Contrato de três anos com a italiana RINA poderá mobilizar até 83 especialistas para avaliar dutos, risers e equipamentos submarinos, colocando em evidência uma decisão cara e delicada para a indústria do petróleo: quando ainda vale a pena manter uma estrutura em operação?
A Petrobras fechou um contrato de € 11 milhões, aproximadamente R$ 68 milhões, com a multinacional italiana RINA para avaliar equipamentos e estruturas que permanecem no fundo do mar. O acordo, anunciado oficialmente pela RINA nesta quinta-feira (5 de novembro de 2026), terá duração de três anos e poderá mobilizar até 83 engenheiros e técnicos especializados no Brasil.
O número de profissionais chama atenção, mas está longe de ser o aspecto mais curioso dessa história.
O que realmente importa é a natureza das decisões que essas avaliações poderão ajudar a tomar. Afinal, algumas estruturas submarinas podem continuar funcionando por mais tempo, enquanto outras precisarão passar por processos de desativação.
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E essa diferença pesa no bolso.
Substituir equipamentos offshore pode exigir operações complexas, embarcações especializadas e investimentos elevados. Por outro lado, manter uma estrutura funcionando sem as condições adequadas representa um risco que nenhuma economia justifica.
É nesse limite entre prolongar a operação e reconhecer que chegou a hora de parar que entra o contrato com a RINA.
A empresa italiana realizará estudos de integridade, confiabilidade e extensão da vida útil de dutos, risers e outras estruturas submarinas. O acordo também contempla projetos de descomissionamento, nome dado ao processo de encerramento das operações e destinação de instalações que deixaram de ser utilizadas.
O que existe no fundo do mar que exige um contrato de R$ 68 milhões?
Quem observa uma plataforma de petróleo na superfície dificilmente imagina a quantidade de equipamentos que trabalham abaixo dela.
A produção offshore depende de uma rede de tubulações, conexões e sistemas submarinos. Parte dessa infraestrutura transporta fluidos entre os poços, as instalações de processamento e as unidades de produção.
Entre os componentes mais importantes estão os dutos e os chamados risers.
Os dutos permitem o transporte de fluidos, enquanto os risers fazem a ligação entre sistemas submarinos e unidades instaladas na superfície.
O problema é que essas estruturas não trabalham em condições simples.
Elas ficam expostas à pressão, à corrosão, aos esforços mecânicos e às mudanças de temperatura. Dependendo das características do projeto, também precisam resistir a movimentos e cargas que se repetem durante anos.
Com o passar do tempo, esses fatores podem comprometer o desempenho dos materiais.
Isso não significa que um equipamento antigo esteja necessariamente danificado. Significa que sua condição precisa ser conhecida antes de qualquer decisão sobre a continuidade operacional.
É justamente essa avaliação que a Petrobras está contratando.
De acordo com o comunicado oficial da multinacional italiana, o trabalho inclui avaliações de integridade de dutos e risers, estudos de confiabilidade e análises de extensão da vida útil dos ativos.
Entre as metodologias previstas estão FMEA, FMECA e RAM, utilizadas para examinar possíveis falhas, seus efeitos e aspectos relacionados à confiabilidade, disponibilidade e manutenção dos sistemas.
Na prática, os resultados poderão indicar a necessidade de manutenção, novas avaliações ou outras medidas.
Em determinados casos, também poderão contribuir para o planejamento da retirada de estruturas que chegaram ao fim de sua utilização.
Até 83 especialistas poderão participar do contrato, mas isso não significa 83 novas vagas
O acordo prevê a possibilidade de mobilização de até 83 engenheiros e técnicos especializados durante os três anos de execução.
Segundo as informações divulgadas pela RINA, aproximadamente 45 profissionais altamente qualificados já integram sua equipe.
Portanto, existe espaço para uma ampliação do contingente envolvido nas atividades. Isso, porém, não representa a confirmação de 38 novas contratações.
A mobilização dependerá das necessidades dos projetos e da organização dos serviços.
O trabalho exigirá conhecimentos específicos em engenharia offshore, integridade estrutural, análise de confiabilidade e planejamento de operações submarinas.
São atividades que demandam avaliações detalhadas e conhecimento das condições de funcionamento de cada sistema.
Um duto instalado no fundo do mar, por exemplo, não pode ser tratado como uma tubulação convencional. Sua localização, as condições ambientais e as dificuldades de acesso tornam qualquer intervenção mais complexa.
Por isso, as decisões sobre manutenção, continuidade ou desativação precisam ser fundamentadas em informações técnicas.
O contrato de três anos permitirá desenvolver essas análises ao longo do período previsto, embora o anúncio não detalhe o cronograma de cada atividade.
A questão mais delicada é saber até quando vale a pena manter equipamentos antigos funcionando
Existe uma discussão recorrente na indústria do petróleo que raramente chega ao público: um equipamento deve ser substituído simplesmente porque atingiu a vida útil originalmente prevista?
A resposta não é tão simples.
A vida útil de projeto considera determinadas condições de operação. Entretanto, o comportamento real de uma estrutura pode variar conforme seu histórico de utilização, as cargas suportadas e os processos de deterioração.
Em algumas situações, avaliações técnicas demonstram que o equipamento ainda apresenta condições de funcionamento seguro.
Nesses casos, pode ser possível prolongar sua utilização, desde que os requisitos técnicos e regulatórios sejam atendidos.
Essa alternativa tem uma consequência econômica evidente.
A substituição de estruturas submarinas pode envolver a fabricação de novos componentes, contratação de embarcações especializadas e execução de operações complexas no mar.
Além disso, determinadas intervenções podem afetar a disponibilidade dos sistemas de produção.
Evitar uma substituição desnecessária, portanto, pode representar uma economia importante.
Mas existe o outro lado.
Prolongar a vida útil não significa insistir no funcionamento de um equipamento a qualquer custo.
Se as avaliações identificarem condições incompatíveis com a segurança exigida, a continuidade operacional poderá depender de intervenções ou deixar de ser tecnicamente aceitável.
É por isso que os estudos de integridade e confiabilidade têm tanto peso.
Eles ajudam a separar aquilo que ainda pode ser utilizado daquilo que exige outra solução.
A própria RINA destaca que o objetivo do contrato é apoiar a continuidade segura das operações em unidades ativas e o planejamento responsável das intervenções em estruturas que chegaram ao fim de seu ciclo operacional.
No contrato com a multinacional, essa será uma das principais frentes de trabalho. Contudo, não há informações que permitam afirmar que estruturas específicas da Petrobras já tenham sido consideradas inadequadas.
Quando a estrutura não pode continuar operando, começa outro problema no fundo do oceano
Retirar equipamentos submarinos de operação também está longe de ser uma tarefa simples.
Uma instalação offshore pode permanecer conectada a diferentes sistemas, apresentar limitações de acesso e exigir procedimentos específicos antes de qualquer intervenção.
É nesse momento que entra o descomissionamento.
Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o processo envolve o encerramento das atividades e a destinação das instalações de exploração e produção de petróleo e gás.
Dependendo das características da instalação, podem ser necessárias operações de desconexão, remoção, tratamento ou outras medidas previstas nas normas aplicáveis.
A decisão também precisa considerar os riscos ambientais.
Isso porque encerrar a produção não significa que todas as responsabilidades sobre os equipamentos desapareçam.
A ANP estabelece regras específicas para essas atividades por meio da Resolução nº 817/2020, que disciplina o descomissionamento de instalações de exploração e produção de petróleo e gás natural.
Entre os requisitos estão a avaliação de alternativas técnicas, o planejamento das intervenções e a consideração dos impactos ambientais.
Outro detalhe merece atenção: nem todo equipamento desativado precisa obrigatoriamente ser retirado de forma integral.
As alternativas dependem de avaliações técnicas e das exigências regulatórias de cada situação. Conforme esclarece a ANP em suas perguntas frequentes sobre descomissionamento, soluções diferentes da remoção total precisam de justificativa técnica e avaliação comparativa.
Portanto, o fato de a Petrobras contratar estudos de descomissionamento não significa que todos os sistemas analisados serão removidos.
O objetivo é fornecer elementos para planejar o encerramento das operações quando isso se mostrar necessário.
Gigante italiana assume estudos em uma área onde decisões erradas podem custar caro
A escolha da RINA coloca uma multinacional especializada em serviços técnicos diante de um desafio conhecido pela indústria offshore brasileira.
A empresa atua em atividades de engenharia, inspeção, certificação e consultoria, incluindo serviços voltados aos setores marítimo e de energia.
No acordo com a Petrobras, o foco estará nas análises de integridade, nos estudos de confiabilidade, na extensão da vida útil e no planejamento de descomissionamento submarino.
O valor de € 11 milhões corresponde aos serviços previstos para o período contratual.
Não se trata, portanto, de um investimento anunciado para construir plataformas ou instalar novos sistemas de produção.
Também não foram identificados, nas informações apresentadas sobre o acordo, os campos petrolíferos, as plataformas ou os equipamentos específicos que serão avaliados.
Essa ausência de detalhes impede afirmar que determinada instalação esteja comprometida ou que já exista uma decisão de retirada.
Ainda assim, o escopo do contrato deixa evidente a importância das avaliações técnicas para a administração da infraestrutura offshore.
Um exemplo da complexidade desse tipo de trabalho aparece em um estudo técnico publicado na Revista Técnica da Universidade Petrobras, que examina o agrupamento de atividades de descomissionamento de sistemas submarinos conectados a manifolds.
O estudo aborda dificuldades relacionadas ao planejamento, à limpeza, às desconexões e ao gerenciamento de riscos dessas operações.
Embora não trate especificamente do novo contrato com a RINA, o trabalho ajuda a compreender por que o encerramento das atividades submarinas exige preparação técnica.
Uma estrutura pode continuar em funcionamento durante anos, mas sua permanência em operação precisa ser sustentada por condições verificáveis de segurança.
E, quando essas condições deixam de existir, a decisão sobre o encerramento das atividades exige planejamento.
Petrobras terá de lidar com duas contas difíceis: o custo de substituir equipamentos e o risco de mantê-los funcionando
O contrato de aproximadamente R$ 68 milhões reúne duas atividades que parecem seguir caminhos opostos.
De um lado, a Petrobras quer avaliar a possibilidade de prolongar a utilização de equipamentos submarinos. De outro, precisa planejar o descomissionamento daqueles que chegaram ao fim de sua operação.
Na realidade, as duas frentes fazem parte do mesmo problema.
A indústria de petróleo depende de estruturas complexas, instaladas em ambientes onde manutenção, substituição e retirada podem exigir operações de grande porte.
Por isso, a decisão sobre o futuro de cada equipamento não pode se apoiar exclusivamente em sua idade ou no custo de substituição.
É necessário conhecer sua condição técnica e os riscos associados à continuidade do funcionamento.
A dimensão desse desafio também aparece em outro estudo da Revista Técnica da Universidade Petrobras sobre a evolução do descomissionamento offshore no Brasil, que examina o encerramento da vida produtiva de instalações e a destinação de plataformas, sistemas submarinos e poços.
Além das questões técnicas, existe uma responsabilidade financeira.
A ANP mantém regras sobre garantias financeiras de descomissionamento, destinadas a assegurar recursos para o cumprimento das obrigações relacionadas ao encerramento das operações.
Isso significa que o planejamento da retirada ou destinação de equipamentos não é apenas uma decisão operacional. Também envolve compromissos regulatórios e financeiros.
Os estudos contratados junto à RINA poderão contribuir para esse processo ao longo dos próximos três anos.
O anúncio mostra que a administração de instalações existentes continua exigindo investimentos, mesmo quando não envolve a construção de uma nova plataforma ou a perfuração de outro poço.
No fim das contas, o desafio não é simplesmente fazer um equipamento durar mais. É determinar, com segurança, se ele ainda deve continuar trabalhando.
E fica uma questão para o setor offshore brasileiro: diante dos custos elevados de substituir estruturas no fundo do mar, prolongar a vida útil dos equipamentos é uma decisão econômica inteligente ou uma estratégia que exige cautela cada vez maior?
