, a velha senhora por onde começou a produção marítima de petróleo no Brasil, na década de 70, vai passar por uma fase de renovação que exigirá novos investimentos em equipamentos e plataformas. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), 22 plataformas instaladas em Campos já têm mais de 25 anos de operação e terão que parar em cerca de cinco anos.

Em todo o país, 42% das 158 plataformas existentes entre as bacias do Nordeste e a de Santos, ou seja 67 unidades, estão na situação, explica Marcelo Mafra, gerente-executivo segurança operacional e meio ambiente da agência. Esse grupo inclui também 21 plataformas na Bacia de Sergipe-Alagoas e cerca de 10 na bacia Potiguar, no Rio Grande do Norte.

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Para conseguir renovar, ou paralisar definitivamente, a produção em campos maduros, a indústria esbarra em um inimigo minúsculo, o coral-sol, espécie que está espalhada pela costa brasileira e compete com outras espécies de coral, podendo matá-las. Segundo biólogos, o coral-sol chegou ao país na década de 1980. É encontrado em locais com grande movimentação de plataformas de perfuração e produção de petróleo e representa um potencial aumento de custos e dores de cabeça para o setor petrolífero.

Para estender a vida útil de campos maduros ainda viáveis economicamente - onde o petróleo é extraído há duas ou três décadas, mas ainda existem reservas - ou parar a produção em definitivo é preciso retirar os equipamentos instalados. O processo exige desde a cimentação de poços com perfuração de novos, até a retirada de plataformas e equipamentos submarinos. Tanto a renovação quanto a devolução das áreas implicam custos. Na indústria, o processo é chamado de descomissionamento. Os equipamentos obsoletos e com desgaste precisam ser retirados e descartados em local seguro, obedecendo regulamentação do Ibama, da ANP e da Marinha.

Segundo a ANP, existem no momento seis plataformas offshore e três dutos terrestres em fase de descomissionamento. Outras três plataformas fixas atualmente no campo de Cação, na Bacia de Campos, tiveram pedidos de descomissionamento aprovados pela agência.

Não existe previsão de custos desse descomissionamento no Brasil, mas uma projeção feita pela consultoria Wood Mackenzie para a região da Ásia Pacífico é de que serão gastos US$ 100 bilhões naquela região na próxima década. Aqui a preocupação da indústria é que ainda não há uma regra sobre como lidar com o coral-sol e outras questões envolvendo a desativação dos campos e plataformas.

As autoridades ambientais querem evitar que o coral-sol, considerado uma espécie bioinvasora, seja carregado para a superfície junto com os equipamentos substituídos ou que vão ser descartados. O objetivo é evitar que a retirada de equipamentos possa trazer para a superfície o invasor incrustado em uma plataforma ou linhas de produção instaladas há 30 ou 40 anos.

"Não se não pode deixar nenhum passivo ambiental lá, você tem que limpar aquela área e existem as regras para a limpeza. A outra hipótese é fazer um recife artificial, como foi feito em alguns lugares do mundo. E aí você tem que monitorar para sempre, para saber se o que foi deixado lá pode produzir algum efeito danoso para o ambiente nos próximos anos", diz Telmo Ghiorzi, diretor da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (Abespetro).

Algumas das plataformas em idade avançada que deverão parar a produção nos próximos anos estão instaladas em águas rasas, onde o coral-sol consegue se desenvolver, e outras estão na Bacia de Campos, em águas profundas, onde ele não sobrevive, devido às baixas temperaturas. "Entre 2018 e 2022, as empresas terão que tomar uma decisão, seja para descomissionar as áreas para devolver ou para estender a vida útil da instalação", explica Mafra, da ANP.

A empresa com mais projetos maduros é a Petrobras, pioneira da exploração e produção no Brasil, mas a Shell também opera áreas que estão se tornando maduras, como o campo Bijupirá-Salema. Outra que tem um campo adquirido na chamada Rodada Zero, em 1999, é a Chevron, operadora do campo de Frade.

A ANP analisa atualmente os processos para devolução de 41 campos, sendo 15 no mar e 26 em terra. Segundo a agência, ainda não é possível determinar quantas instalações de cada um desses campos serão retiradas. A expectativa de novos investimentos na Bacia de Campos, que já produziu cerca de 12 bilhões de barris de petróleo, ocorre em um momento de envelhecimento dos equipamentos instalados nas décadas de 70 e 80.

O volume já produzido equivale a dois terços das reservas provadas na Bacia de Campos. A aposta do diretor-geral da agência, Décio Oddone é que com a oferta permanente de áreas (já oferecidos em leilão), e modernização dos será possível estender a vida útil dos campos. Na média, 24% do petróleo acumulado nos reservatórios foi extraído, na Noruega a fração recuperada varia de 38% a 67%.

Pelos cálculos de Oddone, cada 1% de aumento no fator de recuperação da Bacia de Campos exigirá investimentos R$ 16 bilhões que vão gerar R$ 11 bilhões em royalties. "Nós vamos acelerar a retomada da atividade em Campos. O primeiro passo deve ser a inclusão de blocos nessa bacia na rodada permanente", diz Oddone.

Fonte: Valor