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Quatro plataformas no Brasil passam por avaliação para recertificação e extensão da vida útil

Com o limite da vida de muitas plataformas de petróleo e gás em operação no Brasil se aproximando do fim, as empresas proprietárias começam a se movimentar para decidir o que vão fazer com essas unidades no futuro próximo. Além da aposentadoria, pode-se optar também pela extensão de vida dessas unidades, através do processo de recertificação feito por empresas autorizadas que já trabalham com certificação de empresas do setor de óleo e gás, como o American Bureau of Shipping (ABS). Esse procedimento se encontra presente em pelo menos quatro plataformas em operação no país.

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Christiane Machado, gerente do Centro de Tecnologia Offshore do ABS (BOTC) no Brasil, diz que quatro unidades na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, estão passando por um processo de recertificação, conhecido também como Floating Production, Storage and Offloading Life Extension (FPSO Life Extension, na sigla em inglês, ou Extensão de Vida de Unidades de Produção, Armazenagem e Descarga Flutuantes). Os quatro projetos se encontram em diferentes etapas. Três ainda estão em estudos e um já passou da fase de análise está na empresa parceira, que decidirá se vale a pena executar a proposta ou não.
A função da certificadora nesse caso é municiar a operadora com as informações necessárias para que ela possa tomar uma decisão mais embasada sobre o quanto se pode estender o ciclo de vida da unidade, o tempo que o campo de petróleo continuará viável, o custo de uma possível intervenção na unidade e qual será o benefício adquirido. “As regras de segurança que tínhamos 20 anos atrás eram as mais atualizadas possíveis. Mas, com as informações que adquirimos ao longo desse tempo, atualizamos a metodologia que usávamos para formatar esses parâmetros e se tornou possível identificar algumas possíveis falhas nestes equipamentos. O que a gente faz é aplicar a nova metodologia em plataformas já existentes e verificar se estão em risco”, informa Christiane.
Como explica o diretor de Tecnologia e Inovação do Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe-UFRJ), Segen Estefen, uma plataforma petroleira é projetada inicialmente para ter em torno de 25 anos de vida útil. A proposta de estender esse período já é discutida há algum tempo. “À medida que se aproximava o fim do tempo de vida útil das plataformas, as empresas começaram a ver alternativas para prolongar o uso das mesmas. Muitas vezes não valia a pena arcar com esses procedimentos, pois não se mostravam rentáveis diante dos elevados custos. Mas, com o aumento dos preços da commodity em relação àqueles praticados em outras épocas, a recertificação se tornou aos poucos cada vez mais viável”, relata.
Segen lembra que no início dessa década, o preço do petróleo se encontrava em patamares bem menores daquele registrado atualmente, que hoje gira em torno de US$ 100. Além da construção de uma plataforma exigir um investimento enorme, ela interrompe a produção do óleo por um tempo enquanto a antiga unidade é substituída por uma nova, o que diminui o lucro da empresa, já que não poderá produzir durante esse período.
“Em outros países, as verificações para extensão do ciclo de vida desses equipamentos são feitas há muitos anos, há mais de uma década. Mas só agora as plataformas no país estão se aproximando da vida operacional projetada. E por isso é preciso fazer uma análise para saber se têm que sofrer algum tipo de reparo e quais são os reforços necessários para durarem outros 10 anos ou até mais, se for o caso”, explica o diretor.
De acordo com Christiane Machado, o projeto FPSO Life Extension no Brasil começou em janeiro de 2012 com a captação dos parceiros com unidades que poderiam ser candidatas à extensão de vida útil. “Escolhemos alguns equipamentos com vida útil próxima do fim e começamos a levantar informações. A plataforma é um bem imobilizado que foi construído para durar um determinado tempo. Mas com o fim dessa vida chegando, a empresa vai simplesmente jogar fora? Precisa? É isso que tem que passar pela cabeça do operador: têm desgastes, têm necessidades de manutenção, mas, muitas vezes, ainda têm valor”, diz.
No entanto, como ela lembra, para uma plataforma continuar a produzir, não pode ficar constantemente sob manutenção porque isso diminui a sua capacidade produtiva. Às vezes, uma vistoria exige que se interrompa o funcionamento e esvazie tanques de armazenagem de petróleo, o que atrapalha a operação local. “Se houver a necessidade de fazer vistorias frequentemente, reduzindo a capacidade operacional, o custo cresceria a tal ponto que tornaria inviável o seu funcionamento. A ideia de recertificação é capacitar a plataforma usada de maneira que possa operar com a mesma segurança de uma nova, e até mesmo com a mesma capacidade produtiva”, afirma Sidney dos Santos Bereicoa, diretor de Engenharia para a América do Sul do ABS.
A gerente explica que o papel do BOTC nesse campo é justamente testar no Brasil uma metodologia criada nos EUA, na sede do ABS, usada para extensão de vida de plataforma de petróleo em todo o mundo. “Levamos seis meses para adaptar os procedimentos básicos para serem usados nas unidades que operam em território nacional. Isso porque as condições ambientais encontradas por aqui são muito específicas. O óleo brasileiro tem características diferentes daquele encontrado em outros lugares. Todos esses detalhes obrigam a gente a fazer uma análise bem criteriosa sobre as reais condições em que as plataformas nacionais operam.” A empresa tem que levar em conta como cada equipamento é operado e mantido. “As regras de recertificação são ajustadas para cada operador, para cada campo de petroleiro”, diz o executivo.
“Quando a gente constrói uma plataforma nova, ela está perfeita. Cabe à classificadora garantir os parâmetros para que essa unidade mantenha a segurança operacional ao longo do tempo. O papel do BOTC, no campo de FPSO Life Extension, é gerar ferramentas de análise de simulação, de verificação de diversos componentes de segurança, de rede de incêndio, de carga e descarga”, completa Christiane Machado.
No Brasil, o ABS está estudando com unidades que estão há três ou quatro anos do fim da vida útil — o suficiente para que o processo de conclusão de recertificação seja concluído a tempo. A empresa não quis informar com qual companhia está trabalhando no país, mas Segen Estefen acredita que provavelmente deve ser a Petrobras. “Só pode ser a Petrobras. Não existe nenhuma outra empresa operando há 25 anos na costa brasileira”, aponta o diretor da Coppe.
O FPSO Life Extension do ABS está previsto para acabar em 2015. “Não é um projeto permanente. Ele consiste simplesmente na geração de uma metodologia de classificação alternativa. Dois departamentos do ABS estão envolvidos com a recertificação. Um é o de engenharia, que analisa os documentos relacionados à plataforma, e o outro é o de vistoria, que visita as unidades para garantir que o que está nas plantas e nos planos da embarcação conferem com o que está instalado a bordo”, conta Christiane. Isso tudo é para gerar uma metodologia na qual, em um curto espaço de tempo, a certificadora possa identificar os lugares em que a plataforma vai precisar ser reforçada para ser passível de ser recertificada. 
Então seria o caso de criar uma nova metodologia daqui a 10 ou 20 anos? Christiane acredita que é possível. “Tudo nesse ramo de engenharia vive de ciclos de desenvolvimento tecnológico. Conforme vão surgindo novas ferramentas de extensão de vida, monitoramento, análise de dados, dentre outras, as informações ficam mais acessíveis. Com o aprimoramento da capacidade operacional se torna mais fácil estocar esses dados e manipulá-los para gerar informação consistente e criar cenários para os engenheiros analisarem a operação da plataforma no passado, presente e tentar prever o futuro”, relata.

Christiane explica que quando se projeta uma plataforma, recebe-se os dados históricos de observação da força do mar, da direção das ondas, da corrente de vento. Esses dados são continuamente catalogados e formatados de uma maneira que possam ser usados no projeto de recertificação. O processo de coleta de informações demora pelo menos um ano. Baseado nessas informações, projeta-se uma plataforma para operar naquelas condições específicas de mar.
Então, com a plataforma pronta, um vistoriador vai periodicamente a bordo, faz a inspeção, vê as condições de pintura, deformações estruturais e depois faz um relatório que entrega à operadora. É como o trabalho de um médico que acompanha um paciente com saúde que inspira cuidados. “É isso que a gente vem fazendo nos últimos 20 anos. Assim, depois de todo esse tempo, conseguimos armazenar os dados da plataforma, a condição dos ventos que encarou durante 15 anos, a altura das ondas. Ficamos sabendo o histórico dela no que concerne ao esforço estrutural, de como encarou os danos ambientais”, diz.
De acordo com Christiane, a metodologia padrão de vistoria para plataformas certificadas funciona da seguinte maneira: inspeções intermediárias a cada dois anos e meio e pelo menos uma análise conjuntural ocorre a cada cinco anos, além de outras inspeções em períodos variados. “O padrão é esse, mas um olhar completamente direcionado à unidade pode fazer com que ela seja alvo de formas de inspeção específicas, pequenas, médias e grandes, dependendo da necessidade”, explica. “Mas hoje temos ferramentas para fazer diferente. Podemos instalar um sensor em um ponto crítico, para receber dados que possam ser transformados em informação sobre danos na estrutura, por exemplo. Mesmo assim, ainda é difícil pegar todos os elementos disponíveis, colocar no computador e fazer uma simulação. Hoje estamos próximos do possível”, completa.
No entanto, nem todos os dados ainda são passíveis de serem digitalizados. E transferir essas informações para um meio digital exige um esforço por parte da empresa. “Talvez daqui a cinco ou dez anos já exista a facilidade de transferir os dados coletados diretamente para um computador com tabela organizada. Dessa forma, será possível saber se houve algum dano em um ponto crítico logo após uma tempestade, por exemplo. E essa avaria seria progressiva? Vai aumentar até gerar um colapso ou não? Está se comportando de uma maneira a ponto de ser seguro operar?”, pergunta.
Outro problema é que o processo de certificação e recertificação se depara com campos em branco, cujos dados não foram averiguados. Da mesma maneira que só um médico consegue dar um diagnóstico com base em laudo deficiente, só os engenheiros experientes têm capacidade de fazer uma análise baseada em dados incompletos. Nesses casos, Christiane é categórica: “Um programa de computador não consegue fazer isso, por mais que as redes de averiguação possam ajudar a predizer as informações. Há necessidade de intervenção humana para analisar aqueles dados e dar o veredito final. Ao dar um panorama mais completo do cenário, o avanço tecnológico ajuda o setor certificador a desenvolver novos regulamentos e procedimentos que aprimoram o trabalho dos engenheiros, vistoriadores e de todo mundo que trabalha na área”, conclui.

 



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