Coração embarcado na Petrobrás

Fábio Braga de Azevedo. Eu nasci no Rio de Janeiro, em 24 de fevereiro de 1953.

Eu entrei na Petrobras no dia 21 de janeiro de 1976, através de concurso público. Naquela época, a gente era chamado na universidade. A gente estava lá na universidade, vinha um representante da Petrobras e dava uma palestra convocando os alunos a fazerem o concurso. Foi assim que eu fiz o concurso e passei. Eu estava na Universidade Federal Fluminense, em Niterói.

Curso de Formação Eu entrei na Petrobras, fiz o Curso de Formação de Terminais e Dutos. Foram nove meses, mais ou menos. Terminado o curso, a gente escolhia as vagas por ordem de classificação. Na época, eu escolhi ir pra Aracaju, porque era uma região que estava em desenvolvimento. Área de Dutos O começo do offshore do Brasil foi em Aracaju. E fui pra lá, onde tinha um trabalho que eu estava achando interessante. Eu escolhi essa área porque gostava de transportes, de dutos, tubulações. Tenho vários colegas da minha turma de UFF que entraram pra Petrobras também, que estão até hoje, e escolheram outras áreas. Era uma escolha da gente. Eu fui o único da turma da Fluminense a escolher essa área específica de dutos. Tem outros na área de transporte, outros na área comercial, na área administrativa.

Eu fui para Aracaju no final de 1976. Eu comecei vendo a construção de plataformas, que era o que estava acontecendo na época. E justamente estava terminando a construção de algumas plataformas pra águas rasas, de 30, 40, até 50 metros de lâmina d’água. Depois que a plataforma ficou pronta, fui acompanhar a instalação. Foi o começo dessa parte offshore de instalação. A gente ia pro mar, embarcava numa balsa e fazia a instalação da plataforma. O meu primeiro embarque foi uma instalação de plataforma na área de Aracaju. E, na época, era uma coisa desafiadora. Eu me lembro que era uma jaqueta de Robalo. Era uma plataforma grande, tinha 400 toneladas de peso. Jaqueta é uma estrutura que vai do fundo até o nível do mar, depois vem a plataforma em cima. Era uma coisa desafiadora porque eram 400 toneladas de peso, 410, 420, uma coisa assim. Era um peso absurdo, uma coisa super desafiadora. E eu fiquei um pouquinho nessa parte de montagem de plataforma. Tinha que construir, botar ela, cravar estaca. E, depois, o que acontecia? Não adiantava ter a plataforma. Você precisava ligar a plataforma em alguma coisa pra produzir o óleo. Foi aí que eu comecei também a ver essa parte de dutos, lançamento e instalação dos dutos. A gente falava: “Ah, tem que lançar um duto daqui pra ali. O tubo é tal, é 12 polegadas, é 10 polegadas.” Eles vinham prontos, um projeto, vamos dizer assim. A gente começou fazendo a instalação, a ligação dessa plataforma à outra plataforma ou ao terminal em terra. Foi basicamente esse o início de tudo nessa região de Sergipe, próximo a Aracaju.

O desafio, na época, foi a instalação dessas plataformas. Inclusive, logo depois, teve a plataforma de Camorim 5, que era uma plataforma grande. Isso já foi em 1978, 1979, por aí. E o que aconteceu? Nessa época, já tinha duas balsas no Brasil. A gente, em 1976, 1977, não tinha nenhuma balsa. A BGL, que é uma balsa da Petrobras, chegou ao Brasil no final de 1977. Era uma balsa grande, com um guindaste de 600 toneladas. Hoje já tem de mil toneladas, mas era uma coisa enorme para a época. E, logo depois, uma empresa privada, a Superpesa, trouxe uma outra balsa semelhante a BGL. Então, começamos a trabalhar com essas duas balsas instalando plataformas e lançando dutos. Houve um acidente na BGL com um guindaste e a balsa ficou inoperante durante um tempo. Então, ficamos só com a balsa da Superpesa trabalhando para a Petrobras. E surgiu essa plataforma, a PCM-5 – Plataforma de Camorim 5, para ser instalada. Era uma plataforma grande, de 400 e poucas toneladas, e o guindaste de 600 toneladas. Em termos de mar, não é uma margem muito grande de 400 para 600, porque tem os movimentos, tudo isso. E eu me lembro que todo mundo estava com muito medo, porque já tinha ocorrido um acidente com um guindaste da balsa da Petrobras. Então, ficaram muito tempo parados esperando o mar bom pra poder fazer essa instalação. Foi um momento em que todo mundo estava preocupado porque, se acontecesse alguma coisa com aquela balsa, não teria como instalar a plataforma. Trazer uma balsa de fora sairia muito caro. Ficaram várias semanas esperando uma condição de mar adequada para instalar a plataforma. Foi um momento crítico, delicado. Hoje seria muito simples, mas naquela época foi bem importante. Depois a gente conseguiu instalar, montamos a plataforma e lançamos os dutos em volta, conectando essa plataforma. Deu tudo certo. Foi tudo legal.

Eu fiquei dois anos em Sergipe, na mesma atividade. Essa atividade começou a crescer um pouquinho, justamente quando começou a Bacia de Campos. Foi por volta de 1978, 1979. Começaram a montar no Rio de Janeiro um grupo para instalações, para atender a toda costa brasileira e não só ficar focado na área de Sergipe. E eu vim para cá, junto com um amigo que também trabalhava na Petrobras, o Marcos Guimarães. A gente veio pro Rio para fazer parte desse grupo que estava sendo constituído. Fomos convidados, perguntaram se a gente queria participar. Então, como era no Rio e a minha origem é daqui, eu quis voltar. A gente começou a constituir esse grupo para fazer instalações no mar, mas eu não me lembro o nome do grupo.

Aí começou a Bacia de Campos. A gente começou a instalar o manifold central de Garoupa, o template de plataforma. Começaram a instalar templates antes de montar a plataforma. Quer dizer, enquanto a plataforma estava sendo construída em terra, o pessoal instalava um template, uma guia no fundo do mar, e fazia os poços. A gente adiantava os poços para, quando a plataforma ficasse pronta, colocá-la por cima dessa guia e ligar os poços rapidamente. Seria uma forma de adiantar a produção. Então, a gente começou a instalar esses templates de Enchova, de Garoupa. Essa foi a atividade que a gente começou a fazer naquela época na Bacia de Campos. E o desafio era águas profundas porque, naquela época, 100, 150 metros já era profundo pra gente. Eu acho que tudo era muito feito como extensão do que a gente fazia no raso. A gente, por exemplo, pegava: “Agora é 100 metros. Então, vamos adaptar aquilo que a gente fazia em 20 metros para 100 metros.” Era uma extensão. Tudo era mais ou menos desse tipo, com essa linha de desenvolvimento.

A gente ia adaptando as coisas para atender o que precisava ser feito de instalação. A gente recebia algumas experiências, mas não eram muito boas. Por exemplo, até voltando um pouquinho, quando a BGL chegou no Brasil, ela trouxe pessoas, firmas de fora pra tripular a balsa, fazer os procedimentos de instalação e ensinar como deveriam ser feitas essas coisas. E essa experiência foi muito ruim, entre aspas. A gente esperava que as pessoas soubessem tudo, que fossem os grandes mestres da gente, e não foi assim. A gente via que eles não sabiam muita coisa também. Foi até interessante nesse sentido porque foi um aprendizado de se perceber que eles não eram tão sabichões como se falava. Eles sabiam, mas não tão mais do que nós.

A gente trabalhava junto, estudava, parava: “Peraí, vamos parar, vamos estudar isso, ver como que a gente vai fazer. Vamos fazer isso com cuidado. Como que a gente vai fazer? Step by step. E isso, será que dá certo?” Se tinha dúvida, ia lá, fazia um teste, tentava, experimentava e voltava. Foi um aprendizado mesmo. Muitas vezes, vieram pessoas muito boas, inteligentes, de firmas boas. Eram pessoas muito capazes e, realmente, também aprendemos coisas com eles. Mas eu acho que o passo maior foi quando se começou a trabalhar junto, a tentar mais: “Ah, vamos fazer junto. Como que a gente vai resolver esse problema?” Discute e tenta fazer, tenta implementar uma coisa. No início desse trabalho com os estrangeiros, eles chegavam: “Eu faço tudo, eu sou bom e vocês ficam quietinhos aí.” E eles mesmos viram que não deu muito certo. Eu acho que a coisa melhorou quando se começou a trabalhar mais junto, já na Bacia de Campos, lâmina d’água de 100 metros, por aí. Mas ainda muito como uma extensão do que se fazia no raso. Quando eu falo de extensões, é justamente por isso. Lâmina d’água de 10, 20 metros, é muito fácil, pois o mergulhador vai lá e vê como é que está. Mas 100 metros, pro mergulhador ir ver como está, já é um pouquinho diferente. E a mentalidade da gente ainda era com base no mergulho saturado. “O mergulhador vai lá, pega a manilha, prende aquele cabo, vê se está certo.” Era muito nessa idéia. Aí a gente começou a ver que isso não funcionava. Quando as águas começaram a ficar um pouco mais profundas, 200, 300 metros, foi colocado um limite pra Petrobras: “Não pode mais mergulhar acima de 300 metros. É proibido.” Virou um marco tecnológico que, no meu ponto de vista, foi muito importante. Foi aí que a tecnologia mudou, porque quando você não pode mais ter o mergulhador, você tem que ter uma outra forma de trabalhar.

A minha área também mudou, porque quando você tem que colocar um duto no fundo do mar sem mergulhador, você tem que ter uma forma tecnológica de fazer isso. Por exemplo, você tem um cabo que bota um duto lá no fundo e você tem que soltar esse cabo sem mergulhador. Tem que ter uma ferramenta com um robô que vai lá e corta o cabo. Se você tem uma válvula, tem que ter uma ferramenta com o robô que vai lá e aciona a válvula pra abrir ou pra fechar, mas isso teve que ser desenvolvido. Pra essa área nova foi: como é que vai ser? Tem que ser estudado isso, como que a gente vai fazer essa, qual é a solução que vai dar pra isso? Qual equipamento que a gente vai botar na extremidade do duto para que ele fique operacional? Foram surgindo outras empresas especializadas nisso. Isso se foi estudando junto, não só as ferramentas, os equipamentos, acessórios do duto, mas também a forma de se operacionalizar. Foi realmente um grande passo nessa barreira dos 300 metros, porque realmente começou a mudar. Virou um equipamento, vamos dizer, um ROV ou um robô, um equipamento que tem que ter uma ferramenta. Ele tem que ser engenheirado, tem que ter uma tecnologia que seja capaz de ir lá e resolver o problema sem o homem, com uma câmera, com televisão, com sistema de monitoração, tudo isso transmitido on-line pra superfície pra você poder acompanhar. Você não pode dizer pro robô: “Vai lá e corta o cabo.” É outra abordagem do problema.

Eu comecei em águas rasas. Não senti muito essa adaptação da tecnologia da terra para o mar, porque já existiam algumas plataformas de águas rasas quando eu cheguei. Por exemplo, em Aracaju é até bonito, a gente chegava na praia e via aquela monte de luzinha. Eu, praticamente, não peguei a parte da adaptação da terra pro mar, não vivi muito isso. Então, não sei se foi uma extensão de terra pro mar ou não, mas imagino até que tenha sido.

Essa barreira, essa mudança tecnológica eu acho que foi um desafio grande, porque tudo passou a ser adaptado para o sistema robotizado. Então, com isso, você muda completamente o enfoque do trabalho. Você tem que ter um estudo muito maior, uma tecnologia que realmente funcione. Não pode dar errado, porque se der errado, você não faz. Tem que dar certo. Se der errado, você tem que ter uma saída, ter soluções, tem que estudar todo o contexto, até se der errado. Como você vai resolver aquilo? Que outra forma? Então, isso acho que foi um marco. E aí foram vindo os marcos subseqüentes, quando foi caminhando mais pra águas profundas. Mas tudo dentro dessa linha, de ter uma tecnologia que suporte. Eu me lembro quando a gente instalou um duto em 930 metros, em Marlim. Foi um marco legal. Foi o barco Apache que instalou, era um navio contratado pela Petrobras. Já foi em 1980 e tantos, 90, por aí. Não sei, não me lembro muito bem. Mas já foi um marco, quando estava sendo feito o desenvolvimento no Campo de Marlim. Foi interessante porque foi de pensar: “Será que vai dar certo? Será que vai conseguir?” Foi um recorde da Petrobras. Um duto de aço rígido em águas profundas, a 920 metros, mais ou menos. Foi muito interessante, foi motivador, uma alegria. E tudo com a tecnologia de ROV, de robô, feito sem intervenção, sem poder ir lá e mexer. Depois, deu tudo certo, foi tudo ótimo.

Seguindo até essa linha pra gente chegar lá. O que acontece? Cada vez que vai mais profundo, tem o desafio de se aquela estrutura que você está projetando vai suportar aquilo. Porque as cargas estão cada vez maiores, as extensões são cada vez maiores, os esforços são cada vez maiores. Imagina pegar um duto, um tubo, e botar a mil metros de lâmina d’água, dois mil metros de lâmina d’água. Então, um outro desafio foi quando a gente instalou os dutos de Roncador. A gente ligou três poços à P-36. Até hoje é um duto de aço rígido que está em 1.800 e poucos metros de lâmina d’água de profundidade. Isso já foi mais recente, em 2000, por aí. Mas foi um marco e é até hoje. À medida que aumenta a lâmina d’água, o duto tem que ser mais resistente, tem que suportar. Por exemplo, é só imaginar que você tem um corpo embaixo, com dois mil metros de lâmina d’água, e ele tem que suportar o peso daquela coluna de lâmina d’água. São dois mil metros de água em cima daquele corpo. É um peso monstruoso, enorme. Imagina você pegar uma atmosfera que a gente vive aqui, são 10 metros de coluna de água. Quer dizer, hoje o peso que a gente sente aqui é 10 metros de lâmina de água. Imagina dois mil metros de lâmina de água. É um peso enorme, muito grande. Então, aquela estrutura que você está projetando tem que suportar isso durante todo o processo, desde o momento que está instalando ele, colocando lá no fundo, até depois, no momento que ele vai operar, que são outras cargas. Entram cargas de pressões, do posto de óleo, temperatura, tudo isso. São outros esforços que aquela estrutura, aquele duto, aquele equipamento, aquela válvula, o que quer que seja, tem que suportar. Quer dizer, quando você vai rompendo essas barreiras, você tem que pensar nisso, se aquilo que você está colocando lá vai suportar. E muitas vezes é interessante, porque o momento mais crítico da vida daquele equipamento é no momento da instalação. Existem, no caso de dutos, vamos dizer, as estruturas plets que são ligados ao duto.

O pior momento é na hora da instalação. É a fase mais crítica daquela estrutura. Primeiro porque ele está vazio, vamos dizer assim. Está cheio de ar, com pressão atmosférica dentro e, externamente, está sofrendo a pressão daquele peso todo de água. Para colocar ele no fundo, as tensões são muito altas porque eu tenho que suportar, com embarcação na superfície, todo o peso daquela coluna. Por exemplo, um tubo de dois quilômetros pendurado num ponto. É basicamente isso: dois quilômetros de tubo pendurado num ponto só de uma embarcação, segurando isso. Só esse peso já é enorme, é um peso considerável. Depois, no fundo do mar, ele tem que ser depositado numa certa geometria para que não quebre, senão ele pode romper. Você tem que controlar esse tubo, tem que fazer o estudo de como você vai colocá-lo lá no fundo. Então, muitas vezes, esse é o momento crítico.

A instalação de Roncador foi um momento bem delicado, bem crítico. A gente estava preocupado porque eram 1.800 metros de lâmina d’água. Realmente, foi um marco. E, claro, sempre acontecem alguns imprevistos. O duto, na hora que a gente colocou, saiu da posição, deslizou um pouco no fundo. Ele teve um deslizamento que a gente não esperava, porque o fundo era muito inclinado. E vinha de 1.800 metros até 1.300, onde, mais ou menos, era a posição da P-36. Então, tinha uma subida. Quando a gente colocou ele na subida, tinha uma estrutura, ele deslizou, escorregou. Não esperávamos por isso e tivemos que resolver esse problema. Retiramos, voltamos e colocamos umas aletas de suporte na estrutura pra ficar na posição. Mas foi uma solução no campo, no local. E aí, o que vai fazer? Ninguém pensava nisso. Não se pensava que fosse acontecer. E realmente o solo teve um comportamento diferente do que a gente pensava, como muitas vezes acontece. E o duto deslizou junto e a estrutura que estava na extremidade dele deu uma deslizada. A gente teve que corrigir essa posição e fazer com que não deslizasse mais.

A gente é um órgão de engenharia. Nós fazemos o projeto e fazemos a instalação. A gente não faz só um projeto e vai embora. A intenção é ver como ele foi implementado, ver se deu certo ou não. Isso eu acho super importante. Uma vez que surge essa necessidade de um projeto, vamos dizer, se for uma barreira tecnológica. A gente trabalha muito com Cenpes. Muitas vezes, o Cenpes vem estudando alguma coisa, algum projeto, algum assunto específico, e a gente se junta a eles pra ver pontos críticos, pontos operacionais, para facilitar a instalação daquela estrutura, daquele duto. Por exemplo, desenvolve um projeto pra isso, um projeto do equipamento em si. E, depois, a gente tem que desenvolver também um procedimento de instalação para a embarcação. Muitas vezes, a gente faz isso e vai acompanhar as fases mais críticas, nós embarcamos e acompanhamos essa instalação.

Atualmente, a gente não fica embarcado. No começo, eu trabalhava embarcado. Eu ficava embarcado um período, aí desembarcava e folgava. Eu costumo dizer que ou a pessoa gosta ou não gosta da vida de embarcado. É um estilo. No começo, eu não gostava muito. Gostei durante uma fase, como aprendizado, eu achei ótimo. Depois, comecei a ficar meio cansado. A vida é diferente. Eu não me adaptei muito bem a esse estilo de vida. Quando a gente veio constituir aquele grupo no Rio, aquele grupo veio fazendo procedimento de instalação e depois a gente construiu um projeto. Isso foi mais ou menos em 90. Projetos de Dutos Nessa época, mais ou menos em 1990, foi criado um grupo de projeto mesmo, do qual eu fazia parte. A gente começou a desenvolver projetos de dutos. Fazia procedimentos de instalação e embarcava, quando necessário, para acompanhar uma fase específica desse projeto. Isso eu achei uma forma muito boa de trabalhar, muito produtiva, porque você acompanhava toda a seqüência. A gente basicamente vem trabalhando assim até hoje. Hoje as coisas mudaram um pouco com a criação dos ativos, coisa e tal, mas ainda existem diversas, vamos dizer, barreiras tecnológicas que também estão sendo estudadas pra serem quebradas, implementadas na Petrobras. Isso está sendo feito de uma forma bem mais ampla agora. O Cenpes está muito envolvido e Engenharia também. O que são as tecnologias novas? São, por exemplo, tecnologias de produção em águas profundas. Tecnologias, por exemplo, de colocar um riser tal, uma torre de riser, que é uma forma diferente de se produzir. Instalar uma SCR em uma plataforma, que também é de grande diâmetro, uma tecnologia nova. Instalar um riser híbrido, como a gente chama. Tudo isso são coisas que estão sendo estudadas agora. No momento, a Engenharia está produzindo uma concorrência pra fazer a instalação de um riser híbrido na P-52. Isso vai ser um marco tecnológico também. RISER Imagina um tubo pendurado numa plataforma, tem que ter mais ou menos dois quilômetros de tubo pendurado na plataforma em um ponto. Dessa forma, tem um peso muito grande na plataforma. O que se fez? Está se tentando tirar esse peso. Você coloca um riser em torre, preso no fundo do mar, apoiando, e liga esse riser num tubo flexível da plataforma. É uma forma de você aliviar o peso da plataforma e ter uma estrutura mais leve do riser. Isso é uma tecnologia que a gente está contratando agora pra ser instalado. Deve ser instalada ano que vem. Está sendo feito o contrato agora. Já está terminando, está em fase de julgamento, pra assinar contrato. Aí vai ter uma fase de projeto e depois a fase de instalação. PROCAP Muitas vezes, a gente participa do Procap também, dos grupos, tem diversos grupos, desenvolvendo essas tecnologias. Esse projeto de riser foi uma decorrência disso. Um projeto Procap começou a estudar isso, foi desenvolvendo. O E&P até contratou uma firma pra fazer um estudo desse riser, a gente participou também desse estudo. E agora está sendo contratada uma empresa pra fazer a instalação desse riser, quer dizer, essa empresa vai refazer o estudo, reavaliar todo o projeto e fazer a instalação depois. Já foi considerada como uma tecnologia disponível pra instalação. Nunca foi feito ainda, mas já está considerada como disponível. A gente então vai fazer a instalação ano que vem. Claro que vai ter inúmeras questões, inúmeros desafios a serem solucionados, que a gente nem sabe ainda quais são. Mas terão, certamente, esses desafios. Por exemplo, uma outra tecnologia que também está sendo estudada pra Roncador é um pipe-in-pipe. Pipe-in-pipe é um tubo dentro de outro. Por que botar dois tubos, um dentro do outro? Por questões térmicas, porque o óleo sai quente. Então, se o óleo escoar quente, é melhor. O fluido quente escoa muito melhor do que o fluido frio. Até porque ele tem parafina dentro, então, se ele esfriar, a parafina começa a condensar e fechar o tubo, começa a grudar no tubo e entupir, como uma artéria. Vai entupindo. O objetivo é escoar esse óleo quente. Pra escoar esse óleo quente, tem que isolar o óleo, o tubo, da água fria. Aí você bota isolantes térmicos. Uma forma eficiente de colocar esse isolante térmico é esse sistema que a gente chama de pipe-in-pipe. São dois tubos, um dentro do outro, e você bota isolante térmico entre eles. Esse sistema já existe, mas não no Brasil. A Petrobras nunca usou. Está sendo feito um estudo agora pra se instalar em dois poços Roncador.

O óleo varia muito. O óleo de Roncador, nesse módulo dois da P-52, é um óleo bom. Tem alguns outros óleos, como o de Marlim 3, de Roncador, que já são óleos pesados. Significa que você tem que dispor de tecnologias um pouco diferentes. Nesse caso de óleo pesado, com muita parafina, você precisa de um isolamento térmico muito grande, muito bom. Quando você quer aumentar a vazão de óleos, já é outra tecnologia que você tem que desenvolver. Você tem que desenvolver um produto que seja isolante térmico e que funcione bem naquela condição lá embaixo. Isso não é de prateleira, não é uma lã de vidro que você pega e bota lá. Não é assim. Então, você tem que desenvolver isso e testar. Isso é um exemplo daquilo que falei no começo. Hoje se faz muito assim: você foca numa tecnologia, estuda, desenvolve, faz um protótipo e testa, pra ter certeza de que aquilo vai funcionar. Isso é muito variável porque depende muito de como está essa tecnologia. Se a tecnologia já existe, vamos dizer, até uma certa forma, madura, você tem só que pegar ela, adaptar, aplicar e testar. Muitas vezes, você tem que pesquisar ainda qual é a tecnologia que você vai usar. Aí demora mais. Até posso falar um pouco melhor dessa área de isolamentos térmicos, que é a minha área de especialização. A gente escolheu, isolou diversos materiais que existiam no mercado, e começamos a estudar pra ver se seria possível aplicá-los no tubo, servir de isolamento térmico para o tubo. Fizemos varias alterações. Isso se faz muito em parceria com empresas também. E se aplicou no tubo e se testou, simulou. Fez simulações das condições, por exemplo, de dois mil metros de lâmina d’água e passou em todos os testes, foi aprovado. Então a gente vai instalar ele, realmente usar em campo. Hoje eu acho que tem fazer isso. Algumas tecnologias já estão até disponíveis para uso, a gente já usou. Esses tubos que a gente falou, em Roncador, foram isolados termicamente. Agora, no que está se pensando? Nessa tecnologia de pipe-in-pipe, que é um isolamento um pouquinho diferente e que também já está bem estudado, mas não fez ainda uma instalação. Já fez até protótipos, já testou, mas a gente não instalou nenhum tubo ainda. Deve ser usada agora para Roncador, na P-52. Tem dois poços lá, o P1-18 e o P1-21, em que é necessário que exista esse sistema de pipe-in-pipe. No momento, esse sistema é específico da Bacia de Campos. Mas, certamente, vai ser necessário no Espírito Santo também e em toda vez que você tiver essa característica de óleo, que precisar escoar mantendo a temperatura alta. Quando tiver essa necessidade, você vai ter que usar isso, em qualquer lugar que seja no Brasil. Então, aí que águas profundas é um ponto importante. Porque, em águas profundas, a temperatura é muito baixa. Lá no fundo, geralmente, é na faixa de três, quatro graus. É muito frio. E no Nordeste a água é quente, de 25 a 28 graus. Teve uma notícia que descobriram uns poços de mil metros em Sergipe. Aí já é frio também. E essa tecnologia vai ser usada lá, porque vai precisar. É a mesma questão, cai na mesma situação. MEIO AMBIENTE Uma preocupação da empresa global hoje é com a questão ambiental. Existe um cuidado muito grande quanto a essa questão de vazamentos, de defeitos em equipamentos, válvulas, conexões, interligações, conectores, tudo isso. E a forma que a gente aborda isso é simular os testes em modelos reais exaustivamente, porque acho que a forma de abordar isso é ter muito cuidado. Depois que está lá, não tem muito jeito. Você vai fazer o que? Você pode ter situações pra tentar contornar, mas não vai deixar o problema acontecer. Então, uma forma é tentar simular realmente as condições, simular e testar os equipamentos exaustivamente. Não é que seja difícil, em relação à profundidade, tem uma maneira, claro. O que acontece é que não é fácil fazer uma simulação de algum equipamento em dois mil metros de lâmina d’água. Não existem muitos equipamentos no mundo disponíveis pra isso. Se você for fazer uma coisa mais ou menos assim, você precisa de uma câmera hiperbárica, uma câmera fechada onde você bota o equipamento dentro e pressuriza com uma pressão de dois mil metros de lâmina d’água, que é uma pressão muito alta. Esses equipamentos são muito grandes. Não existem muitos equipamentos no mundo. Fazer isso nem sempre é simples. Tem que se fazer algo que seja razoável, algo que seja pensado, estudado e gerado pra que o resultado seja positivo. Eu diria que temos muita resposta satisfatória.

O único desafio que eu acho crítico hoje é o tempo, com os cronogramas. Porque uma coisa é o lado técnico, querendo testar e se assegurar de que os equipamentos estão bem projetados, outra coisa são os gerentes, cada um na sua função. “Não, peraí, eu preciso desse óleo escoando em tal ano.” “Eu não tenho tempo para fazer esses testes todos.” Eu acho que é um desafio adequar a tecnologia ao cronograma. Na verdade, nem um nem outro devem ser muito radicais. Os dois têm que ser um pouco flexíveis para que a solução seja satisfatória para a Petrobras e para o Brasil, em termos gerais.

Eu acho que, para o Brasil, foi um marco muito importante, não só pra Petrobras. Porque a Bacia de Campos trouxe a Petrobras para o Rio. Embora, a Sede da Petrobras sempre fosse no Rio, ela estava muito focada em Sergipe e Nordeste. A Bacia de Campos trouxe a Petrobras pra cá e trouxe uma produção realmente significativa de óleo. Foi quando os volumes começaram a ser maiores, porque até então se falava muito, tinha aquela história: “Ah, o Brasil não tem óleo, o Brasil não tem petróleo.” Acho que a Bacia de Campos tem esse marco, tem essa função, essa importância de mostrar pra Petrobras e pro Brasil: “Olha, assim não. Existe petróleo no Brasil”, e que está se mostrando hoje. Hoje a produção é grande. O número que eu tenho é de um milhão e 800 mil barris de produção, mas não tenho esse número exato. Eu sei que a auto-suficiência está aí. Está marcado pra 2006, 2007. Quando eu entrei na Petrobras, nem se falava em auto-suficiência não tinha esse parâmetro, não existia. Sempre trabalhei nessa área offshore. A gente não imaginava que fosse instalar um equipamento e produzir petróleo em dois mil metros de lâmina d’água. Em 1980, a gente não imaginava isso. Água profunda era 100, 150, 200 metros. Era um marco. Foi realmente muito rápido. Em 20 anos, foi uma mudança muito grande, em termos até desse foco de ver hoje um Brasil já perto da auto-suficiência e pensar que está se instalando poços, plataformas, dutos, equipamentos, em dois mil metros de lâmina d’água. Existem barreiras, claro, mas não é assim: “Ah, meu Deus, isso não é possível.” É possível e está se fazendo.

As histórias offshore têm as coisas muito peculiares, eu acho que o convívio com o peão, com o trabalhador, que faz a coisa. É muito interessante, tem os ditados, tem essas coisas. Não me lembro especificamente de nenhuma história. É muito interessante você estar num lugar pequeno, como uma plataforma. Então, você está convivendo com todo mundo, está junto, está conversando, está trocando idéia. E o pessoal conta tudo. Você sabe a vida de todo mundo. Se você for uma pessoa um pouco mais atenciosa, tiver um ouvido um pouco mais para isso, você conhece. As pessoas são muito simples, muito abertas, estão muito perto. Você conhece as histórias de todo mundo, as histórias familiares, as histórias pessoais. Hoje mesmo, teve uma pessoa aqui que – é interessante isso – eu estava sentado na minha mesa, telefonou: “Ah, tem uma pessoa querendo falar com você.” Falei: “Ah, quem é? Pode subir.” Aí eu fui conversar com ele, é uma pessoa que, quando eu embarquei em 1976, trabalhava na mesma plataforma. Hoje ele está trabalhando em firma, vai trabalhar mais nessa área comercial de empresa, de conseguir serviço, sempre ligado à Petrobras. Mas foi uma pessoa que está desde aquela época, 1976, e que hoje encontrei por acaso. É o Edílson Costa, foi bom encontrá-lo, é gostoso. A gente ficou até conversando: “Ah, Aracaju, lembra daquela época, não sei o que. Fulano de tal e fulano de tal.”

Hoje a gente faz projetos de dutos. Então, a gente recebe uma solicitação do ativo da Petrobras, dos ativos, para fazer um projeto. E a gente desenvolve o projeto baseado nos dados que esse ativo fornece. Dentro da engenharia, a gente faz a instalação também, a gente acompanha a instalação. O contrato de instalação é feito pelo órgão que trabalha do nosso lado. A gente acompanha a instalação também, testa e entrega de volta para o ativo, para ele operar. Hoje é isso, a gente faz esse projeto. Basicamente, eu estou focado mais ou menos na área de projetos de dutos submarinos, dentro dessa área mais ampla, projeto, instalação, teste e entrega.

A gente acaba voltando a embarcar, eventualmente, dentro das atividades legais, interessantes. Até porque hoje tem um problema de tempo, de serviço. Hoje é uma questão muito séria quanto a isso. Falta gente. Tem muito mais trabalho do que pessoas para fazer e acaba exigindo mais e também não permitindo que você embarque: “Ah, embarca aí e fica 10 dias embarcado.” Ficar 10 dias embarcado significa mais vários dias de folga. Você tira um pedacinho de férias, depois volta a trabalhar, depois tira outro pedaço. Hoje em dia, nesses últimos anos, está muito assim. Acho que não é só para mim, é para todo mundo. Eu não sei o que as outras pessoas estão falando, mas certamente tem muito trabalho, muita coisa pra fazer. E é aquele negócio: “Ah, tem que estar pronto na data tal.” É complicado, porque falta gente e a gente tem que ter certeza de que aquilo vai funcionar. Não era como antigamente, como em água rasa: “Ah, se não funcionar, fecha.” O cara vai lá, muda, tira. Não é assim mais. Isso é uma questão do custo. É muito caro. Uma vez instalado o equipamento em dois mil metros, você não tira mais porque, para tirar, é caríssimo. A gente tem que ter certeza de que ele vai funcionar, que ele está de acordo. Isso requer teste, requer projeto, estudo, tudo isso.

Eu acho interessante esse projeto porque, de certa forma, é um ponto a ser levantado. Eu trabalho na Petrobras desde 1976 e acho que, durante muito tempo, isso foi meio deixado de lado. Não existia essa preocupação de você ter uma história, uma preservação do conhecimento, dos dados, uma preservação do que aconteceu. Eu acho que existia um certo “vamos deixar de lado um pouco isso”, durante muitos anos. Ultimamente, eu vejo que isso está tendo mais importância, não só aqui, como também no próprio trabalho, com a preservação das coisas, dos documentos, da história, dos equipamentos,