Descomissionamento de um FPSO

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MAPEAMENTO E AVALIAÇÃO PRELIMINAR DA DURAÇÃO DAS PRINCIPAIS 
ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DE UM FPSO 
 
 
Laura Antonioli Meirim Coutinho 
 
 
 
 
Projeto de Graduação apresentado ao Curso 
de Engenharia Naval e Oceânica da Escola 
Politécnica, Universidade Federal do Rio de 
Janeiro, como parte dos requisitos 
necessários à obtenção do título de 
Engenheira. 
Orientador: Jean-David Caprace 
 
 
Rio de Janeiro 
2019
ii 
 
MAPEAMENTO E AVALIAÇÃO PRELIMINAR DA DURAÇÃO DAS PRINCIPAIS 
ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DE UM FPSO 
 
Laura Antonioli Meirim Coutinho 
 
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE 
ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS 
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRA 
NAVAL E OCEÂNICA. 
 
Examinada por: 
________________________________________________ 
Prof. Jean David Job Emmanuel Marie Caprace 
 
________________________________________________ 
Prof. Marcelo Igor Lourenço de Souza 
 
________________________________________________ 
Prof. Ilson Paranhos Pasqualino 
 
 
 
 
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL 
2019 
 
iii 
 
 
 
 
 
Coutinho, Laura Antonioli Meirim 
Mapeamento e Avaliação Preliminar da Duração das Principais 
Etapas do Processo de Descomissionamento de um FPSO / Laura 
Antonioli Meirim Coutinho. - Rio de Janeiro: UFRJ / Escola 
Politécnica, 2019. 
XVI, 66 p.: il.; 29,7 cm. 
Orientador: Jean-David Job Emmanuel Marie Caprace 
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso de 
Engenharia Naval e Oceânica, 2019. 
Referências Bibliográficas: p. 62-66. 
1. Descomissionamento de FPSO. 2. Descomissionamento no 
Brasil. 3. Estaleiros de Reciclagem. 4. Desmonte de plataformas. 5. 
Regulamento Europeu 1257/2013. I. Caprace, Jean-David. II. 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de 
Engenharia Naval e Oceânica. III. Mapeamento e Avaliação 
Preliminar da Duração das Principais Etapas do Processo de 
Descomissionamento de um FPSO. 
iv 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A todas as mulheres que dedicaram suas vidas para que eu tivesse o direito dessa 
conquista, em especial minha mãe. 
v 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Se a educação sozinha não transforma a sociedade, tampouco sem ela a sociedade 
muda.” 
Paulo Freire 
vi 
 
AGRADECIMENTOS 
A gratidão aqui expressa tenta alcançar, de alguma forma, todas as pessoas que 
foram essenciais para que eu realizasse esse sonho. Antes de tudo os meus pais, 
principalmente por todos os sacrifícios que realizaram para que os meus objetivos fossem 
sempre prioridade, por concretizarem o impossível pela minha educação. “Muito 
obrigada” parece pouco por fazerem eu me sentir a filha mais amada do mundo. Agradeço 
aos meus irmãos, meus primeiros e melhores amigos, pois sem vocês eu não teria nem de 
longe a força que tenho para batalhar pelos meus sonhos. 
Aos meus amigos e parceiros dessa jornada que foi a Graduação na Engenharia 
Naval, muito obrigada por terem trazido mais cor ao meu dia a dia (por muitas vezes 
nebuloso), por terem feito os momentos difíceis menos dolorosos, as injustiças menos 
cansativas e as alegrias terem sentido. Ana Clara, André, Andrew, Gabi, Guida, Lucas, 
Luccas, Nic, Pê, Pedro, Ricardo, Victor, Yu e todos os que me apoiaram e me fizeram 
reencontrar minhas forças nos percalços dessa estrada que dividimos, muito obrigada. 
Vocês são o maior presente que a Engenharia Naval me deu. 
 Ao CAEng - o Centro Acadêmico de Engenharia da UFRJ e o mais antigo da 
América Latina - obrigada por me fazerem sentir que não era loucura querer mudar a 
Universidade, por me ensinarem tanto sobre diálogo, pensamento crítico, coragem, 
privilégios e empatia. Obrigada às pessoas incríveis com quem dividi a gestão, pela 
amizade e por me mostrarem que a luta por uma sociedade mais justa e igualitária pode 
ser prazerosa. Ao coletivo ComCiência Feminina, o primeiro coletivo de mulheres de 
Ciências Exatas da UFRJ, obrigada pelo tanto que crescemos, aprendemos e construimos 
juntas. Sempre terei muito orgulho de ter feito parte dessa história. 
Ao meu amigo Guilherme, que acompanhou a maior parte dos meus desafios sem 
deixar eu me sentir menos do que capaz de qualquer coisa; se existem outras vidas, com 
certeza a gente já se conhecia. Aos meus amigos Gente Bonita, pelo apoio incondicional, 
os puxões de orelha, as melhores gostosas risadas e tudo que crescemos juntos – vocês 
são minha segunda família. 
Um agradecimento especial também aos profissionais cujo suporte foi essencial 
para a execução desse projeto de graduação: Euler Ocampo, Flávia Schenato, John 
Chillingworth, Joice Carrara e Ricardo Coutinho. Aos professores Alexandre Alho, Carl 
Alberst, Marta Tapia, Murilo Vaz, Sérgio Sphaier e Severino Neto, agradeço pelo 
conhecimento compartilhado e por fazerem parte do meu crescimento profissional e 
vii 
 
pessoal. Agradeço especialmente ao meu professor orientador Jean David pela melhor 
orientação que eu poderia ter, e por todo apoio nesta etapa da minha vida profissional. 
Aos servidores e funcionários da UFRJ, em especial Simone Morandini e Eloisa Ferreira 
no DENO e a equipe da DAEC, muito obrigada pelo trabalho duro que tornou possível 
que essa etapa da minha vida fosse concluída, mesmo com todas as dificuldades que a 
nossa Universidade enfrenta. 
Por fim, minha gratidão a toda sociedade brasileira, que financiou meus estudos e 
minha formação na Universidade Pública. Em especial àqueles que não tiveram as 
mesmas oportunidades que tive para seguirem se aprofundando nos estudos, mas cuja 
contribuição me permitiu concluir a minha formação como Engenheira e a realização de 
um sonho. Deixo registrada aqui a minha mais sincera gratidão. 
viii 
 
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte 
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheira Naval e Oceânica. 
 
Mapeamento e Avaliação Preliminar da Duração das Principais Etapas do Processo de 
Descomissionamento de um FPSO 
Laura Antonioli Meirim Coutinho 
 
SETEMBRO/2019 
 
Orientador: Jean-David Caprace. 
Curso: Engenharia Naval e Oceânica. 
 
Com as Unidades Estacionárias de Produção encerrando suas atividades em quantidade 
cada vez maior, a indústria nacional vive um cenário de novos desafios para os próximos 
anos quanto ao descomissionamento de navios e plataformas que chegam ao fim de sua 
vida útil. Muitos esforços tem sido dispendidos no desenvolvimento de tecnologias para 
consolidar um mercado de descomissionamento padronizado que seja seguro, sustentável 
e financeiramente atrativo. Nesse contexto, este projeto de graduação objetiva mapear as 
principais etapas do processo de descomissionamento de uma Unidade tipo FPSO, muito 
utilizada na indústria do pré-sal do Brasil, e realizar uma avaliação preliminar da duração 
de tais etapas. Os principais processos realizados e recursos utilizados são identificados 
em um fluxograma e discutidos, buscando evidenciar a relação entre eles. Além disso, 
propõe-se um método para avaliar de forma preliminar o tempo de duração de cada etapa, 
baseado em um estudo de caso de um FPSO em operação no Brasil. Espera-se abordar 
um problema de engenharia latente propondo ideias para trabalhos futuros de forma 
enriquecedora para o legado de produções acadêmicas do curso de Engenharia Naval. 
 
Palavras-chave: Descomissionamento de FPSO, Descomissionamento no Brasil, 
Estaleiros de Reciclagem, Desmonte de plataformas, Regulamento Europeu 1257/2013. 
ix 
 
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of 
the requirements for the degree of Engineer. 
 
Mapping and Preliminary Time Assessment of FPSO Decommissioning Process Main 
StepsLaura Antonioli Meirim Coutinho 
 
SEPTEMBER/2019 
 
Advisor: Jean-David Caprace 
Course: Naval Architecture and Marine Engineering 
 
As the number of Offshore Floating Production Units finishing their activities increases 
each year, Brazilian naval industry faces new challenges coming ahead for the next years 
with respect to end-of-life ships dismantling and platform decommissioning. Many 
efforts have been put on developing technologies to consolidate a sustainable, safe and 
financially attractive decommissioning market. In this context, this Undergraduate 
Project aims to outline the main stages of an FPSO decommissioning process, a type of 
platform largely present at “pre salt” industry in Brazil, and engage a preliminary 
assessment of the duration of these steps. The main processes and their related resources 
are identified in a flow chart and discussed, as well as how they interact. Besides, the 
method to evaluate preliminarily the duration of each step in the decommissioning 
process is based on a case study of an FPSO operating in Brazil. For the legacy of 
academic production of the Naval Architecture and Marine Engineering course of UFRJ, 
it is expected to address a latent engineering issue and to propose ideas for future works. 
 
Keywords: FPSO Decommissioning, Decommissioning in Brazil, Recycling Yards, 
Platform Dismantling, EU Regulation 1257/2013. 
x 
 
SUMÁRIO 
1. O DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS NO BRASIL ...................... 1 
2. RELEVÂNCIA DO FPSO NO CONTEXTO DO DESCOMISSIONAMENTO .... 4 
3. OBJETIVO .............................................................................................................. 10 
4. METODOLOGIA ................................................................................................... 11 
5. CARACTERÍSTICAS DO FPSO DO ESTUDO DE CASO ................................. 12 
6. CONTEXTO REGULATÓRIO .............................................................................. 13 
6.1. Convenção de Basiléia (CB) .............................................................................13 
6.2. Convenção de Hong Kong (HKC) ....................................................................13 
6.3. Regulamento Europeu 1257/2013 ....................................................................14 
7. PRINCIPAIS DESAFIOS PARA A SUSTENTABILIDADE NO ESTUDO DE 
CASO ............................................................................................................................. 17 
7.1. Bioinvasão por Coral-Sol..................................................................................17 
7.2. NORMs – Materiais com Ocorrência Natural de Radioatividade ....................19 
8. PRINCIPAIS ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DO 
FPSO ESTUDADO ........................................................................................................ 23 
8.1. Etapas Pré Remoção do Local ..........................................................................24 
8.1.1. Limpeza dos Tanques ................................................................................24 
8.1.2. Limpeza do Topside ...................................................................................25 
8.1.3. Remoção dos Mangotes de Offloading ......................................................25 
8.1.4. Limpeza e Desconexão dos Risers .............................................................26 
8.1.5. Desconexão do Sistema de Amarração .....................................................29 
8.2. Operações para Autorizar a Entrada do FPSO no Estaleiro .............................31 
8.3. Etapas Pós Remoção do Local ..........................................................................32 
8.3.1. Chegada no Estaleiro e Remoção dos Módulos ........................................32 
8.3.2. Remoção de Equipamentos Relevantes .....................................................34 
8.3.3. Descontaminação e Remoção de Materiais Tóxicos .................................36 
xi 
 
8.3.4. Fase de Corte e Separação dos Materiais para Destinação .....................38 
9. AVALIAÇÃO PRELIMINAR DOS TEMPOS ...................................................... 43 
9.1. Estimativas Realizadas por Etapa do Processo Mapeado .................................47 
10. DISCUSSÃO DOS RESULTADOS ....................................................................... 54 
11. CONCLUSÃO ........................................................................................................ 59 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 62 
 
 
xii 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
Figura 1 – Principais Etapas da Exploração e Produção de Óleo e Gás Offshore ........... 2 
Figura 2 - Idade das Plataformas do Brasil. Retirado de [4] ............................................ 3 
Figura 3 - Quantitativo de plataformas em operação no Brasil por tipologia. Retirado 
de [3] ................................................................................................................................. 4 
Figura 4 - Jaqueta da Plataforma de Mexilhão sendo transportada para Bacia de Santos. 
Retirada de [8]. ................................................................................................................. 5 
Figura 5 – Plataforma semissubmersível P-55 sendo transportada para a Bacia de 
Campos. Retirada de [7]. .................................................................................................. 6 
Figura 6 - Plataforma P-61 do tipo TLP após a operação de união do casco com a planta 
de processo (deck mating). Retirada de [7]. ..................................................................... 7 
Figura 7 - Plataforma P-53 do tipo FPU, atualmente instalada na Bacia de Campos. 
Retirada de [10]. ............................................................................................................... 7 
Figura 8 – FPSO P-50 no campo de Albacora Leste, na Bacia de Campos. Retirada de 
[7]. .................................................................................................................................... 8 
Figura 9 - FSO Cidade de Macaé MV15, Unidade hub de produção de múltiplas 
plataformas na Bacia de Campos. Retirada de [11].......................................................... 9 
Figura 10 - Etapas do Processo de Verificação de Estaleiros de Reciclagem Localizados 
fora da UE. Retirada de [20]. .......................................................................................... 16 
Figura 11 - Coral-sol. Retirada de [26] .......................................................................... 17 
Figura 12 - Base da Brasco no Caju, Rio de Janeiro. Retirada de [31] .......................... 22 
Figura 13 - Principais Etapas no Descomissionamento do FPSO do Estudo de Caso. .. 23 
Figura 14 – Linha de mangotes de offloading acondicionados em carretel. Cortesia da 
Royal IHC. ...................................................................................................................... 26 
Figura 15 - ROV realizando inspeção submarina com transdutor de ultrassom. Retirado 
de [38] ............................................................................................................................. 27 
Figura 16 - Exemplo de PIG utilizado em inspeção interna de dutos. Retirada de [39] 27 
Figura 17 - Exemplo de embarcação tipo PLSV. Cortesia de Subsea7. ......................... 28 
Figura 18 - Configuração da chegada do riser no FPSO. Adaptada de [41] .................. 28 
Figura 19 – Ilustração do sistema de amarração do tipo Spread Mooring em vista de 
topo. ................................................................................................................................ 29 
Figura 20 - Fluxo de atividades necessárias para autorização do envio da Unidade para 
reciclagem segundo a HKC. ...........................................................................................31 
xiii 
 
Figura 21 – Vista de satélite em perspectiva do Estaleiro Altântico Sul. Retirada de 
Google Maps. ................................................................................................................. 33 
Figura 22 – Infraestrutura do Estaleiro Jurong Aracruz. Cortesia de Sembcorp Marine.
 ........................................................................................................................................ 34 
Figura 23 - Esquema genérico do processamento primário da produção no topside de 
um FPSO. Retirada de [36]............................................................................................. 35 
Figura 24 - Opções de disposição para equipamentos relevantes e tubulações do topside. 
Adaptado de [35]. ........................................................................................................... 36 
Figura 25 - Layout padrão de estaleiro para reciclagem. Adaptado de [15]. ................. 39 
Figura 26 – Tesoura de Demolição Hidráulica. Cortesia de Stanley Infrastructure. ..... 40 
Figura 27 - Parque Siderúrgico Nacional. Adaptado de [47]. ........................................ 42 
Figura 28 - Gráfico com a duração acumulada por etapa da fase offshore. ................... 55 
Figura 29 – Gráfico com a duração acumulada por etapa de cada processo de 
descomissionamento avaliado ........................................................................................ 58 
 
 
xiv 
 
ÍNDICE DE TABELAS 
Tabela 1 - Principais características do FPSO estudado................................................. 12 
Tabela 2 – Principais desafios relacionados à bioinvasão por coral-sol no 
descomissionamento ....................................................................................................... 18 
Tabela 3 - Classificação de resíduos sólidos segundo a NBR 10.004 ............................ 20 
Tabela 4 – Divisão de materiais em navios ao fim da vida útil ...................................... 40 
Tabela 5 – Quantificação dos materiais após o desmonte do FPSO do estudo de caso . 41 
Tabela 6 - Método utilizado para a avaliação preliminar dos tempos de execução por 
etapa ................................................................................................................................ 45 
Tabela 7 - Resumo dos resultados obtidos para duração de cada etapa do 
descomissionamento do FPSO estudado ........................................................................ 54 
 
 
 
xv 
 
LISTA DE SÍMBOLOS, ABREVIAÇÕES OU NOMENCLATURAS 
AHTS – Anchor Handling Tug Supply (Navio de Apoio a Plataformas para Reboque e 
Manuseio de Âncoras). 
AL – Autoridade Local. 
ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. 
AUV – Autonomus Underwater Vehicle (Veículo Autônomo Subaquático). 
BPMN - Business Process Model & Notation (Notação para Modelagem de Processos de 
Negócios). 
CB – Convenção de Basiléia. 
CGR – Centro Gerenciador de Resíduos. 
CNEN – Comissão Nacional de Energia Nuclear. 
COW – Crude Oil Washing (Lavagem com Óleo Cru). 
DASR – Document of Authorization to conduct Ship Recycling (Documento de 
Autorização para Reciclagem do Navio). 
EB – Estado de Bandeira. 
EJA – Estaleiro Jurong Aracruz. 
EPI – Equipamento de Proteção Individual. 
E&P – Exploração e Produção. 
FPSO – Floating, Production, Storage and Offloading (Plataforma Flutuante de 
Produção, Armazenamento e Transferência). 
FPU – Floating Production Unit (Unidade Flutuante de Produção). 
FSO – Floating Storage and Offloading (Unidade Flutuante de Armazenamento e 
Transferência). 
HKC – Hong Kong Convention (Convenção de Hong Kong). 
IHM – Inventory Of Hazardous Materials (Inventário de Materiais Perigosos). 
IMO – International Maritme Organization (Organização Marítima Internacional). 
Inmetro – Instituto Nacional de Metrologia. 
IPIECA – International Petroleum Industry Environmental Conservation Association 
(Associação Internacional de Conservação Ambiental da Indústria do Petróleo). 
LDT – Lightship Displacement Tonnage (Toneladas de Deslocamento Leve). 
LFL – Lower Flamable Limit (Indicador de Gás Inflamável). 
MEPC – Marine Environment Protection Committee (Comitê de Proteção do Meio 
Ambiente Marinho). 
PCB – Polychlorinated Biphenyl (Bifenilas Policloradas). 
xvi 
 
PIG – Pipeline Intervention Gadget (Dispositivo de Intervenção de Dutos). 
PLSV – Pipe Laying Support Vessel (Navio de Apoio para Lançamento e Manuseio de 
Dutos). 
PSV – Platform Supply Vessel (Navio de apoio a operação de plataformas). 
ROV – Remotely Operated Vehicle (Veículo Submarino Remotamente Operado). 
SRFP – Ship Recycling Facility Plan (Plano da Instalação para Reciclagem de Navios). 
SRP – Ship Recycling Plan (Plano de Reciclagem do Navio). 
SS – Plataforma Semissubmersível. 
TLP – Tension Leg Platform (Plataforma de Pernas Tensionadas). 
UE – União Europeia. 
UNEP – United Nations Environment Programme (Programa das Nações Unidas para o 
Meio Ambiente). 
VLCC – Very Large Crude Carrier (Navio Petroleiro na faixa de 300.000dwt). 
 
1 
 
1. O DESCOMISSIONAMENTO DE PLATAFORMAS NO BRASIL 
Em grande parte dos processos industriais, a destinação de resíduos representa um 
desafio para a sociedade. Na indústria de Exploração e Produção de óleo e gás não é 
diferente. O ciclo de exploração e produção offshore pode ser sintetizado através das 
etapas reunidas na Figura 1. Após a seleção das áreas exploratórias para oferta em leilão 
(Definição de Blocos) por parte do Governo, segue-se para a aquisição do direito de 
exploração, através de leilões públicos, com a assinatura do contrato de concessão. 
Durante a Exploração são realizadas atividades como a aquisição de dados sísmicos e 
geoquímicos visando expandir o conhecimento sobre o bloco adquirido. Também é nessa 
fase que são realizadas perfurações e a avaliação dessas perfurações. Caso a conclusão da 
avaliação seja a viabilidade econômica da Descoberta, é feita a declaração de 
comercialidade da área, dando início ao Desenvolvimento do campo. 
O Desenvolvimento consiste no conjunto de operações e investimentos que devem 
ser feitos no campo para viabilizar a sua produção, através da implementação de toda a 
infraestrutura necessária. São feitas, por exemplo, a perfuração dos poços produtores, a 
instalação das plataformas de petróleo e a construção dos gasodutos e oleodutos que 
escoarão a produção [1]. Com toda a infraestrutura instalada, o campo passa a produzir 
óleo e/ou gás para abastecer o mercado. Esta fase é chamada de Produção, a mais longa 
do ciclo de vida de um campo de petróleo [1]. 
A última etapa, que será o objeto de estudo deste projeto de graduação, tem seu 
início após a parada de produção da Unidade e consiste no conjunto de ações a serem 
tomadas para remoção da Unidade do local de operação e sua destinação, através de um 
programa de desativação, e devolução da área à ANP. Esta fase é chamada 
descomissionamento, desmonte ou desmantelamento. 
2 
 
 
Figura 1 – Principais Etapas da Exploração e Produção de Óleo e Gás Offshore 
 
Como sugerido em [2], o escopo do descomissionamento pode ser separado em três 
grupos distintos – Plataforma, Sistemas Submarinos e Poço, de modo a aumentar a 
segurança das operações e enfatizar os aspectos específicos de cada projeto durante seu 
detalhamento. Dessa forma, ressalta-se que será tratado neste projeto de graduação o 
descomissionamento de plataformas, especificamente do tipo FPSO, como explicitado no 
capítulo seguinte. 
Dentre as principais razões para o descomissionamento destaca-se a obsolescência 
associada ao fim da vida produtiva da plataforma. Segundo levantamento da ANP de 
2018 [3], 41% das instalações de produção no Brasil já ultrapassam os 25 anos de 
operação offshore. Porém, características como o preço do petróleo, o fim do contrato de 
concessão, ou do contrato de desenvolvimento do campopodem ser também justificativas 
para descomissionar uma plataforma. 
3 
 
 
Figura 2 - Idade das Plataformas do Brasil. Retirado de [4] 
 
Perante a crise econômica que afeta a indústria de Construção Naval e Offshore no 
Brasil, os estaleiros brasileiros se encontram ociosos devido às baixas demandas por 
novos projetos de construção. Neste cenário - somado ao conjunto de plataformas com 
mais de 25 anos de operação no país - o descomissionamento de navios e plataformas, 
mesmo sendo uma atividade nova para o mercado brasileiro, surge como uma 
possibilidade de alternativa no horizonte da indústria nacional. 
4 
 
2. RELEVÂNCIA DO FPSO NO CONTEXTO DO DESCOMISSIONAMENTO 
De acordo com o levantamento da ANP [3], as plataformas do tipo FPSO 
representam o segundo maior conjunto de Unidades instaladas em operação no Brasil 
hoje. De outro modo, o potencial ainda não explorado de campos offshore, especialmente 
na região do pré-sal, coloca em vista um crescimento ainda maior deste tipo de plataforma 
no mercado brasileiro; devido à sua vantagem em regiões ultraprofundas e distantes da 
costa. Neste cenário, destaca-e todo o potencial petrolífeo brasileiro ainda não explorado, 
onde menos de 5% da área sedimentar se encontra sob contrato, e somente 30.000 poços 
de petróleo foram perfurados, contra 60 mil na Argentina e 4 milhões nos Estados Unidos, 
por exemplo [5]. Sendo assim, é possível esperar que o descomissionamento de FPSOs 
no futuro seja uma importante temática para a indústria naval brasileira. 
A Figura 3 abaixo ilustra o levantamento das plataformas presentes no cenário 
brasileiro atual. 
 
 
Figura 3 - Quantitativo de plataformas em operação no Brasil por tipologia. Retirado 
de [3] 
 
• Plataformas Fixas: 
Em sua maioria são do tipo jaqueta. Foram as primeiras Unidades a serem instaladas 
na indústria de E&P marítima, inicialmente em águas rasas de até 300 m de profundidade. 
Consistem de estruturas reticuladas relativamente rígidas, com um alto grau de 
hiperestaticidade, fixadas ao fundo do mar por um sistema de estacas cravadas através de 
5 
 
guias [6]. Não possuem capacidade de armazenamento, sendo o escomento da produção 
feito através de dutos submarinos. Como vantagem, sua instalação é mais simples e o 
controle dos poços pode ser feito na superfície, em sistemas do topside da plataforma [7]. 
Compreendem o tipo mais comum em operação no Brasil, mas não são estruturas 
economicamente praticáveis de serem instaladas em lâminas d’água ultraprofundas. 
 
 
Figura 4 - Jaqueta da Plataforma de Mexilhão sendo transportada para Bacia de Santos. 
Retirada de [8]. 
 
• Semissubmersíveis (SS): 
São sistemas flutuantes compostos por um casco que suporta uma estrutura com os 
equipamentos e instalações que sustentam a produção (o topside). O casco consiste de 
flutuadores submarinos (que podem ser simétricos ou anelares) com colunas nas 
extremidades (usualmente circulares ou retangulares com cantos adoçados). Por serem 
caracterizadas por uma baixa inércia de área de linha d’água, possuem vantagem quanto 
ao comportamento dinâmico ao serem ancoradas em lâminas d’água ultraprofundas. Mas, 
como desvantagem, não possuem capacidade de armazenamento, necessitando de redes 
de dutos submarinos para escoamento da produção. 
6 
 
 
Figura 5 – Plataforma semissubmersível P-55 sendo transportada para a Bacia de 
Campos. Retirada de [7]. 
 
• TLPs (Tension Leg Platforms): 
TLP’s ou plataformas de pernas tensionadas são semelhantes em estrutura às 
semissubmersíveis, sendo sua particularidade a ancoragem através de “tendões” 
tensionados. Incialmente lastra-se a plataforma antes de conectá-la à fundação no fundo 
do mar e, após ancorada, é deslastrada ficando o excesso de flutuação compensado pelas 
linhas de ancoragem que se tracionam. Sua vantagem está na baixa amplitude de 
movimento vertical (heave), que permite que o controle dos poços seja feito na superfície 
(no topside), entre outras implicações relacionadas ao arranjo sumbarino dos risers de 
produção. Atualmente no Brasil há uma plataforma do tipo TLP em operação, instalada 
no campo de Papa-Terra, no pós-sal da Bacia de Campos. 
7 
 
 
Figura 6 - Plataforma P-61 do tipo TLP após a operação de união do casco com a planta 
de processo (deck mating). Retirada de [7]. 
 
• FPU (Floating Production Unit): 
Unidades flutuantes do tipo FPU surgiram inicialmente como navios petroleiros 
convertidos em plataformas ancoradas offshore, capazes de realizar o processamento 
primário da produção. Sem capacidade de armazenamento da produção, ou de 
transferência direta da mesma para os navios aliviadores, são Unidades que redistribuem 
o óleo produzido através de oleodutos. Hoje existe em operação no Brasil uma plataforma 
do tipo FPU, ancorada no campo de Marlim Leste na Bacia de Campos, a P-53 [9]. 
 
 
Figura 7 - Plataforma P-53 do tipo FPU, atualmente instalada na Bacia de Campos. 
Retirada de [10]. 
 
8 
 
• FPSOs (Floating Production Storage and Offloading): 
Unidades flutuantes do tipo FPSO também tiveram sua origem na conversão de 
navios petroleiros em plataformas - atualmente já existem Unidades construídas 
diretamente para esse fim - portanto, além de capazes de realizar o processamento 
primário da produção, são aptas para armazenar a produção temporariamente e exportar 
periodicamente para os navios aliviadores através de sistemas de offloading. Por esta 
razão representam um diferencial vantajoso em campos exploratórios cada vez mais 
distantes da costa, como o pré-sal em águas ultraprofundas, especificamente em regiões 
onde a construção de oleodutos é inapropriada. Atualmente, é o segundo tipo de 
plataforma mais frequente em operação no Brasil, ficando atrás somente das plataformas 
tipo Jaqueta. 
 
Figura 8 – FPSO P-50 no campo de Albacora Leste, na Bacia de Campos. Retirada de [7]. 
 
• FSO (Floating Storage and Offloading): 
Similares às Unidades tipo FPSO, porém sem as instalações de produção, são 
plataformas concebidas como terminais de armazenamento offshore. De relevância 
estratégica, muitas vezes funcionam como ponto focal de recebimento da produção de 
diversas Unidades que não possuem capacidade de armazenamento próprias, para então 
realizarem a transferência deste óleo armazenado para navios aliviadores (petroleiros que 
irão descarregar a produção nos terminais em terra). Ou seja, têm como principal 
vantagem a participação em uma logística integrada de escoamento da produção. 
9 
 
 
Figura 9 - FSO Cidade de Macaé MV15, Unidade hub de produção de múltiplas 
plataformas na Bacia de Campos. Retirada de [11]. 
 
 
 
10 
 
3. OBJETIVO 
Dois terços dos navios sucateados atualmente são vendidos para serem 
desmantelados em praias com pouca ou nenhuma regulamentação ambiental ou 
trabalhista [12], gerando inúmeros problemas de poluição, saúde e segurança. A migração 
desse mercado para venda a estaleiros que realizem a atividade de forma padronizada, 
regulamentada e segura requer, entre outros aspectos, especialização técnica das partes 
envolvidas no processo. Para isso, é essencial o entendimento das atividades e recursos 
envolvidos no descomissionamento do navio ou plataforma. 
Muitos esforços tem sido dispendidos no desenvolvimento de tecnologias para a 
indústria naval no que diz respeito à construção de um mercado de descomissionamento 
padronizado que seja seguro, sustentável e financeiramente atrativo. No contexto de 
projeto de graduação, identificar e discutir os principais processos e recursos envolvidos 
no descomissionamento de um FPSO (o modelo de Unidade Flutuante mais recorrente na 
indústria do pré-sal do Brasil) de forma regulamentada e segura certamente será útil 
dentro de uma sociedade que no futuro próximo demandará profissionais competentes na 
indústria de reciclagem de navios. 
O principal objetivo deste projeto de graduação é mapear asprincipais etapas do 
processo de descomissionamento de uma Unidade Flutuante do tipo FPSO, identificando 
as principais atividades realizadas e recursos utilizados, buscando evidenciar a relação 
entre eles. Também faz parte do escopo deste trabalho realizar uma avaliação preliminar 
da duração de cada etapa mapeada, através de um método proposto para estimar os tempos 
necessários ao cumprimento das principais atividades identificadas. 
Espera-se obter uma estrutura de fluxo com as principais etapas do 
descomissionamento de uma Unidade Flutuante do tipo FPSO. Espera-se expor as 
principais atividades e recursos que compõem o processo de descomissionamento de um 
FPSO a partir do entendimento destes, e realizar uma estimativa de duração do processo 
através da avaliação preliminar dos tempos gastos nas principais etapas que o 
caracterizam, identificando as etapas que mais influenciam no tempo total do processo. 
11 
 
4. METODOLOGIA 
A metodologia aplicada nestre projeto de graduação consiste no modelo Bottom-
Up, que propõe a quebra de um problema complexo em diversas partes menores, 
permitindo assim uma análise de Engenharia de um processo através da agregação das 
análises individuais das pequenas etapas que o compõem [13]. A metodologia Bottom-
Up, por ser sensível a detalhes do projeto, possibilita a avaliação de indicadores de novos 
desafios do mesmo, ainda que sem base histórica para comparação [4]. Sendo assim é 
uma metodologia apropriada para processos produtivos que não estejam completamente 
bem estabelecidos, como é o caso do descomissionamento de plataformas tipo FPSO. 
A metodologia será aplicada como subsídio para uma avaliação preliminar do 
tempo necessário para execução das principais etapas do processo de 
descomissionamento de um FPSO. Evidencia-se a complexidade do assunto posto que se 
trata de uma atividade pouco conhecida por estaleiros brasileiros, e carece de diversas 
padronizações e ajustes que sustentariam a tomada de decisão ao longo do trabalho. 
Entende-se a complexidade de fatores envolvidos no processo de 
descomissionamento de plataformas, como diversas limitações logísticas, ou políticas. 
Porém, para a elaboração desta avaliação preliminar, foi mantido o foco nas etapas 
técnicas necessárias e seus principais desafios. Além disso, foram mapeados os principais 
processos necessários para cumprir o escopo do descomissionamento de forma segura. 
Cabe ressaltar também o desafio da aplicação da metodologia Bottom-Up em 
conjunto com um fluxograma preliminar, posto que cada etapa mapeada pode ainda na 
prática ser vista como um subprocesso a ser detalhado em menores partes, até o nível das 
menores tarefas a serem realizadas. Deste modo, são necessárias diversas simplificações 
para obtenção de um primeiro mapeamento das principais etapas do processo, como será 
exposto ao longo deste projeto. 
12 
 
5. CARACTERÍSTICAS DO FPSO DO ESTUDO DE CASO 
O estudo de caso será uma Unidade Flutuante tipo FPSO convertido a partir de um 
navio petroleiro (como é o caso mais comum das plataformas do tipo no Brasil) do tipo 
VLCC, com capacidade aproximada de 250.000 ton deadweight. Tomando como 
referência o cenário offshore da Bacia de Campos (região mais explorada da costa 
brasileira), o FPSO estará localizado a cerca de 100 km da costa do Rio de Janeiro. A 
Tabela 1 sumariza as principais características do FPSO deste estudo de caso, relevantes 
para as análises subsequentes. 
 
Tabela 1 - Principais características do FPSO estudado 
Características Principais 
Dimensões principais 
Comprimento: 320 m 
Boca: 54 m 
Pontal: 30 m 
Peso Leve (após conversão) 47000 ton 
Quantidade de risers conectados 
34 no total, incluindo risers e umbilicais de 
controle. 
Tipo de amarração Sistema Spread Mooring. 
Quantidade de amarras 
18 amarras divididas em: 
2 grupos de 4 amarras cada e outros 2 grupos 
de 5 amarras cada. 
Sistema de Offloading 
2 estações de offloading (uma na proa e uma 
na popa), cada uma com uma linha de 20 
mangotes, armazenados em carretel. 
 
13 
 
6. CONTEXTO REGULATÓRIO 
Em junho de 2017 o mercado de reciclagem de navios e plataformas passou a ser 
reconhecido pelas autoridades nacionais através da Portaria nº 790 do Ministério do 
Trabalho, que alterou a NR34 acerca da indústria de construção e reparo naval. Assim, 
uma alternativa a ser estudada para os estaleiros brasileiros aumentarem sua 
produtividade e contribuirem para a geração de emprego e renda é através da reciclagem 
de navios e plataformas [14]. A seguir são expostas as principais legislações 
internacionais que atualmente regem a atividade do descomissionamento: a Convenção 
de Basiléia, a Convenção de Hong Kong e o Regulamento Europeu 1257/2013. 
6.1. Convenção de Basiléia (CB) 
A Convenção de Basiléia foi adotada em 1989 pela UNEP e trata do controle da 
movimentação entre países de materiais perigosos e sua disposição. Entrou em vigor em 
1992 e está centrada no controle de todo tipo de material perigoso, independente da 
origem; apesar disso, em 2002, a CB publicou especificamente um Guia Técnico para 
Gestão do Desmantelamento Sustentável Total ou Parcial de Navios [15], com o objetivo 
de orientar países que almejem estabelecer instalações aptas para o desmantelamento de 
navios em seus territórios. Acredita-se que tais diretrizes são relevantes no contexto do 
descomissionamento seguro, mas existem críticas quanto à orientação da gestão de 
materiais durante o processo da reciclagem, e de fiscalização destes ao final do processo 
[14]. 
6.2. Convenção de Hong Kong (HKC) 
Em maio de 2009, a IMO adotou a Convenção de Hong Kong [16] exclusivamente 
para a indústria de reciclagem de navios, com o objetivo de procedimentar e padronizar 
o processo de reciclagem com foco na segurança, incorporando requisitos e certificações 
que atentam para todo o ciclo de vida do navio. Em linhas gerais, a ação do armador de 
enviar a Unidade para ser reciclada em um dado Estaleiro deve ser validada pelo Estado 
de Bandeira através do DASR (Document of Authorization to conduct Ship Recycling). 
Este documento atesta que o estaleiro está autorizado a conduzir a reciclagem de navios 
e para ser emitido, o estaleiro deve cumprir com uma série de requerimentos estabelecidos 
na Convenção. Entre eles destacam-se o SRFP (Ship Recycling Facility Plan) e o SRP 
14 
 
(Ship Recycling Plan), que devem ser elaborados pelo estaleiro e validados pela 
Autoridade Local. Além disso, a Convenção estabelece que toda Unidade a ser reciclada 
deve possuir um IHM (Inventory of Hazardous Materials). 
O Plano da Instalação para Reciclagem de Navios (SRFP) é um documento do 
estaleiro que deve considerar a segurança ocupacional, o treinamento dos trabalhadores, 
a proteção do meio ambiente e da vida humana, além de considerar procedimentos de 
resposta a emergência e sistemas de monitoramento [16]. Em suma, deve descrever a 
metodologia e os processos técnicos adotados no estaleiro necessários a uma reciclagem 
sustentável, de forma alinhada com a gestão de materiais perigosos. 
O Inventário de Materiais Perigosos (IHM) de uma Unidade descreve os materiais 
por sua natureza, classificação e localização no navio, garantindo a rastreabilidade destes 
durante a execução dos procedimentos contidos no Plano de Reciclagem do Navio (SRP). 
O SRP é o plano específico para uma dada Unidade que inclui a sequência de 
descontaminação e remoção de materiais e líquidos pré-corte e a sequência de corte em 
si, de maneira prática e segura, além da separação, quantificação e disposição dos 
materiais previamente mapeados no IHM [17]. 
Para que a Convenção entre em vigor, ao mínimo 15 países precisam ratificar a 
Convenção, tal que suas frotas combinadas representem 40% da arqueação bruta da frota 
mundial; mais ainda, a arqueação bruta somada dos navios reciclados por esses países 
precisa ser ao menos 3% da frota total dessespaíses. Até o momento (Agosto de 2019), a 
Convenção ainda não entrou em vigor, pois apenas 13 países a ratificaram, representando 
29,42% da arqueação bruta mundial [18]. 
6.3. Regulamento Europeu 1257/2013 
Como uma tentativa de evitar que navios de bandeira europeia sejam enviados para 
desmantelamento em praias asiáticas, o regulamento europeu para reciclagem de navios 
nº 1257/2013 foi criado, entrando em vigor em 30 de dezembro de 2013 e tendo a maior 
parte de suas disposições aplicáveis desde 31 de dezembro de 2018. O regulamento 
determina requerimentos aplicáveis durante todo ciclo de vida útil do navio, até a sua 
reciclagem, estabelecendo parâmetros para proteção ao meio ambiente e saúde 
ocupacional. Suas duas áreas de foco principais são a gestão de materiais perigosos a 
bordo dos navios sob bandeira europeia, e requerimentos para a reciclagem sustentável e 
segura dos mesmos [19]. 
15 
 
Ele incorpora a convenção de Hong Kong na gestão de materiais perigosos, indo 
além ao estabelecer critérios mais restritivos para a seleção do estaleiro que realizará a 
reciclagem, pois torna inelegíveis para certificação as instalações que realizam a prática 
de desmonte de navios em praias, o que não é vetado de acordo com os critérios 
exclusivamente da Convenção de Hong Kong [14]. Os principais requerimentos do 
Regulamento Europeu 1257/2013 para estaleiros de reciclagem de navios, que se 
destacam e vão além da Convenção de Hong Kong são [20]: 
• Funcionar a partir de estruturas construídas (Artigo 13º, nº 1, alínea c). 
• Prevenir efeitos adversos para a saúde humana e o meio ambiente, incluindo 
demonstrações de que todos os vazamentos são controlados, em especial nas 
zonas entremarés (Artigo 13º, nº 1, alínea f). 
• Assegurar que materiais perigosos e resíduos do processo de reciclagem 
apenas sejam manipulados em solos impermeáveis com sistemas de 
drenagem eficazes (Artigo 13º, nº 1, alínea g, subalínea i). 
• Assegurar o rápido acesso aos equipamentos de intervenção de emergência, 
como os equipamentos e veículos de combate a incêndio, ambulâncias e 
gruas, ao navio e a todas as zonas do estaleiro de reciclagem de navios 
(Artigo 13º, nº 1, alínea h). 
• Assegurar que a instalação de gestão de resíduos receptora funcionará 
segundo normas de proteção da saúde humana e do meio ambiente 
equivalentes às normas pertinentes internacionais e da União Europeia 
(Artigo 15º, nº 5). 
 
A União Europeia mantém uma lista de estaleiros aprovados para a atividade em 
todo mundo, e navios de bandeira europeia somente devem ser enviados para tais 
instalações aprovadas e certificadas. Tal restrição poderia representar uma oportunidade 
para estaleiros do Brasil de se adequarem à atividade e entrarem na lista de instalações 
certificadas, como uma alternativa para reaquecer o mercado nacional. 
Para estaleiros localizados fora da União Europeia, essa inclusão é feita através de 
uma aplicação submetida à Comissão Europeia. Essa aplicação é composta de: um 
formulário de aplicação, uma cópia da certificação do estaleiro emitida por um 
Verificador Independente e uma cópia do SRFP [19]. Os Estados Membros da UE que 
participam do Comitê do Regulamento Europeu para Reciclagem de Navios então votam 
16 
 
pela inclusão ou não do Estaleiro analisado pela Comissão Europeia. As etapas do 
processo de verificação dos estaleiros de reciclagem localizados fora da UE são descritas 
na Figura 10 a seguir. 
O verificador independente deve ser autorizado de acordo com a legislação nacional 
do país que opera. No âmbito do Regulamento Europeu, a independência e aptidão desta 
entidade verificadora poderia ser demonstrada através da conformidade com a norma 
ISO/IEC 17020, que define os requisitos para o funcionamento de diferentes tipos de 
organismos de inspeção [20]. No contexto brasileiro, a Coordenação Geral de 
Acreditação do Inmetro (Cgcre) é o órgão responsável pela acreditação de verificadores 
independentes, entitulados Organismos de Avaliação da Conformidade (OACs), segundo 
os requisitos estabelecidos na norma ABNT NBR ISO/IEC 17020:2012 [21], mas existe 
uma lacuna a ser preenchida em relação a acreditação de organismos que realizam 
inspeções na área de estaleiros de reciclagem. 
 
 
Figura 10 - Etapas do Processo de Verificação de Estaleiros de Reciclagem Localizados 
fora da UE. Retirada de [20]. 
17 
 
7. PRINCIPAIS DESAFIOS PARA A SUSTENTABILIDADE NO ESTUDO DE 
CASO 
7.1. Bioinvasão por Coral-Sol 
Os recifes de corais estão entre os ecossistemas mais diversificados do mundo e são 
de grande importância econômica, pois fornecem às comunidades locais diversos bens e 
serviços [24], como alimentação, turismo ou matéria-prima para a indústria farmacêutica. 
Todavia, a presença de espécies invasoras como o coral-sol (Figura 11), entre outros 
fatores, vem ameaçando a biodiversidade dos recifes de corais brasileiros. 
 
 
Figura 11 - Coral-sol. Retirada de [26] 
Em 1980, foi registrada pela primeira vez a presença do coral-sol no Brasil, em 
plataformas na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro [25]. Segundo levantamento do 
Ministério do Meio Ambiente, duas espécies de coral-sol são encontradas hoje no Brasil: 
Tubastraea coccinea e Tubastraea tagusensis. Essas espécies têm determinadas 
características biológicas que potencializam seu sucesso como bioinvasoras, competindo 
com as espécies nativas e alterando o ambiente marinho [26]. 
As embarcações de modo geral representam vetores não intencionais de introdução 
de espécies exóticas marinhas através das bioincrustações. Segundo [27], no âmbito 
regulatório, não existem regulamentos mandatórios internacionais, ou nacionais, 
especificamente sobre bioinvasão por bioincrustação marinha. No âmbito científico, 
ainda há lacunas quanto ao conhecimento sobre métodos eficazes para controle e 
erradicação das bioinvasões. E no âmbito operacional, há uma grande lacuna quanto à 
18 
 
técnica para remoção e erradicação eficiente das bioincrustações, e à infraestrutura 
logística necessária. 
No que tange o descomissionamento do FPSO, a Tabela 2 a seguir expõe os desafios 
que foram identificados durante o estudo de caso, relacionados à bioincrustação e ao risco 
de bioinvasão de coral-sol nos habitat marinhos da costa brasileira. 
Tabela 2 – Principais desafios relacionados à bioinvasão por coral-sol no 
descomissionamento 
Desafio O que poderia ser feito? 
Consideração do peso adicional nas fases de 
reboque para o estaleiro e desmantelamento em 
si. No caso do transporte oceânico, devem ser 
consideradas ainda as cargas hidrodinâmicas 
causadas pela bioincrustação. 
Limpeza mecância com ROVs ou AUVs de novas 
tecnologias voltadas para limpeza de cascos 
submersos; eliminando a necessidade de limpeza 
por mergulhadores, considerada uma atividade de 
alto risco para o trabalhador e que pode 
contribuir para a disseminação das espécies se 
não houver devida contenção. 
Caracterização das espécies dominantes na 
bioincrustação do casco do FPSO, para 
identificação de espécies bioinvasoras que 
estariam sendo transportadas. 
Filmagem com ROVs e análise das imagens por 
uma empresa especializada. 
Ausência de legislação nacional mandatória 
específica para o transporte de Unidades 
Marítimas bioincrustadas na costa brasileira. 
Seguir as orientações do Comitê de Proteção ao 
Meio Ambiente da IMO (MEPC/IMO), 
especialmente a Resolução MEPC.207(62); e as 
orientaçãos da IPIECA (Associação global da 
indústria de óleo e gás para assuntos ambientais), 
especialmente o Guia para prevenção e gestão de 
espécies invasoras. 
 
Cabe ainda comentar o desafio da seleção do estaleiro para envio do FPSO a ser 
reciclado no que tange à contaminação por coral-sol. Existe atualmente um debate quanto 
à possibilidade de enviar navios contaminados com coral-sol para locais sem a presença 
da espécie invasora. Ou seja, a necessidade de preservação da área ainda nãocontaminada 
pode inviabilizar a escolha do estaleiro para desmonte. Tal requisito ainda está em 
discussão entre autoridades brasileiras, mas certamente é um desafio para estaleiros que 
queiram se especializar em desmonte de plataformas no Brasil. 
 
19 
 
7.2. NORMs – Materiais com Ocorrência Natural de Radioatividade 
Historicamente, observa-se incrustações e depósitos de natureza inorgânica em 
unidades de produção offshore de óleo e gás constituídos principalmente de BaSO4 
(sulfato de bário) e CaCO3 (carbonato de cálcio) contendo Rádio, elemento naturalmente 
radioativo, proveniente da formação dos reservatórios [28] [29]. Essas incrustações e 
borras contendo material naturalmente radioativo podem ser encontradas principalmente 
em [28]: 
• tubulações e válvulas do sistema de água produzida; 
• balcão de risers (chegada das linhas advindas dos poços produtores); 
• tanques de rejeito (slop tanks) e de água fora da especificação para descarte 
(OffSpec tanks); 
• Vasos separadores; 
• Trocadores de calor; 
• Válvulas choke e headers das linhas de produção; 
 
Os resíduos NORM são portanto os materiais remanescentes do processo industrial 
do FPSO contaminados por radionuclideos de origem natural que estão presentes nas 
incrustações e borra de alguns equipamentos, tubulações e tanques. Durante a fase de 
operação do FPSO, a presença de NORM e o seu nível de atividade devem ser 
monitorados, para que não ultrapassem os limites de exposição dos trabalhadores e 
indivíduos do público definidos pela CNEN [30]. Atividades de limpeza e 
descontaminação periódicas devem ser realizadas e acompanhadas por um supervisor de 
proteção radiológica certificado pela CNEN. Em casos mais críticos, preocupa-se com a 
necessidade de parada não programada da produção para limpeza das incrustações, que 
podem chegar a reduzir a capacidade de produção da planta do FPSO e comprometer a 
eficiência operacional. 
Segundo a NBR 10.004, que classifica os resíduos sólidos quanto ao risco ao meio 
ambiente e à saúde pública, os resíduos podem ser classificados de acordo com a Tabela 
3. 
 
20 
 
Tabela 3 - Classificação de resíduos sólidos segundo a NBR 10.004 
Classificação do Resíduo Definição 
Classe I: Resíduos perigosos 
Apresentam inflamabilidade, corrosividade, 
reatividade, toxicidade ou patogenicidade. 
Classe II-A: Resíduos não-
perigosos e não-inertes 
Apresentam propriedades como biodegradabilidade, 
solubilidade em água e combustibilidade. 
Classe II-B: Resíduos não-
perigosos e inertes 
Resíduos que não tem nenhum de seus constituintes 
solubilizados a concentrações superiores aos padrões 
de potabilidade de água, quando submetidos a um 
contato dinâmico ou estático com água destilada ou 
desionizada à temperatura ambiente. 
 
Portanto, no âmbito do descomissionamento, surge a necessidade de gerir resíduos 
NORM, classificados periogosos (Classe I). Quando não está mais prevista qualquer 
utilização para esse material radioativo, ele é considerado rejeito NORM. A lei federal 
10.308 (2001) suportada pela Norma CNEN 8.02 estabelece as normas para o destino 
final do rejeito NORM, e define os seguintes tipos de depósitos: 
• Depósito inicial: destinado ao armazenamento de rejeitos radioativos cuja 
responsabilidade para administração e operação é do titular responsável pela 
instalação geradora dos rejeitos. 
• Depósito intermediário: destinado a receber e, eventualmente, acondicionar 
rejeitos radioativos, objetivando a sua remoção para um depósito final. 
• Depósito final: onde é feita a deposição dos rejeitos sem intenção de 
removê-los. 
Atualmente, o fluxo de gerenciamento desse resíduo contendo NORM ainda não 
está completamente normatizado pela CNEN, o que representa um desafio para o 
descomissionamento. Todavia, serão abordados alguns processos críticos dentro do 
contexto de elaboração de um Plano de Gerência de Rejeitos Radioativos. Para tal, são 
considerados os processos apresentados em [31], as diretrizes da Norma CNEN NN 8.01 
[32] e conversas com especialistas da CNEN: 
Em primeiro lugar, são identificados os itens contaminados contando com acessoria 
externa de fornecedores qualificados creditados pelo CNEN, seguido de avaliação do 
nível de radiação e contaminação. A partir de então as áreas podem ser classificadas de 
acordo com a Norma CNEN 3.01. 
21 
 
O segundo processo a ser considerado é a limpeza desse material. Devem ser 
considerados os casos de borra em tanques de rejeitos e tanques de água produzida 
contendo NORM e incrustações contendo NORM em equipamentos, válvulas ou 
tubulações. Existe uma etapa de limpeza dos mesmos offshore, com acompanhamento de 
um supervisor de proteção radiológica certificado pela CNEN, e também onshore durante 
a remoção de materiais perigosos no estaleiro. 
No caso de limpeza offshore, geralmente o material é acondicionado em tambores 
e enviado para um porto receptor. A infraestrutura do porto selecionado deve conter 
licenciamento ambiental específico IBAMA e licenciamento CNEN para realizar os 
serviços de segregação, armazenamento temporário, transporte e destinação para um 
depósito especializado [31]. Deve ainda contar com equipamentos específicos para 
movimentação de carga como guindastes, empilhadeiras, etc. 
No caso da limpeza e descontaminação feitas no estaleiro, o serviço deve ser 
realizado por uma empresa licenciada pela CNEN. Para o licenciamento, a empresa deve 
possuir um plano de gerência de rejeitos radioativos, um plano de tratamento de efluentes, 
um plano de proteção física de trabalhadores e um processo de verificação da 
descontaminação. Os equipamentos serão avaliados segundo os níveis estabelecidos no 
Anexo V da Norma CNEN 8.01, abaixo do qual o material pode ser descontaminado e 
reaproveitado, e acima do qual a contaminação radioativa não é removível e o mesmo 
deve ser tratado como rejeito [32]. 
Além disso, de acordo com especialistas da área, existe a necessidade de limpeza 
também em equipamentos metálicos que estejam contaminados por incrustações de 
chumbo, e deve ser verificada a possibilidade de descontaminação ou necessidade de 
descarte dos mesmos como resíduo. 
Posteriormente é feita a segregação que, a depender do caso, pode ser feita pelo 
porto receptor do material ou pelo estaleiro, levando em conta o estado físico, 
características perigosas (explosividade, combustibilidade, inflamabilidade, 
corrosividade e toxicidade química) e demais características do material (compactável, 
putrecível, etc). Uma vez segregado, deve ser feito o armazenamento temporário em uma 
área exclusiva para as embalagens contendo rejeitos com NORM, devidamente isolada, 
sinalizada e monitorada. A instalação deve conter procedimentos claros para o manuseio 
dos materiais e respostas de emergência. 
Enfim, é feito o transporte para o local de destinação. Os meios de transporte devem 
possuir instrumentos de fixação adequados, devem ser devidamente monitorados e estar 
22 
 
em conformidade com a Norma CNEN 5.01 (Transporte de Material Radioativo). Os 
rejeitos contendo NORM podem ser dispensados no sistema de coleta de resíduo urbano, 
a depender do nível de contaminação, ou depositados em depósitos licenciados, que 
podem ser superficiais ou subsuperficiais (cuja profundidade fica a cargo de uma análise 
de segurança). Por último, ressalta-se que em 2019 foi licenciada a primeira alternativa 
de depósito final de rejeitos contendo NORM no Brasil, através da empresa prestadora de 
serviços em radioproteção LINCE [33]. 
O Porto Receptor selecionado para o estudo de caso, que atende os requisitos 
mínimos para implementação de um Plano de Gerência de Rejeitos Radioativos é a Base 
Brasco Caju, no Rio de Janeiro. A base conta com 65 mil m² de área total, 508 m de 
comprimento de cais linear e uma Central de Resíduos com área contida [31]. A Figura 
12 ilustra a Base Receptora selecionada. 
 
 
Figura12 - Base da Brasco no Caju, Rio de Janeiro. Retirada de [31] 
 
23 
 
8. PRINCIPAIS ETAPAS DO PROCESSO DE DESCOMISSIONAMENTO DO FPSO ESTUDADO 
O fluxograma apresentado na Figura 13 a seguir compreende as principais atividades do processo de descomissionamento do FPSO abordado 
no estudo de caso. Estas estão separadas em pré e pós remoção do local de operação para o estaleiro. Em seguida, as etapas serão explicadas através 
de um análise qualitativa. Será abordada posteriormente uma avaliação preliminar do tempo de execução de cada etapa. 
 
Figura 13 - Principais Etapas no Descomissionamento do FPSO do Estudo de Caso. 
24 
 
8.1. Etapas Pré Remoção do Local 
8.1.1. Limpeza dos Tanques 
Deve ser feita previamente à chegada do FPSO ao estaleiro uma limpeza dos 
tanques, para remoção de borra e resíduos a serem devidamente tratados e descartados. 
Nos tanques de carga, ocorre uma primeira etapa de lavagem com óleo cru (COW – Crude 
Oil Washing) para remoção de resíduos do óleo produzido fixados nas anteparas e 
estruturas do tanque. Esse resíduo em geral é composto de substâncias que são 
hidrofóbicas e portanto necessitam de lavagem com óleo cru. 
Em seguida é feita a lavagem com água. Esta geralmente é feita com água 
produzida, proveniente do processamento do óleo advindo dos reservatórios, mas também 
pode ser usada água do mar ou até da chuva. Durante a operação (tanto de lavagem com 
água quanto com COW), o sistema de gás inerte é essencial, para manter o teor de 
oxigênio abaixo de 8% e a pressão positiva dentro do tanque, impedindo a formação de 
uma atmosfera inflamável [34]. O rejeito da lavagem dos tanques de carga é enviado para 
o tanque de rejeitos sujos através da bomba de carga, e depois descarregado para um navio 
aliviador. 
Após a limpeza, o tanque precisa passar por um processo de purga (purge) e por 
fim ventilação. A purga consiste em injetar gás inerte no tanque até que o teor de 
hidrocarbonetos seja menor que 2% para que, na ventilação subsequente, não haja a 
criação de uma atmosfera inflamável no tanque. Logo após a purga, o tanque é ventilado 
através de um sistema fixo ou ventiladores portáteis (o tanque precisa estar 
completamente isolado dos outros tanques nessa etapa), até que a condição “livre de gás” 
seja atingida: pelo menos 21% de oxigênio e no máximo 1% LFL (indicador de gás 
inflamável) [34]. A partir dessa condição, a entrada nos tanques é permitida. Neste ponto, 
pode existir uma etapa adicional de remoção manual de borra com jatos d’água. 
 
25 
 
8.1.2. Limpeza do Topside 
As áreas do topside – tubulações, equipamentos, vasos etc – classificadas como 
contendo hidrocarbonetos devem ser lavadas para a remoção de hidrocarbonetos 
residuais, visando eliminar o risco de explosões e incêndios durante o processo de 
descomissionamento, principalmente na fase de corte com trabalho a quente. Etapas que 
são da prática padrão na indústria para a limpeza dos itens do topside são [35]: 
• Despressurização: liberação de gases de hidrocarbonetos através do sistema do 
flare, ou enviados para o sistema de gás combustível. Após a despressurização, os 
sistemas são isolados e bloqueados. 
• Drenagem: antes do isolamento de equipamentos com acúmulo de hidrocarbonetos, 
os mesmos devem passar por um processo de drenagem para remoção desses 
resíduos contendo hidrocarbonetos. 
• Purga e lavagem: a lavagem em geral é feita num primeiro estágio com água, e em 
alguns casos pode ser seguida de lavagem com vapores; posteriormente é feita a 
purga com gás inerte. 
Os seguintes equipamentos devem ser considerados como potenciais para 
localização de hidrocarbonetos residuais [35]: transformadores, resfriadores, separadores, 
trocadores de calor, embalagens de armazenamento de biocidas e tintas, bombas, 
geradores, motores e coletores de óleo. 
8.1.3. Remoção dos Mangotes de Offloading 
O sistema de offloading é dotado de duas estações, uma na proa e outra na popa, 
em extensões no convés principal construídas durante a conversão. Essa configuração em 
duas estações é motivada pela segurança e continuidade operacional. Nesse cenário, a 
estação de proa é preferencial por ser posicionada mais distante das acomodações, 
enquanto a estação de popa é usada em casos de condições ambientais mais severas ou de 
falha na estação de proa [36]. Cada estação conta com uma linha de mangotes flutuantes 
armazenados em carretel (a Figura 14 ilustra um exemplo) e um cabo de arranjo 
específico denominado hawser, para amarração do FPSO com o navio aliviador. 
Inicialmente é preciso desconectar a linha de mangotes de offloading de óleo que 
está armazenada em carretel no FPSO, que pode ser reaproveitada. Essa operação é 
considerada usual durante a fase de produção da Unidade, posto que periodicamente os 
mangotes devem ser inspecionados em terra. O processo é realizado com o auxílio de 
26 
 
uma embarcação de apoio do tipo AHTS (Anchor Handling Thug Supply), que possui em 
seu convés uma estrutura resistente e com espaço para o manuseio, desconexão das seções 
e acondicionamento apropriado. Algumas embarcações desse tipo já possuem também 
um carretel em seu convés principal. Nesse caso, é feita a transferência direta da linha 
montada do carretel do FPSO para o carretel do barco de apoio, podendo ser seguida da 
desmontagem das seções ainda a bordo do AHTS ou não. Outros recursos utilizados nessa 
etapa são: pau de carga, cabo mensageiro, flanges cegos para vedar os mangotes das 
extremidades da linha, cintas de carga, cabos de aço e manilhas de conexão. 
 
 
Figura 14 – Linha de mangotes de offloading acondicionados em carretel. Cortesia da 
Royal IHC. 
8.1.4. Limpeza e Desconexão dos Risers 
O FPSO analisado possui 34 dutos (contando risers, umbilicais de controle, etc) 
que precisam ser desconectados e passarão pelo seu próprio projeto de 
descomissionamento, que não será tratado dentro do escopo da Unidade, como ressaltado 
no Capítulo 1. De acordo com [37], antes da desconexão, os dutos passam por um 
processo de inspeção e em seguida limpeza. A inspeção externa é feita por mergulhadores, 
até uma determinada profundidade (cerca de 50 m) e a partir daí, por veículos de operação 
remota chamados ROVs (Figura 15). Para inspeção interna e identificação dos resíduos 
incrustados, são utilizados dispositivos de intervenção de dutos chamados PIGs (Figura 
16). 
27 
 
 
Figura 15 - ROV realizando inspeção submarina com transdutor de ultrassom. Retirado 
de [38] 
 
 
Figura 16 - Exemplo de PIG utilizado em inspeção interna de dutos. Retirada de [39] 
 
A limpeza geralmente é mecanizada com uso de PIGs ou com agentes 
limpantes/neutralizadores. Tal processo é necessário devido às parafinas e hidratos 
depositados nas paredes dos dutos de produção [40]. Após a limpeza, é feita a lavagem 
dos dutos, com água do mar tratada ou outro fluido inerte, até que o duto atinja o 
requerimento mínimo de 30ppm de óleo em seu conteúdo [37]. O conteúdo residual, 
dependendo de sua natureza, pode ser reinjetado no reservatório ou recolhido no FPSO 
para ser disposto em terra, operação que conta com um PSV de apoio e uma base logística 
em terra. Outra alternativa é ainda o tratamento desse fluido na própria Unidade, nos casos 
em que a planta de processo inclui este tipo de operação. 
O método de desconexão abordado após a limpeza dos dutos pode contar com o 
recurso de uma embarcação de apoio offshore do tipo PLSV (Figura 17) para receber os 
risers e umbilicais que serão desconectados do FPSO, pórem, devido aos custos de 
afretamento de uma embarcação de apoio desse porte, também pode ser utilizada como 
alternativa uma embarcação do tipo AHTS. 
28 
 
Outros recursos utilizados na operação são: guincho de pull-out do FPSO, cabos de 
aço do guincho principal e auxiliar, cabo e guincho da embarcação de apoio, cabo 
mensageiro, câmeras submarinas para monitoramento da operaçãoe uma equipe de 
mergulho. Um esquema da configuração da chegada dos risers no FPSO é apresentado 
na Figura 18. 
 
 
 
 
 
 
Figura 17 - Exemplo de embarcação tipo 
PLSV. Cortesia de Subsea7. 
 
 
Figura 18 - Configuração da chegada do 
riser no FPSO. Adaptada de [41]
A operação começa com a retirada do spool que liga o riser à planta de produção 
da Unidade. Em seguida, é feita a conexão e tensionamento do guincho de pull-out nos 
acessórios de topo do riser para sua descida, seguido da desmontagem do hang-off do 
riser (dispositivo ligado ao I-Tube superior que sustenta o riser no balcão). Nesse 
momento, a tensão do riser é transferida do hang-off para o guincho. Então, ocorre a 
liberação do enrijecedor de curvatura ligado à boca de sino (posicionado embaixo do I-
Tube inferior), que passa a ser sustentado por talhas tensionadas. O riser então desce pelos 
I-Tubes, sustentado pelo guincho de pull-out. Quando a primeira manilha da lingada de 
topo do riser fica abaixo da boca de sino, a embarcação de apoio se aproxima e após 
repetidas manobras náuticas com cabos auxiliares, o cabo do guincho principal do barco 
de apoio pode ser conectado pelo mergulhador na lingada de topo do riser. Nesse 
29 
 
momento, a carga do riser é transferida do guincho da Unidade para o guincho do barco 
de apoio, que recolhe o cabo até receber o riser. 
8.1.5. Desconexão do Sistema de Amarração 
O FPSO possui o sistema de amarração por múltiplos pontos (Spread Mooring 
System), composto de 18 amarras divididas em 2 grupos de 4 amarras na popa e outros 2 
grupos de 5 amarras na proa (Figura 19). Esse tipo de amarração fixa as duas extremidades 
do navio restringindo seus movimentos. O aproamento do FPSO na posição ancorada 
considera a melhor resposta aos esforços resultantes das condições ambientais, o arranjo 
dos equipamentos submarinos e o alinhamento com os navios aliviadores [42]. 
 
Figura 19 – Ilustração do sistema de amarração do tipo Spread Mooring em vista de topo. 
 
Já as linhas de ancoragem são compostas por trechos de amarra alternados com 
trechos de cabos de poliéster. Tal configuração é escolhida devido à baixa relação 
massa/resistência dos cabos de poliéster, sua maior capacidade de restauração e menor 
peso resultante na Unidade; combinados com a maior resistência à abrasão das amarras, 
utilizadas nas regiões de maior impacto (fundo e topo), e na região central, para minimizar 
movimentos na linha causados por correntes [8]. 
Uma alternativa de desconexão é através do corte das amarras conectadas ao FPSO, 
na região do poliéster inferior próximo à amarra de fundo. Porém, antes do processo de 
corte começar, deve ser realizada a inspeção das amarras com um ROV para assegurar a 
30 
 
integridade da operação. São necessárias ao menos duas embarcações tipo AHTS para 
apoio da operação. Um AHTS “principal” para segurar e tensionar a linha a partir da 
amarra de topo e recolhê-la em seu convés após o corte, e um AHTS de corte equipado 
com ROV. Além disso, serão necessários até 4 rebocadores, que entrarão em ação quando 
o número de amarras conectadas for inferior ao necessário para manutenção da posição 
do FPSO. 
A sequência de corte proposta neste método é baseada na sequência de instalação, 
ou seja, uma amarra retirada de cada grupo por vez (por exemplo: Proa BB – Proa BE – 
Popa BB – Popa BE). O corte é feito com uma garateia de corte ligada ao AHTS de corte 
por um cabo tensionado. A operação de corte é assistida por um ROV. Após cortada, a 
linha é recolhida no convés do AHTS principal, que durante a operação se mantém 
posicionado próximo ao fairlead do FPSO sustentando a linha com uma garateia ligada 
por um cabo tracionado, para evitar tensões excessivas no fairlead. 
 
31 
 
8.2. Operações para Autorizar a Entrada do FPSO no Estaleiro 
A sequência de atividades necessárias para autorização do envio da Unidade para 
reciclagem elaborada de acordo com a HKC e [14] é descrita na Figura 20 abaixo. A partir 
dessa estrutura, os Estados Membros podem propor e implementar processos 
complementares, como é o caso do Regulamento Europeu 1257/2013. 
Previamente, o estaleiro deve estar autorizado pelo Estado de Bandeira, 
considerando suas características físicas e sua capacidade de reciclagem em LDT. Nesta 
etapa entra em ação o regulamento europeu que, para os Estados de Bandeira da União 
Europeia, limita a seleção para uma instalação que seja certificada de acordo com os 
requisitos do Regulamento. O estaleiro por sua vez deve aceitar as Unidades que atendam 
os requisitos da HKC e que contem com a documentação prévia necessária para 
reciclagem especificada na Convenção. 
 
Figura 20 - Fluxo de atividades necessárias para autorização do envio da Unidade para 
reciclagem segundo a HKC. 
 
Dessa forma, o processo de enviar a Unidade para ser reciclada é validado tanto 
pelo Estado de Bandeira, quanto pela Administração Local que autoriza o estaleiro. Os 
documentos principais que regem o processo (DASR, IHM, SRFP e SRP) e 
principalmente a certificação do estaleiro frente à Comissão Europeia garantem que o 
projeto seja feito de maneira sustentável. 
32 
 
8.3. Etapas Pós Remoção do Local 
Antes da operação de reboque oceânico para o estaleiro de reciclagem, uma série 
de decisões e atividades devem ser realizadas como preparação para a viagem. Como por 
exemplo [43]: verificação da integridade dos cabos de reboque e demais equipamentos 
para amarração da Unidade nos rebocadores, verificação das luzes de navegação, possível 
reforço estrutural de tanques de carga e reparo de guinchos. Além disso, deve ser 
elaborado um plano de reboque, incluindo a quantidade de barcos de apoio e demais 
recursos envolvidos na operação, a rota, velocidade de navegação e bollard pull 
necessário. A prática mais comum de mercado envolve que o plano seja elaborado de 
acordo com Guias Internacionais de referência - sendo inclusive uma exigência por parte 
de seguradoras - como o Guia da Sociedade Classificadora DNV GL: DNVGL-ST-N001 
– Sec.11 - Sea Voyages. 
Também de acordo com [43], cerca de 1 a 2 meses de antecedência à viagem deve 
ser realizado um HAZID (uma reunião para identificação de riscos) com as principais 
partes interessadas, incluindo operadores e clientes, para garantir a segurança do processo 
de reboque para o estaleiro autorizado. Requerimentos legais para a autorização da 
viagem pela Autoridade Local e o Estado de Bandeira também devem ser acessados com 
antecedência. 
8.3.1. Chegada no Estaleiro e Remoção dos Módulos 
Aapós a chegada ao estaleiro, foram abordadas para este estudo de caso duas 
locações no Brasil cuja capacidade seja suficiente para receber o FPSO. Optou-se por 
selecionar dois estaleiros com características físicas diferentes, para que seja possível 
explorar dois métodos de reciclagem diferentes. 
O primeiro estaleiro selecionado é o Atlântico Sul, localizado no Complexo 
Industrial Portuário de Suape, município de Ipojuca, em Pernambuco, estado do Nordeste 
brasileiro. O estaleiro conta com capacidade de processamento de 160 mil toneladas de 
aço/ano, 1,62 milhão m² de terreno, área industrial coberta de 130 mil m² e um dique seco 
de 400 m de extensão, 73 m de largura e 12 m de profundidade. O dique é servido por 
dois pórticos de 1.500 ton/cada, dois guindastes de 50 ton/cada e dois de 35 ton/cada [22]. 
O FPSO é levado até o dique fechado e alagado, cuja água é posteriormente 
bombeada para fora, onde são removidos primeiro os módulos da planta de processo. 
Uma vez no dique seco, o FPSO pode então ser desmantelado em blocos, com o uso dos 
33 
 
pórticos e guindastes do estaleiro, em uma área completamente contida minimizando o 
risco de poluição ambiental. A Figura 21 ilustra a infraestrutura do Estaleiro Atlântico 
Sul. 
 
 
Figura 21 – Vista de satélite em perspectiva do Estaleiro Altântico Sul. Retirada de Google 
Maps.O segundo estaleiro selecionado foi o Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), no Espírito 
Santo, estado do Sudeste brasileiro. O empreendimento é capaz de processar 4 mil 
ton/mês de aço e conta com uma área total de 825 mil m² e um cais de 740 m de 
extensão [23], apropriado para o método de descomissionamento denominado pela 
Comissão Europeia Alongside (“lado a lado” em tradução livre), por ser resistente e 
extenso. Neste método, o FPSO é atracado em um cais em águas abrigadas e desmontado 
de cima para baixo com guindastes, a partir de cortes mecânicos verticais, sem que as 
áreas de corte entrem em contato com a água do mar. As atividades de corte são tomadas 
até que a estrutura remanescente do casco possa ser içada de uma vez [17]. 
O estaleiro dispõe de 2 guindastes de 50 t cada, localizados sobre trilhos ao longo 
do seu cais, uma cábria com capacidade de içamento de até 3600 t e um pórtico paralelo 
ao cais com 150 m de extensão e capacidade de 300 t de içamento, em uma área de 
montagem de blocos capaz de dar suporte à remoção dos módulos da planta de processo, 
ao desmonte das estruturas e separação de materiais. O calado limite na região do cais é 
de 15,5 m e não representa uma limitação para o FPSO estudado. A Figura 22 a seguir 
mostra a estrutura física do EJA. 
34 
 
 
Figura 22 – Infraestrutura do Estaleiro Jurong Aracruz. Cortesia de Sembcorp Marine. 
 
8.3.2. Remoção de Equipamentos Relevantes 
O FPSO, em seu topside, apresenta um vasto aparato necessário para o 
processamento primário da produção, que consiste essencialmente em receber a mistura 
proveniente dos poços produtores, processar e estabilizar o óleo cru, e separá-lo da água 
produzida e do gás natural. O óleo produzido é armazenado em tanques de carga e 
posteriormente transferido para os navios aliviadores; a água produzida é descartada após 
tratamento até as especificações requeridas; o gás natural é comprimido, tratado e 
utilizado como gás combustível ou gas-lift para os poços de produção, ou exportado via 
gasoduto. 
Um esquema genérico das principais atividades presentes no topside é apresentado 
na Figura 23. A planta do topside é separada em módulos, que contemplam os sistemas 
da produção e também sistemas de Utilidades que dão suporte à atividade principal da 
Unidade. 
 
35 
 
 
Figura 23 - Esquema genérico do processamento primário da produção no topside de um 
FPSO. Retirada de [36] 
 
A prática de mercado mais comum no contexto do descomissionamento é a de 
aproveitamento do máximo de equipamentos instalados possível, após avaliadas as 
condições de depreciação e possível contaminação dos mesmos. Além disso, são 
aproveitados os sobressalentes (peças e equipamentos) que compõem o almoxarifado da 
Unidade. Atualmente, a prática mais comum no mercado é a de venda do navio para os 
chamados scrap buyers, que fazem a análise de depreciação e aproveitam os 
equipamentos, para posteriormente vender o navio como sucata para estaleiros com pouca 
ou nenhuma infraestrutura. Uma proposta alternativa é o próprio estaleiro adquirir os 
equipamentos e revender os mesmos após sua avaliação e condicionamento. A Figura 24 
a seguir apresenta as opções para destinação de tubulações e equipamentos, após a 
avaliação dos mesmos, de acordo com [35]. 
36 
 
 
Figura 24 - Opções de disposição para equipamentos relevantes e tubulações do topside. 
Adaptado de [35]. 
8.3.3. Descontaminação e Remoção de Materiais Tóxicos 
O estaleiro deve desenvolver um Plano de Reciclagem da Unidade (SRP) que inclui 
a sequência de remoção de materiais e líquidos previamente à fase de corte, além de 
apresentar a sequência de corte a ser feita de forma segura. A localização dos materiais 
perigosos é sinalizada no plano, e as estruturas e equipamentos são identificados de 
acordo com o tipo e quantidade de materiais perigosos presentes. De posse dessa 
informação, o estaleiro pode elaborar e aplicar os procedimentos que serão seguidos 
durante o trabalho de desmantelamento da Unidade [17]. Se não houver um Inventário de 
Materiais Perigosos (IHM) para suportar o plano, deve ser feita uma inspeção no estaleiro, 
com as devidas análises e retirada de amostragens, para suportar a elaboração do SRP. 
Ainda antes da fase de corte propriamente dita, o navio precisa estar livre do 
máximo de materiais perigosos possível. A remoção prévia completa dificilmente é 
factível, posto que uma série de materiais classificados perigosos se encontram em regiões 
do navio que só serão acessadas após iniciada a fase de corte. Sendo assim, a remoção 
continua na fase de corte, conforme as regiões vão se tornando acessíveis. De acordo 
com [15] e [44] os seguintes materiais merecem destaque durante a etapa de remoção de 
materiais perigosos pré-corte: 
 
• Amianto e materiais contendo amianto: 
Quando materiais contendo amianto são desintegrados, o mineral se fragmenta em 
fibras muito finas, às vezes invisíveis aos olhos, que ao serem inaladas representam sérios 
riscos à saúde do trabalhador, incluindo a possibilidade de câncer de pulmão e outras 
doenças. O estaleiro deve proporcionar o isolamento destas regiões contendo amianto 
37 
 
para realização apropriada da remoção, com sistema de ventilação, monitoramento do ar, 
EPIs específicos e ermeticamente fechados para os trabalhadores e embalagens próprias 
para esse resíduo. Além disso, áreas de descontaminação para as roupas e ferramentas 
devem ser fornecidas nas instalações do estaleiro. 
 
• PCBs (bifenilas policloradas): 
PCBs são compostos utilizados principalmente na fabricação de líquidos isolantes 
térmicos. No Brasil, sua fabricação, comércio e importação são proibidos desde 1981, 
mas podem ser encontrados em diversos materiais e equipamentos a bordo de navios no 
fim da vida útil, como transformadores, capacitores, materiais isolantes, tintas, entre 
outros. Os PCBs devem ser removidos com o uso de EPI adequado para evitar o contato 
com a pele ou inalação. O armazenamento temporário desse resíduo no estaleiro deve ser 
estanque, para impedir o contato do mesmo com o ambiente externo, deve ser separado 
de outros materiais perigosos e devidamente sinalizado. Para os equipamentos contendo 
PCBs, deve ser avaliada a possibilidade de descontaminação ou necessidade de descarte. 
 
• Óleos e combustíveis: 
Os principais riscos associados a esses materiais são incêndios e explosões, mas 
também devem ser considerados vazamentos ou intoxicação de trabalhadores. Portanto, 
o estaleiro deve possuir um plano de resposta de emergência e de prevenção para o caso 
de incêndios ou vazamentos. Outros recursos disponíveis: tambores específicos para 
armazenamento, sistemas de drenagem, de contenção, separadores de óleo e água, 
solventes limpantes e dispersantes. 
 
• NORMs: 
É necessário fazer a descontaminação de tubulações e componentes metálicos que 
podem conter NORMs na forma de incrustações ou contaminações de chumbo, como 
abordado no Capítulo 0. Dessa forma, é avaliada a possibilidade de reaproveitamento dos 
mesmos, ou necessidade de descarte em depósitos específicos. 
 
• Pinturas e revestimentos: 
Tintas e revestimentos contendo componentes metálicos para previnir corrosão e 
anti-incrustantes são frequentemente usados e pode ser necessário removê-los antes da 
fase de corte, se forem altamente inlamáveis ou tóxicos. Para isso, antes de cortar uma 
38 
 
superfície pintada, deve ser feita a avaliação da composição da tinta ou revestimentos 
presente. A remoção, quando necessária, normalmente é feita de uma das três maneiras a 
seguir: Remoção mecânica, remoção química (com aplicação de solventes) ou jateamento 
de material abrasivo (por exemplo finas lâminas de aço) em alta pressão. Os flocos 
removidos contendo metais pesados devem ser armazenados sem possibilidade de 
dispersão. 
 
• Materiais contendo SDOs: 
SDOs são substâncias químicas destruidoras da camada