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AQUAVIA: Brasil aumenta poder naval para proteger reservas de petróleo

De Gerard Aziakou (AFP)

SAO PAULO, Brasil — No momento em que tenta obter o status de grande potência, o Brasil reforça seu poder naval no Atlântico Sul com um ambicioso programa submarino para proteger suas enormes reservas de petróleo em águas profundas e projetar sua influência crescente.

A potência emergente já ostenta a posição de maior Marinha da América Latina, mas para um país com uma frota envelhecida, que inclui o porta-aviões São Paulo — originalmente da Marinha francesa –, nove fragatas de fabricação britânica e cinco submarinos movidos a diesel, uma modernização é fundamental.

“A frota atualmente é inadequada para realizar suas missões” no Atlântico Sul, uma área para a qual Brasília olha com atenção por seu alto valor estratégico, disse à AFP Nelson During, editor-chefe do site DefesaNet.

Como parte da Estratégia de Defesa Nacional apresentada em 2008, a Marinha ficou encarregada de desenvolver uma força para proteger as enormes reservas de petróleo do pré-sal, a bacia do Rio Amazonas e seus 7.491 quilômetros de costa.

Os campos de petróleo, localizados no sudeste da costa do país podem conter mais de 100 bilhões de barris de petróleo de alta qualidade, de acordo com estimativas oficiais.

Em um discurso ao comando da Marinha em junho, a presidente Dilma Rousseff ressaltou que esse desenvolvimento, incluindo a aquisição do primeiro submarino do país de propulsão nuclear, representa um importante “instrumento de dissuasão”.

No começo deste mês, o almirante Luiz Umberto de Mendonça disse a um painel do congresso que cerca de US$ 117 bilhões seriam necessários em 2030 para financiar o projeto, incluindo a aquisição de 20 submarinos convencionais, seis de energia nuclear e a criação de uma segunda frota que ficará em uma base no Nordeste.

Mas During disse que esses planos estão “totalmente fora da realidade por causa do corte de 26% no orçamento de defesa, que é de R$ 15 bilhões”, acrescentando que a Marinha recebe apenas um terço desse total.

“Não temos dinheiro e a defesa não é a prioridade no Congresso”, acrescentou During. “Há um sentimento de que somos um grande país em paz com o mundo, sem conflitos externos”.

Eric Wertheim, um analista do Instituto Naval dos EUA, em Annapolis, disse que o Brasil, com “uma poderosa economia e cerca de 200 milhões de pessoas deve ter condições de defender seus campos de petróleo em águas profundas e a região da Amazônia”.

“O país (deve) também estar pronto para um futuro imprevisível que pode incluir demandas como escoltar navios mercantes que estão vulneráveis a ataques de piratas do outro lado do mundo”, disse Wertheim à AFP, que edita o Guia do Instituto Naval para Frotas de Combate do Mundo.

O recente vazamento de petróleo de um poço operado por uma empresa de energia dos EUA próximo à costa do Rio de Janeiro “mostrou como a Marinha estava despreparada para lidar com essas emergências”, disse ele.

A peça principal do desenvolvimento naval é o programa ProSub, pelo qual a França vai fornecer quatro submarinos diesel-elétricos e ajudar a desenvolver os componentes não-nucleares do primeiro submarino de propulsão nuclear de ataque rápido do Brasil.

Exceto pelo primeiro submarino, que deve estar pronto por volta de 2016, todos os demais estão sendo construídos, com transferência de tecnologia francesa, na base naval de Itaguaí e em um estaleiro próximo ao Rio.

O Brasil já tem a tecnologia de enriquecimento de urânio necessária para produzir combustíveis nucleares e quer usá-la para alimentar o submarino.

Mas During considera que, por causa dos repetidos atrasos, o submarino nuclear de US$2,66 bilhões não deve ficar pronto antes de 2025.

Além do seu valor de dissuasão, um submarino nuclear pode dar ao Brasil status e credibilidade a sua ambição de se tornar membro permanente do Conselho de Segurança da ONU, acrescentou.

O Brasil também pretende representar o Atlântico Sul, tendo em vista seus laços comerciais crescentes com países africanos do outro lado do oceano, particularmente as ex-colônias portuguesas como Angola, disse During.

Alguns estrategistas brasileiros argumentam que o Brasil deve se tornar “a potência naval dominante no Atlântico Sul, sem excluir as outras”, acrescentou.

No ano passado, o ex-ministro da Defesa Nelson Jobim causou surpresa ao descrever que qualquer presença expandida da Otan no Atlântico Sul como inapropriada e alguns legisladores expressaram preocupação quando os Estados Unidos decidiram reativar sua Quarta Frota na área em 2008. Mas During rejeitou esses comentários, chamando-os de “retórica para consumo doméstico”.

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OPINIÕES: O vazamento de óleo

Depois do vazamento de milhares de litros de óleo no Campo de Frade, na Bacia de Campos, de responsabilidade da Chevron, torna-se imperativo dispor de um Plano de Contingência para casos de acidentes desse tipo, reclamado há 11 anos por ambientalistas. E para isso o governo deve, em primeiro lugar, exigir absoluta transparência das atividades das companhias que extraem petróleo na área, sejam concessionárias, seja a própria Petrobrás. Detectado o vazamento no dia 8 deste mês, a 120 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, a Chevron demorou para se pronunciar e, quando o fez, atribuiu a mancha de óleo no mar a uma falha geológica. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) e o Ibama tampouco mostraram apego pela transparência, o que levou a protestos de ambientalistas.

No início, como disse Leandra Gonçalves, coordenadora da campanha de oceanos do Greenpeace, a única fonte de informação era a própria companhia. Somente após uma lenta investigação, a Agência Nacional do Petróleo informou ter havido um “furo” na sapata do poço, que levou a sonda a atravessar uma falha geológica. O presidente da empresa no Brasil, George Buck, admitiu então que seus técnicos subestimaram a pressão do reservatório, devido a erro de cálculo na injeção de lama pesada para impedir o retorno do óleo pela tubulação até a superfície do mar.

Agora, passado um bom tempo, aumentaram as suspeitas da ANP. Segundo os especialistas da agência, o acidente pode ter sido devido ao emprego pela Chevron de uma sonda com capacidade para perfurar a 7.600 metros, chegando à camada do pré-sal. Nota-se que o petróleo no Campo de Frade é encontrado a menos da metade dessa profundidade, não havendo necessidade, portanto, de ir além. A empresa nega essa irregularidade, afirmando que a perfuração abaixo do subsolo foi de apenas 2.279 metros. A suspeita foi suficiente para a abertura de um inquérito pela Delegacia de Meio Ambiente e do Patrimônio Histórico da Polícia Federal, que julga ter havido crime ambiental e trabalha também com a hipótese de a Chevron ter utilizado uma sonda com capacidade para perfurar além do limite.

Segundo Nilo Azambuja, ex-presidente da Associação Brasileira de Geólogos do Petróleo, as conjecturas surgidas em relação às causas do vazamento não podem ser consideradas definitivas. Mas, qualquer que seja a conclusão, é estranho que não exista nenhum tipo de fiscalização da ANP para evitar que as empresas exploradoras ultrapassem o limite de profundidade da perfuração determinado nos seus contratos, em face da regulamentação em vigor para o pré-sal. Só agora, depois do óleo derramado, a Agência acusa a Chevron de não ter utilizado um equipamento importante para evitar vazamento, ameaçando a companhia de deixá-la fora da exploração do pré-sal. Já o Ibama, que concedeu licença ambiental para perfuração no local, não previu o risco de liberação de óleo pelas falhas geológicas.

Felizmente, o vazamento parece estar sob controle, a mancha diminuiu e avança em direção ao alto mar, evitando um desastre que poderia poluir seriamente as praias e mangues da costa, como ocorreu no Golfo do México em abril de 2010. Mas nem por isso deixa de haver prejuízos ambientais que impedem a pesca e afetam a biodiversidade da área. O Ibama impôs à companhia uma multa de R$ 50 milhões e outras multas de R$ 100 milhões podem resultar de autuações pela ANP, para servir de exemplo às companhias que exploram petróleo off shore. Também o governo do Estado do Rio estuda reivindicar reparação pelos danos à vida marinha. Estima-se que o custo total da punição à Chevron chegue a R$ 210 milhões. Multas, por mais elevadas que sejam, não revertem os efeitos ambientais. É necessário um verdadeiro plano de contingência, com medidas de prevenção de acidentes sendo revisadas frequentemente. As autoridades brasileiras parecem não ter compreendido até hoje que o domínio da tecnologia de exploração de petróleo off shore, em grandes profundidades, é inseparável da capacidade de prevenir e enfrentar acidentes.

Fonte: http://m.estadao.com.br/noticias/impresso,o-vazamento-de-oleo,801875.htm

RISCOS & PETRÓLEO: Petrobras pode ter de ficar com parte do prejuízo de vazamento em Frade

A Petrobras e a japonesa Inpex, sócias da Chevron no campo de Frade, na Bacia de Campos, poderão ter que arcar com parte dos prejuízos causados pelo vazamento de petróleo ocorrido no dia 7. A estatal responde por 30% da sociedade e tem por prática não contratar seguro contra acidentes ou perdas ocorridas durante a exploração de poços no Brasil. A Chevron, que detém 51,7%, e a Inpex, com 18,3%, chegaram a contratar uma corretora de grandes riscos, mas nenhuma das partes informa se algum seguro chegou a ser feito.

No mercado segurador, o risco que cobre a etapa de perfuração, durante a qual houve o vazamento em Frade, é conhecida como “despesas extras do operador”. Segundo o responsável pela área de óleo e gás do IRB-Brasil Re, Carlos Vinícius Simonini, nesse tipo de apólice são cobertos, usualmente, os custos com o estancamento do vazamento, com a despoluição causada pelo incidente e até uma nova perfuração do poço.

A outra apólice comum para esses casos, exigida pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), é a de responsabilidade civil, que cobre danos causados contra terceiros. Ainda não houve danos pessoais reclamados no caso.

Multas, como as aplicadas pela ANP e pelo Ibama, não são passíveis de cobertura, conforme as práticas do mercado segurador. As multas e indenizações podem custar aos responsáveis pelo poço R$ 260 milhões. Desse total, R$ 78 milhões caberiam à Petrobras e R$ 47,6 milhões à Inpex. Esse valor pode aumentar, já que não inclui despesas operacionais com o vazamento e o aterramento do poço por onde vazou óleo. O Valor apurou que o seguro contra poluição ambiental da Petrobras poderá ser acionado apenas se for caracterizado como “não decorrente de descontrole do poço”.

Fontes próximas à Petrobras explicam que a estatal prefere não contratar a cobertura de despesas extras do operador por entender que o risco inerente à exploração é controlado por ela e, por isso, faz parte do risco do negócio. Ao transferir esse risco para uma seguradora, a Petrobras entende que estaria apenas repassando o benefício do ganho exploratório para um agente financeiro.

A depender dos resultados das investigações sobre as causas do acidente, a conta ainda pode ficar integralmente com a Chevron. Os dois sócios da companhia poderão se valer de uma cláusula constante no acordo de operação conjunta, que os exime da responsabilidade em caso de negligência grave por parte da operadora do poço.

Na série de desinformações protagonizadas pela Chevron, o presidente da companhia no Brasil, George Buck, deu a seguinte resposta à pergunta sobre qual era a seguradora da empresa: “Isso não é importante”. Buck tem repetido que a Chevron assume “total responsabilidade” pelo acidente, isentando a Transocean, dona da plataforma de perfuração, e a BJ Services, do grupo Baker Hughes, responsável pela cimentação.

A Chevron tampouco responde sobre acusações feitas pela ANP de que demorou a responder ao acidente por falta de equipamentos e até do cimento necessário para selar o poço. “Vamos avaliar todas as demandas e respondê-las de acordo com as leis brasileiras”, diz a empresa.

Mesmo que haja cobertura de seguro, o incidente pode redundar em custos financeiros mais elevados no futuro. Segundo José Américo Peón de Sá, assessor da presidência da Confederação Nacional das Empresas de Seguros Gerais (CNSeg), há uma disposição legal que prevê que, uma vez ocorrido o sinistro, as companhias responsáveis pelo risco são obrigadas a lançar em seu passivo o montante proporcional à cobertura pela qual respondem. Isso representa um custo, que é repassado ao prêmio pago na renovação de seguros do mesmo ramo, e não só para a companhia que sofreu o acidente.

“Há uma nítida e imediata tendência ao aumento de preço”, disse Peón de Sá. Ele pondera que esse encarecimento pressupõe a existência da cobertura e depende ainda da dimensão dos danos, que, no caso de Frade, ainda será apurada.

Segundo Ângelo Colombo, diretor de grandes riscos da seguradora Allianz, a mera ocorrência do incidente em Frade não pode ser considerada um fator de elevação do preço do seguro. “É prematuro dizer que o mercado vai precificar em função de aversão a risco”, disse Colombo.

Ele procurou estabelecer diferenças entre o acidente ocorrido no campo de Frade e o do Golfo do México, em março de 2010, que provocou vazamento de 4 milhões de barris de petróleo. Naquele caso, houve mortes e danos materiais no equipamento usado pela operadora BP, e foi o ressarcimento desses danos que provocou o encarecimento do seguro naquela região, entre 10% e 15%.

Mauro Leite, líder da prática de riscos de petróleo e gás da corretora Marsh, acredita que o acidente na Bacia de Campos pode levar o mercado segurador a ser mais exigente para aceitar riscos na região. Conforme a Superintendência de Seguros Privados (Susep), de janeiro a julho deste ano foram pagos R$ 285,8 milhões em prêmios no ramo riscos de petróleo, 137% mais que no mesmo período de 2010.

Os custos com seguro vêm preocupando a Petrobras. Em apresentação feita durante o 1º Encontro de Resseguro do Rio, em outubro, o diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa, mostrou os valores desembolsados pela companhia nos últimos anos e, em um salão repleto de profissionais do setor de seguros, levantou a possibilidade de deixar de renovar sua apólice e fazer “autosseguro”.

Fonte: http://www.valor.com.br/brasil/1105998/petrobras-pode-ter-de-pagar-parte…

VAZAMENTO DA CHEVRON: Lições preliminares

A empresa CHEVRON Brasil (que comprou a TEXACO) vem trabalhando para conter o vazamento de óleo no Campo Frade, na Bacia de Campos, no Rio.  O vazamento começou na quinta-feira, 10 de novembro de 2011, a 120 Km do litoral de Campos no Rio de Janeiro. A expectativa de que o vazamento pode ser pior do que havia sido divulgado no início fez, na semana do acidente, as ações da empresa caírem 3% na bolsa de Nova York.

Segundo a Chevron, todo o óleo vai ser sugado e despejado em instalações da própria Chevron. A Chevron afirmou que os navios que estão fazendo a limpeza “não usam areia nem dispersantes para controlar a mancha”. “As embarcações empregam métodos aprovados pelo governo brasileiro, que incluem barreiras de contenção, ’skimming’ [técnica para retirar o óleo da água] e técnicas de lavagem, para controlar, recolher e reduzir a mancha”, disse a Chevron em comunicado oficial, no qual afirma também que já foram recolhidos “mais de 250 metros cúbicos de água oleosa”. De acordo com a multinacional, 18 navios estão tentando conter a mancha de óleo e não permitir que ela se espalhe. Oito são da própria Chevron e outros 10 cedidos pela Petrobras, Statoil, BP, Repsol e Shell.

Às 12h30 do dia 16 (6 dias após a divulgação do vazamento) começaram os trabalhos de cimentação do poço, passo anterior ao seu ‘abandono’, que significa fechar toda a estrutura aberta durante a perfuração que resultou no acidente com a colocação de lama e cimento.

A causa provável do acidente, segundo a Chevron, é uma falha geológica localizada a cerca de 150 metros de um poço injetor que estava sendo perfurado. SOMENTE ATRAVES DO RELATÓRIO FINAL DA INVESTIGAÇÃO DESTE ACIDENTE PODEREMOS AVALIAR O GERENCIAMENTO DE RISCOS DESTA OPERAÇÃO. MAS PODEMOS LEVANTAR HIPÓTESES PRELIMINARES PARA FATORES CONTRIBUINTES:

1) Falha no estudo geológico do subsolo;

2) Falha no EIA (Estudo de Impacto Ambiental);

3) Falha na precisão do Plano de Contingência;

4) Falha de engenharia nos cálculos do peso da lama e da pressão existente no posso.

Como ocorre em todos os vazamentos de petróleo as medições são apenas estimativas. Portanto, neste caso  – como sempre ocorre nos casos de vazamentos – também há divergência sobre a extensão atual da mancha de óleo, que chegou a atingir 160 quilômetros quadrados. A Agência Nacional de Petróleo (ANP) diz que a área afetada é de 12 quilômetros quadrados. Enquanto a medição da Chevron indica 1,8 quilômetro quadrado. Há ainda as estimativas da SkyTruth, site especializado na interpretação de fotos de satélite para fins ambientais, que a partir de uma imagem da NASA, concluiu que a mancha toma uma área de 2.379 Km quadrados (14,5 vezes o declarado pela Chevron) e que o total derramado pode chegar a 3.738 barris por dia, cerca de dez vezes mais do que o declarado pela Chevron.

Foi formado um grupo de acompanhamento criado para fiscalizar as medidas que vem sendo tomadas pela Chevron Brasil, formado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (IBAMA) e a Marinha do Brasil.

A plataforma envolvida neste acidente, a SEDOC 706, que perfura três poços da Chevron é da TRANSOCEAN, a mesma empresa dona da Deepwater Horizon que estava a serviço da BP no Golfo do México, no pior vazamento de petróleo dos EUA e da história da exploração em alto mar.

A Petrobrás é sócia da Chevron no campo de Frade, com 30% de participação no empreendimento. A petroleira americana, com 51,7%, é a operadora responsável pelas operações. A parceria é complementada pelo consórcio Frade Japão Petróleo, com os 18,3% restantes. O poço com problemas está no campo de Frade, na Bacia de Campos. Sua capacidade de produção é de 75 mil barris de petróleo por dia, que lhe garante o posto de oitavo maior campo do Brasil. No entanto, o poço produziu 80.425 barris de petróleo equivalente por dia em setembro.

A sorte deste dano ambiental não ser maior é que a mancha segue em direção sudeste, para o alto mar, afastando-se da costa.

O que podemos aprender com este acidente?

Que o Plano de Contingência – que é exigido pelo CONAMA, conforme se depreende do post abaixo – precisa ser específico, em conformidade com a operação. Isto é, precisa considerar o óleo do poço (sua viscosidade (vide observação abaixo) e sua densidade (de menor importância). Também precisa considerar a localização da plataforma, do poço, em função dos ventos e das correntes marinhas.

Observação: A viscosidade tem forte influência na aplicação de algumas técnicas de limpeza – dispersantes químicos e skimmers são ineficazes para produtos altamente viscosos – e é também um fator condicionante da dispersão. A viscosidade é fortemente influenciada pela temperatura, e aumenta à medida que o óleo envelhece e aumenta a evaporação das frações leves e formação de emulsão com a água.

Como é feito atualmente? Muitas empresas – NÃO TODAS – interpretam o Plano de Contingência como um custo, contratam uma consultoria mais barata possível, preenchem relatórios bonitos e cheios de gráficos não para utilizá-los, mas apenas para cumprir a exigência legal da Resolução do CONAMA!

Só com rigor, multa e fiscalização, poderemos educar as empresas para os elevados, dinâmicos e complexos riscos da operação off-shore (sejam elas no pós ou no pré-sal). A legislação é excelente mas pode ser melhorada. A Resolução 293 do CONAMA, por exemplo, pode ter diferentes interpretações – quanto a profundidade da exigência – em diversos tópicos importantes. Esta Resolução está no post abaixo.

Autor: @gustavocorrecta

Fonte: http://www.segurado.com.br/bloggustavo/?p=471

ÓLEO & GAS | Maersk Oil investe no pré-sal com R$ 4 bi

A dinamarquesa Maersk Oil fechou um acordo para comprar a empresa SK do Brasil, especializada em offshore, por US$ 2,4 bilhões (pouco mais de R$ 4 bilhões). O negócio inclui três blocos de produção, um dos quais já está operando comercialmente, enquanto os outros dois estão em fase de prospecção.

Segundo o presidente e executivo-chefe da AP Moller – Maersk Group, Nils S. Andersen, a aquisição faz parte de uma “clara estratégia de crescimento da Maersk Oil. Este investimento contribui significativamente para o aumento das reservas Maersk Oil, a longo prazo, bem como para reforçar a posição da Maersk Oil em uma das regiões mais atraentes do mundo para a exploração e produção de petróleo”.

Os blocos adquiridos foram: BM-C-008 que inclui o campo de Polvo (40 por cento de participação, operado pela Devon), BM-C-030, que inclui as possíveis descobertas do campo de Wahoo (participação de 20 por cento, operado pela Anadarko) e BM-C-032, que inclui o campo de Itaipu (27 por cento de participação, também operado pela Devon). A BP adquiriu as operações brasileiras  da Devon e, caso a transação seja aprovada pela Agência Nacional de Petróleo, assumirá a posição de operadora.

Fonte: AP Moller – Maersk

 

PRÉ-SAL | Galp inicia operação da plataforma Cidade Angra dos Reis

Miguel  Prado | jornaldenegocios.pt | 2010.10.27

A Galp Energia, em consórcio com a Petrobras e a BG, inicia amanhã a operação do navio-plataforma (FPSO na sigla inglesa) Cidade de Angra dos Reis, o primeiro sistema definitivo de produção instalado na área de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, no Brasil.

O FPSO está ligado inicialmente ao poço informalmente conhecido como Tupi P1, que será testado tecnicamente até à declaração de comercialidade da jazida, prevista para o final de Dezembro, altura em que estará concluída a interligação do navio-plataforma a outros poços produtores e em que a área de Tupi entrará na fase de desenvolvimento da produção, informou a Galp em comunicado.

Este navio está instalado próximo do FPSO Cidade de São Vicente, que realiza actualmente o teste de longa duração no Tupi, que teve início em Maio de 2009, tendo já produzido cerca de sete milhões de barris de petróleo.

O sistema-piloto, que iniciará actividades após a declaração de comercialidade, complementará os dados técnicos recolhidos durante o teste de longa duração com informações sobre o reservatório e a produção, que, diz a Galp, são “indispensáveis à concepção das futuras unidades que irão operar no pré-sal”.

A petrolífera portuguesa explica ainda que “este FPSO contribuirá também para a melhoria dos projectos de construção de poços e dos sistemas submarinos de recolha de produção, assim como para a avaliação do desempenho de diferentes métodos de extracção de petróleo do reservatório, fundamentais para o desenvolvimento futuro do pré-sal da Bacia de Santos”.

O FPSO Cidade de Angra dos Reis, alugado à empresa Modec, está ancorado numa lâmina de água de 2.149 metros e tem capacidade para produzir, por dia, até 100 mil barris de petróleo e processar até 5 milhões de metros cúbicos de gás. No pico de produção, estarão ligados a esta plataforma seis poços produtores de petróleo, um poço injector de gás, um poço injector de água e outro capaz de injectar água e gás alternadamente.

Comentário

  1. Pela leitura da matéria, deduz-se que a exploração comercial de Tupi não começa agora, diferentemente do que vi em boa parte do noticiário brasileiro, especialmente na TV, superficial como quase sempre.
  2. O início da operação do primeiro sistema definitivo do pré-sal começa com um consórcio que envolve a portuguesa Galp e a britânica BG — fato aparentemente ignorado pela mídia logo depois de um debate no qual a questão do petróleo teve destaque.

Petrobrás anuncia parada de plataforma para manutenção

Plataforma P-33 é alvo de denúncias dos próprios trabalhadores a respeito das condições de segurança

Nicola Pamplona, da Agência Estado

RIO – A Petrobrás informou nesta quarta-feira, 11, que a plataforma P-33, alvo de denúncias a respeito das condições de segurança, passará por uma parada programada para manutenção geral em outubro. Esta manhã, técnicos da Marinha e da Agência Nacional do Petróleo (ANP) embarcaram na unidade para avaliar as denúncias, feitas pelo Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense (Sindipetro-NF), que apontam risco à segurança dos funcionários embarcados.

Até agora, não havia notícias sobre os resultados da vistoria. Marinha e ANP têm entre suas atribuições zelar pelas condições de segurança das plataformas de produção de petróleo no Brasil. Segundo a Petrobrás, a última vistoria certificação da Marinha foi emitida em dezembro de 2009 e continua válida. O Sindipetro-NF, porém, sustenta que há sérios problemas de segurança na P-33, que tem 11 anos de operação no campo de Marlim, na Bacia de Campos.

A embarcação chegou a ser interditada na semana passada pela Delegacia Regional do Trabalho, mas retomou as operações por força de liminar obtida pela Petrobrás na Justiça de Macaé. Em nota distribuída ontem, a estatal reforçou que não há riscos à segurança e informou que parte dos problemas apontados é comum a instalações em “atmosfera extremamente corrosiva, típica de ambientes marinhos”.

A empresa diz, no texto, que a plataforma está “com os reparos devidamente programados”. “No próximo mês de outubro a P-33 realizará sua parada programada para manutenção geral.” As paradas para manutenção são realizadas regularmente em todas as plataformas marítimas de petróleo, às vezes resultando em queda na média mensal de produção de petróleo. A P-33, porém, tem produção pequena, em torno de 20 mil barris por dia.

As denúncias de problemas de conservação foram feitas pelos próprios trabalhadores embarcados, segundo o Sindipetro-NF, que iniciou uma mobilização para interromper as atividades na embarcação. Além da Delegacia Regional do Trabalho, o sindicato levou a denúncia à Marinha, à ANP e ao Ministério Público do Trabalho.

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