FABIO MOTTA | ESTADÃO CONTEÚDO
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Petrobrás investe em operação remota

No Brasil, automação já atingiu 17 unidades da estatal e deve ser ampliada; sindicalistas apresentaram denúncia ao Ministério Público do Rio

Antonio Pita e Fernanda Nunes, O Estado de S.Paulo

03 Julho 2016 | 22h30

RIO - Desde que o preço do petróleo despencou e o mercado entrou em crise, em 2014, petroleiras do mundo todo reduziram o número de empregados em suas plataformas e ampliaram a operação remota das embarcações. No Brasil, a automação já atingiu 17 unidades da Petrobrás e há ainda o plano de produzir petróleo em cinco áreas da Bacia de Campos sem a presença de tripulação. A proposta é combatida pelos sindicatos, que apresentaram denúncia ao Ministério Público do Trabalho do Rio de Janeiro (MPT-RJ).

Eles acusam a Petrobrás de, com o projeto de eliminar a tripulação, colocar em risco a segurança de uma pequena equipe de manutenção que visitaria, periodicamente, as embarcações. A ideia é que, a cada três dias, dez técnicos inspecionem as plataformas. Nenhum deles, no entanto, seria especializado em saúde ou segurança, segundo o diretor do Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense (Sindipetro-NF) Marcos Brêda.

A desabitação, como é batizado o processo de retirar os empregados das embarcações e controlar toda produção de petróleo remotamente, deve começar nas cinco plataformas instaladas nos campos de Carapebu e Vermelho, na região nordeste da Bacia de Campos, que atualmente produzem pequenos volumes de petróleo, cerca de 10 mil barris por dia cada um. Em seguida, o modelo pode ser replicado em outras unidades.

“Faremos a operação remota em sala de controle em todas as plataformas que entendermos que faz sentido, nos próximos dois ou três anos”, afirmou o gerente de Produção em Águas Profundas da estatal, Joelson Mendes. A retirada completa da tripulação só será possível, no entanto, nas áreas de baixa produção. Em grandes campos produtores, localizados em águas profundas, a automação será parcial.

“Não passa na nossa cabeça desabitar plataformas grandes e flutuantes, nem a legislação permite. Só pensamos nisso em campos com economicidade prejudicada (operação mínima), em que fazemos isso ou fechamos a produção. A desabitação é uma alternativa para, de forma segura, prolongar a vida útil da produção e fazer com que investimentos tenham mais retorno”, afirma Mendes.

Segundo a Petrobrás, a automação, ainda que parcial, permitiu reduzir de US$ 5 a US$ 10 o custo de mão de obra em cada barril de petróleo produzido. “Estamos trazendo o coração da plataforma para uma base em que conseguimos ter muito mais apoio”, diz Mendes.

Corte. Apenas o corte de gastos com o deslocamento de empregados da costa até o alto mar, onde estão instaladas as plataformas, é estimado em R$ 4,9 milhões por ano. Já o ganho operacional médio é de 13 mil barris por dia, em campos que estão em fase de declínio da produção desde o início da década.

Para o consultor Heron Miguens, da Ernest Young (EY), o controle a distância é um primeiro passo para a redução gradativa das equipes a bordo, que deve resultar na completa desabitação das plataformas. “A redução de pessoas a bordo é uma métrica internacional. É um movimento sem retorno. Mesmo que o preço do petróleo volte a subir, a indústria já aprendeu e vai perenizar essa eficiência.”

O consultor ressalta, no entanto, a necessidade de as agências reguladoras ampliarem o controle dos equipamentos e da operação com essas mudanças. “Ainda é preciso adaptar, por exemplo, alguns procedimentos de contingência (controle de óleo no caso de vazamento). É preciso se aprofundar mais no tema para que o controle da segurança não fique a critério exclusivamente das petroleiras.”

Em nota, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) disse que “uma mudança de perfil da operação deve ser comunicada e ela deve passar por novos estudos”. Sobre a retirada de toda tripulação das plataformas dos campos de Carapebu e Vermelho, a agência respondeu que, “caso a concessionária decida implementar a operação desabitada nessas unidades, a análise de risco e a gestão de mudanças terão de ser apresentadas à ANP para aprovação”.

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