IDENTIFICAÇÃO Meu nome é Marcos Guedes Gomes Morais. Eu nasci no Rio de Janeiro em 17 de agosto de 1956. INGRESSO NA PETROBRAS Eu ingressei na Petrobras em julho de 1979, mais especificamente no dia 27 de julho, através de um concurso público feito para engenheiros na área de pet...Continuar leitura
IDENTIFICAÇÃO Meu nome é Marcos Guedes Gomes Morais. Eu nasci no Rio de Janeiro em 17 de agosto de 1956.
INGRESSO NA PETROBRAS Eu ingressei na Petrobras em julho de 1979, mais especificamente no dia 27 de julho, através de um concurso público feito para engenheiros na área de petróleo.
CURSO DE FORMAÇÃO DE ENGENHEIROS ESPECIALIZADOS Assim que nós passamos, na época, a previsão era de um curso de formação em Engenharia de Petróleo ou Engenharia de Produção. Era um período de três meses de curso, sete meses de estágio e mais nove meses de curso. Nós terminamos essa primeira etapa do curso e saímos para o período de estágio. Foi quando surgiu, na época, a necessidade de reforçar as equipes em várias áreas da Petrobras, porque havia sido feito o desmembramento do antigo DEXPRO - Departamento de Exploração e Produção em DEPER - Departamento de Perfuração, DEPEX - Departamento de Exploração e DEPRO. Houve uma demanda muito grande e, por conta disso, nós tivemos a oportunidade de vir estagiar na Sede. Com toda essa movimentação e reorganização dos departamentos e uma demanda de trabalho muito grande, o nosso período de estágio que seria de sete meses acabou se prolongando por cerca de dois anos e meio. Então, nós voltamos para concluir o curso somente em fevereiro de 1982, que deveria ser em 1980, até por uma determinação do diretor da área de E&P, que era o Diretor Orfila Lima dos Santos. Ele entendia que não podia ter nos quadros profissionais quem não tivesse concluído o curso de formação na Empresa. Então, nós voltamos em 1982, mas numa condição bastante diferente, porque nós já éramos empregados da Petrobras há quase três anos. Fizemos o período de conclusão do curso, que se encerrou em novembro de 1982, e retornamos às áreas de onde havíamos saído.
TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Eu comecei, nesse período de estágio, trabalhando na Área de Completação, onde fiquei por três meses. E, através de colegas que haviam ingressado na Área de Produção da Divisão de Óleo, conhecida como Diol, fui conversar com o Gerente da Área, Salim Armando, para ver se havia a possibilidade de ingressar no grupo. Fui transferido em março de 1980 para a Divisão de Óleo e ali fiquei por um bom tempo, em todos os seus desdobramentos. E qual era o trabalho, qual era a atratividade desse novo trabalho? Era exatamente o desenvolvimento da produção dos campos de petróleo, através do que ficou conhecido como Sistemas de Produção Antecipada.
DIVISÃO DE ÓLEO O SISTEMA DE PRODUÇÃO ANTECIPADA Eram sistemas menos complexos, comparados com as plataformas fixas que eram o modelo até então conhecido para desenvolvimento da produção. Nessa época, nós já estávamos falando em lâminas d’água de profundidade de cerca de 100, 120, 130 metros. Era uma época em que as grandes plataformas estavam em construção, como Garoupa, Enchova, Pampo, algumas já em fase de instalação e em início de operação. Essa vertente de Sistema de Produção Antecipada aparecia como uma modalidade na qual você conseguia rapidamente colocar um campo em produção e, com isso, coletar mais informações de reservatório e promover um fluxo de caixa mais recente. Uma vez que você começava a produzir óleo, você antecipava uma receita e essa receita gerava caixa para alavancar o desenvolvimento definitivo dos campos. Foi uma filosofia que nasceu na Petrobras e os mentores foram o Zephyrino Lavenere Machado Filho e o Salim Armando. Tinha um grupo com os engenheiros mais antigos, o Mauro Lima de Faria, o Ruy Gesteira, o José Roberto Lança, o Salim Armando e o Zephyrino. O Zephyrino era o grande mestre nessa atividade e nós ingressamos como engenheiros novos, compondo o grupo para dar continuidade aos trabalhos. Então, ao chegar nessa divisão, nesse setor especificamente, havia o Sistema de Enchova Leste já instalado. Ele produzia um poço, que era o Enchova-4, com completação seca, com Blowout Preventer no fundo. Era um conceito que tinha sido aproveitado da fase de perfuração. Era Blowout Preventer com EZ tree, riser de perfuração e botava o poço em produção, na plataforma, fazendo uma separação básica de água, óleo e gás, geralmente exportando o óleo, fazendo o descarte de água e o gás, na época, era queimado. Um outro sistema que tinha entrado em produção também, que era o poço Enchova-1, tinha a SS-6 sobre ele, era uma completação seca com Blowout Preventer. E esse poço era a grande vedete da área na Bacia de Campos, porque ele chegou ao seu máximo de produção ao produzir 1.500 metros cúbicos por dia, o que era um sucesso absoluto. Ele ficou produzindo essa quantidade por muito tempo, então daí surgiu a necessidade de ampliar esse conceito para que você pudesse ter mais poços e veio a idéia do poço satélite.
O Poço Satélite O Poço Satélite era um poço afastado e interligado à plataforma onde as intervenções necessárias no poço, completação, alguma atividade relativa à recuperação de poço, era feita com outra plataforma, uma plataforma dedicada para esse tipo de atividade, e surgiu a idéia do poço subjacente.
O Poço Subjacente Eram os poços completados com árvore de natal molhada, mas sob a plataforma de produção. Então, as intervenções eram feitas pela própria plataforma de produção. Os poços de completação seca, aos poucos, foram sendo substituídos por poços subjacentes ou por poços satélite.
TRABALHO EMBARCADO A aplicação de novas tecnologias Meu primeiro embarque foi na S-10. Nós tínhamos um contrato com a embarcação, que era a Flex Service-1, usando um produto novo no mercado que o pessoal de mais experiência, o Zephyrino, o Mauro, o Salim, enfim, todos eles estavam apostando nesse conceito. Era um conceito novo, que era o uso de tubos flexíveis. E a minha primeira operação era exatamente interligar o poço Enchova-1, que tinha uma plataforma dedicada a ele, a SS-6 (Plataforma de Produção), produzindo através de um quadro de bóia. Era um navio ancorado em um sistema de ancoragem que é muito usado em águas rasas. Então aí já foi a primeira adaptação de você pegar um sistema comum em terminal marítimo próximo à costa e adaptá-lo para (na época, eram 100 metros de lâmina d’água) e interligar esse poço para S-10, que era a plataforma do Campo de Enchova Leste. Então, eu fui lá, encarregado de fazer as operações de pull-in com, eram os QCDC, (Quick Connection/Disconnection Coupler). Eu não sabia o que era pull-in, o que era QCDC, o que era tubo flexível, mas fui lá fazer uma operação, aprendendo ali na hora, on-line. E assim o grupo cresceu. Então, depois desse sistema, que ele ainda recebeu mais um poço, ele tinha o RJS-38, era um poço satélite. Ele tinha o Enchova-4, que era poço de completação seca. Depois recebeu Enchova-1 e ainda Enchova-6. E já no Enchova-6 eu também estava nessa operação usando árvore de natal molhada, que também era uma evolução de um blowout preventer para um sistema controlado mais remotamente. Então, com um sistema que permitisse algumas operações de amortecer poço, matar poço, da sonda de completação, da sonda de produção, sem necessariamente estar com uma sonda de completação intervindo no poço. Então, daí foram surgindo, adaptações de Blowout preventer, de EZ-tree para christmas tree que era árvore de natal molhada. Enfim, foi um processo evolutivo, e nessa época nós estávamos falando de 100 metros, 120, 130 metros de lâmina d’água que era a lâmina d’água profunda que já era um desafio. Você trabalhava, desenvolvia e aplicava, o teste era no campo, de fato. E as melhorias eram implementadas nos projetos subseqüentes. Então, era um modo contínuo. Você não tinha tempo de preparar, testar, se certificar, ir lá instalar. Era um processo contínuo mesmo. Depois disso, eu fiquei nesse grupo. Esse grupo teve várias fases. Ele era o Cedap, dentro da Divisão de óleo, e virou Gespa, que era um Grupo de Executivo dos Sistemas de Produção Antecipada. Depois, ele virou Gespa, porque aí o Grupo de Produção Antecipada virou Grupo Executivo dos Sistemas Antecipados de Produção. Então, era um Sistema de Produção Antecipada e virou um Sistema Antecipado de Produção. Depois de Gespa, esse mesmo grupo junto virou Divap e, ainda, GE. Aí depois Getinp - Gerencia de Tecnologia de Instalações de Produção, que foi a última versão do grupo onde eu estive trabalhando. Divap era Divisão de Águas Profundas, então já havia um enfoque bastante pesado, nós passamos por vários sistemas. Depois do Enchova Leste, nós tivemos o desenvolvimento do Campo de Bicudo, com a SS-6. Essa sonda saiu do Enchova-1, foi readaptada e colocada em outro campo, que era o Campo de Bicudo. Aí nós tivemos o Campo de Garoupinha, que era a S-5, tivemos Corvina, tivemos Parati, Anequim, fizemos Pampo, que era a S-14, que era muito engraçado porque era uma plataforma com uma forma de cruzeta. Nós dizíamos que o casco era parecido com um navio, mas, depois, colocaram um negócio que parecia uma asa. Então, tentaram fazer um navio, aí não deu certo, tentaram fazer um avião, aí não deu certo, aí virou uma plataforma. Nós usamos essa plataforma para o desenvolvimento do Campo de Pampo também.
Depois nós tivemos Corvina, Piraúna, e Marimbá. Aí já era Piraúna inclusive fizemos o mergulho mais profundo, que era a 320 metros, um mergulho saturado. Foi feito pela Stolt Comex Seaway (Tecnologias Submarinas S/A). Foi um mergulho em que houve um desenvolvimento muito grande na área de mergulho saturado porque todos os nossos sistemas, embora nós já trouxéssemos a idéia de tê-los o mais remoto possível, não dava certo, e a gente acabava fazendo intervenção com mergulhadores para concluir as instalações. Então, foram deflagradas daí várias vertentes. As vertentes onde nós pegávamos os sistemas que eram para serem remotos, mas que não funcionavam por desconhecimento e por outros problemas, e nós transformamos nos sistemas que nós chamávamos de Diver Assistent. Então ele já nascia para ser operado. Durante a instalação, tem um suporte muito grande de mergulhadores e continuamos trabalhando na linha de diverless, que eram os sistemas de operação mais remota, porque os cenários que nos eram apresentados eram de aumento de lâmina d’água onde as fronteiras com o mergulho já não seriam mais possíveis.
OPERAÇÕES COM MERGULHO Naquela época, nós fomos até 320 metros, se eu não me engano, no Campo de Piraúna. E, depois disso, a própria legislação ficou mais rígida. Eu acho que hoje, no Brasil, o limite operacional para mergulho é de 250 metros. Então, houve até uma recuada nesse limite. E, passada essa grande primeira fase que a gente ainda conseguia resolver muita coisa com um mergulho, nós tivemos o Campo de Bicudão. Então já era um campo onde o conceito de manifold submarino de produção, já era bastante ativo. Operações remotas, você ter controle de fluxo. Porque você, na hora que mistura todos os poços, você não pode simplesmente misturá-los. Você tem que equalizar pressões porque senão um poço inibe a produção do outro. Enfim, foram aparecendo vertentes de sistemas mais remotos e foi começando um preparo exatamente pra profundidades maiores onde o acesso com mergulhador à gente já sabia como sendo impossível, impraticável.
OPERAÇÔES REMOTAS Nessa seqüência que vinha quase como uma adaptação, nós íamos adaptando, íamos corrigindo as dificuldades encontradas e íamos ajustando os sistemas. Mas nós fomos até o limite em Piraúna ou Marimbá. Porque dali para frente nós tivemos que partir para uma solução diverless de fato, porque nós já estávamos atingindo profundidades que não daria mais para ter um suporte, o apoio de mergulhador. Então, eram equipamentos remotos auxiliados por ROV. Porque até os mergulhos rasos, era muito comum nós usarmos o RCV, que era só um veículo de inspeção. Então ele auxiliava nas inspeções, nas orientações aos mergulhadores, e daí para frente nós tivemos que atuar com mergulhos que, com equipamentos submarinos do tipo ROV, onde eles passavam a ter uma participação mais ativa nas operações, auxiliando com manipuladores e tal, para orientar, e para auxiliar o encaixe de um equipamento no fundo. Enfim, então os equipamentos todos começaram a ser adequado, tanto às árvores de natal como os manifolds, as operações de perfuração e de completação. Todas elas começaram a ser ajustadas à operação remota.
O primeiro grande desafio que foi em lâmina d’água profunda foi o Sistema Piloto de Marlim, que eu tive a oportunidade de trabalhar também, onde a plataforma já se colocava numa posição em torno de 600 metros de lâmina dágua de profundidade. E os poços, nessa profundidade, mais ou menos em torno de 650, variando de 550 a 650 metros. Nessa época a primeira grande sacada assim técnica para resolver o problema, para nós eliminarmos um problema o qual não estava equacionado em termos de operação remota no fundo, nós partimos para os sistemas que eram os chamados lay-away. Então, o quê que nós fazíamos? Quando a operação de completação estava bem equacionada, a descida da árvore, a descida dentro da perfuração também, a descida de Blowout Preventer, a coluna tal, os risers, isso aí estava tudo equacionado, então nós passamos. O problema estava na hora que eu quisesse pegar e interligar esse poço a uma plataforma de produção, porque então eu teria que ter linhas de fluxo. Então eram os sistemas, não só os dutos para a exportação de óleo da produção, óleo, gás, água ou o que viesse a ser produzido pelo poço. E os umbilicais que eram os umbilicais que operavam esse equipamento. A gente dava controle e monitoração. Nós tínhamos controle de temperatura, controle de pressão, então, para acionar tudo isso entrava no sistema, numa lógica de segurança em que desencadeava uma certa rotina de fechamento em caso de problema, alta pressão, tal. Então tinha uma seqüência que era chamada de emergency shut-down sequence. Então você tinha uma seqüência de atividades que eram programadas caso alguma anormalidade acontecesse. Então, lay-away, como é que nós resolvemos isso? A conexão que era feita no fundo com o mergulhador passou a ser feita na superfície a bordo da plataforma de completação. Então nós parávamos um barco, tínhamos a plataforma de completação. Nós passávamos os dutos para essa plataforma que conectava a árvore de natal, e o conjunto todo era descido simultaneamente.
Então foi assim que nós resolvemos problemas disso. Tinha problemas porque, quando eu precisasse retirar a árvore de natal eu não poderia trazer os tubos de volta para cima. O ideal era descer, manter os tubos no fundo. Então eram sistemas de conexão, mas que a gente conectava na superfície e descia. Até que foram sendo desenvolvidos outros sistemas, que aí veio o Sistema de Conexão Vertical. Tinha o Sistema de Conexão Vertical, onde você descia a árvore primeiro e fazia a conexão das linhas de fluxo depois. Isso daí dava um problema porque você atrelar, esse lay-away, o grande problema do lay-away era você casar cronogramas. Tinha que casar o cronograma de uma completação de poço com o cronograma da embarcação de lançamento de dutos. Então, esse era um problema que geralmente dava espera ou de um lado ou do outro. Então, esse foi o grande mote para gente falar assim: “Olha, não podemos continuar desse jeito. Nós temos que desacoplar essas operações.” Para desacoplar, nós precisávamos equacionar e resolver as incertezas que existiam a respeito de conexões feitas no fundo remotamente. Então, um grande avanço foi a nossa necessidade de desacoplar duas operações, que eram muito distintas e usavam recursos muito caros; tanto a sonda parada, quanto o navio de lançamento parado eram recursos muito caros para ficar esperando cinco, dez dias ali, um pelo outro. Então, esse daí foi o grande mote: “Olha, nós temos que achar uma solução.” E foi achada a solução, nós passamos e fizemos várias experiências. A árvore descia, nós íamos lá e conectávamos depois. Só que, pelo mesmo problema de casamento de cronogramas de embarcações e de recursos distintos, de recursos disputados, nós desenvolvemos um sistema onde eu poderia lançar o duto. Descia a árvore de natal e depois eu tinha como recuperar e fazer a conexão. Então já havia uma confiança nos Sistemas de Conexão Remotas Submarinas que permitiam esse tipo de flexibilidade, até que isso daí foi dessa forma até a lâmina dágua de mil metros. Então, nós estamos falando do desenvolvimento de Marlim, do Sistema Pré-piloto de Marlim. Estamos falando da P-18. A grande variação do pré-piloto até a P-18 de Marlim, que nós passamos pelo pré-piloto que foi a P-13, piloto P-20, a P-18, depois a P-19. Qual foi a grande diferença? Foi exatamente você sair de um sistema que era lay-away de operações casadas para sistemas independentes. Então você lançava dutos e fazia a completação de poços de forma independente. Esse foi o grande avanço, com um aumento de confiabilidade de operações e equipamentos. Essa foi uma grande mudança.
REESTRUTURAÇÃO SETORIAL Naquela época, a antiga Divap, que era a Divisão de Águas Profundas, já estava tomando uma outra forma, porque a Petrobras estava passando também por uma reestruturação. Isso foi em torno de 1996, mais ou menos. Nessa época já não se falava mais em divisão, em setor, já eram as gerências e as gerências setoriais. Então já havia um ajuste da empresa em termos de mercado, até de organização da própria empresa. E foi criada a Getinp - Gerencia de Tecnologia de Instalações de Produção, então o que aconteceu? Até a P-18, que foi a última plataforma no Campo de Marlim, todas essas operações eram centralizadas na Sede. A sede detinha o comando dessas operações, ela interfaceava com a Área de Produção, que era o antigo RPSE – Região de Produção do Sudeste, em Macaé. Eles ficavam com a parte executiva, operacional, mas toda à parte de desenvolvimento ficava na Sede. Uma vez definido uma linha de corte, ou seja, até a lâmina dágua de mil metros a coisa está equacionada, isso daí passou a ser totalmente conduzido pela área de produção do RPSE, que era Macaé. E na Sede ficou, foi criado então a Gerencia de Tecnologia de Instalações de Produção. E qual era o foco dessa gerência? Era exatamente buscar soluções para ir o alem mil metros de lâmina dágua. E nós tínhamos a certeza de que nós tínhamos chegado a mil metros. Mas nós não avançando alem de mil metros nós encontraríamos soluções que poderiam, inclusive, beneficiar o que já era praticado até mil metros. Então o objetivo desse grupo era trabalhar em tecnologia de ponta, avançando as fronteiras e aproveitando esse ganho tecnológico para melhorar práticas que já eram incorporadas e já eram tidas como usuais. Tem aquela história: um olho no padre e outro na missa. O nosso grande drive era exatamente a Área de Exploração.
TECNOLOGIA / EXPLORAÇÃO Nós nos guiávamos pelos prospectos que já estavam previstos em carteira da Petrobras em termos de exploração, porque sabíamos que, uma vez descoberto, nos seria dado um tempo muito curto para botar em produção. Então, nós tentávamos nos antecipar olhando a carteira de exploração, para que a gente desenvolvesse os programas que nos gerariam recursos de equipamentos, enfim, de técnicas, de tudo, para que a coisa acontecesse quase que simultaneamente. Então, o nosso drive sempre foi a exploração. Naquela época, a Área de Exploração já sinalizava com prospectos em 1.300, 1.500, 1.600, 1.800 metros. Na última vez em que eu atuei nessa área, nós já estávamos com prospectos na faixa de 2.200 metros de profundidade. Hoje eu acredito que são 2.500, 2.800 metros. E então o que foi feito? Essa gerência trabalhava em quatro focos bem definidos. Um deles era a Getinp. Ela trabalhava com um foco na parte sub-sea, toda a parte submarina de equipamentos e dutos e umbilicais e manifold, tudo que era instalado abaixo do nível do mar, no fundo. Existia uma gerência de recursos navais, porque nós sabíamos que a melhor posição de uma plataforma é sempre próxima aos poços. Então, nós teríamos que melhorar recursos de ancoragem e alavancar toda essa Área de Ancoragem para que pudesse acompanhar a exploração. Então, mantendo a Unidade de Produção o mais próximo da instalação possível, dos poços. Tinha uma Área de Automação que era muito grande porque as plataformas já, a partir de Marlim, com a própria Bicudão, a Bendoran, já não eram mais aquela. Porque os SPAs – Sistemas de Produção Antecipadas eram plantas de 30 mil barris, 40 mil barris, 50 mil barris. E ali nós já estávamos falando em 100 mil barris, 150 mil barris, agora 180 mil barris, 200 mil barris dia. Então isso daí demandava um esforço de automação muito grande nos equipamentos, muitos equipamentos a bordo. Outro fato que foi bastante marcante, eu havia citado anteriormente nos SPAs a preocupação com o gás, ela queima o gás.
TECNOLOGIA PRODUÇÃO DE GÁS O gás era sub-produto da produção de óleo. E aí vieram programas de queima zero, por conta da própria MP, regulamentando toda essa área, proibindo a queima de gás. Então, o gás passou a ser utilizado obrigatoriamente, a ser recuperado. Não podia ser feito só o descarte. Entre uma fase intermediária entre o SPA – Sistema de Produção Antecipada e o Sistema Definitivo de Produção que passou a ser chamado depois de Sistema Flutuante de Produção, era o SFP. No início era Sistema de Produção Flutuante, mas nós pensamos: “Isso aí dá a impressão que a produção é flutuante, que a produção não é firme. Então vamos mudar para sistema flutuante de produção.” Então houve um ajuste de nome. Nessa época, mesmo depois de uma evolução do SPA, o gás passou a ser utilizado como um recurso pra recuperação secundária de poço. Então nós usávamos, não era bem recuperação secundária porque o gás lif era um método de elevação onde você melhorava o fator de recuperação de reservatório. Depois vieram já com Sistemas Flutuante de Produção. Alem de você não poder queimar, você tinha que aproveitar o gás e usa-lo como um método de elevação para você otimizar a energia de reservatório, aumentando o fator de recuperação. As plantas se tornaram mais complexas porque passamos a usar, aí sim, um método de recuperação secundária feito através de injeção de água. Então, você produzia o petróleo, mas você injetava água, às vezes na mesma quantidade do produzido. Então, isso gerava uma planta de injeção de água muito grande. Enfim, as plataformas cresceram muito. Elas não cresceram apenas na capacidade ao óleo. Elas cresceram na capacidade do óleo e tiveram que crescer a capacidade de água a ser injetada nos reservatórios. E cresceram também por causa da movimentação de gás, que não era mais queimado. Tinha que tratar esse gás, cercar esse gás e manda-lo para terra. Então as plantas cresceram muito. Foram criadas verdadeiras usinas em cima das plataformas. Eu me lembro que trabalhava com gerente nessa área de tecnologia submarina. Então, eu tinha duas fronteiras bem definidas. Uma era a minha interface com a plataforma de produção, porque eu via o pessoal resolvendo bem os problemas relativos à ancoragem, às Unidades, como é que seriam e tal. Houve o surgimento do uso dos navios, os FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading), que foram resgatados em detrimento das plataformas submersíveis, que foram muito usadas durante a fase dos Sistemas de Produção Antecipado. Existia uma predominância enorme de plataforma, porque eram plataformas de perfuração adaptadas à produção. E eu tinha a área de poço, de completação de poço e tal, e ela tinha um avanço muito grande por conta da exploração, porque a completação era muito auxiliada pelas alterações de perfuração. Então, uma vez que você chega numa locação numa determinada profundidade, você consegue perfurar um poço, e o completar é quase que conseqüência disso. E eu ficava no meio. O meu grupo, nós ficávamos no meio, tendo que interligar poço à plataforma. Então, não adiantava avançar muito lá se a gente não equacionasse as interfaces. Não adiantava avançar muito com a plataforma se a gente não equacionasse. E uma coisa que eu costumava brincar com as duas partes, como Gerente da Área, era o seguinte: “Meu amigo, não adianta você ter um poço pronto para produzir se eu não tenho como levar esse óleo da cabeça do poço para algum lugar.” E não adianta você ter uma plataforma ancorada, linda e maravilhosa, se eu não consigo ligar um tubo nessa plataforma e levar o óleo do poço até a plataforma. Então não adianta nada disso. A gente tem que andar juntos, porque eu estou aqui no meio tentando resolver. Então nós fizemos muitos trabalhos, nós conseguimos avançar as fronteiras. Até mil metros nós conseguimos avançando fronteiras. Acima de mil metros nós tínhamos pleno conhecimento e consciência de que necessitaria de um salto de conhecimento. Não era mais você extrapolar as fronteiras. A extrapolação te levaria a um erro. Então nós começamos a deparar com fatos novos que nós não tínhamos vivenciado, e tendo que modelar esses efeitos, tentar entender e interpretar. Era preciso modelar o efeito para tentar então construir uma solução para aquilo. E nós tivemos um poço que foi recorde, o Marlim-4. Ele era um poço a 1.027 metros de profundidade, e isso nos idos de 1994. Foi um poço que foi ligado primeiro à plataforma P-20, ao piloto de Marlim, depois à P-18 e, hoje se não me engano, está ligado à plataforma P-26 no Campo de Marlim. Então, a vantagem desse conceito que nasceu lá no Sistema de Produção Antecipado era a mobilidade. Então, eu pegava um poço, ligava hoje para aquela plataforma. Mas depois, se eu desenvolvia um outro sistema onde ele ficava mais próximo, eu pegava isso e remanejava para essa outra plataforma. É um conceito que a Petrobras vem usando até hoje, que permite o remanejamento, a reutilização. O teu desenvolvimento do campo, ele tem vida. Ele não é uma coisa estática, você está produzindo. Se um poço está com a produção baixa, você tira esse poço e liga a um outro poço, usando as mesmas instalações praticamente. É claro que fazendo alguns acréscimos, alguns ajustes. Mas você usa as mesmas instalações para ligar novas coisas. Eu diria que é um sistema muito dinâmico, esse conceito é muito dinâmico. O mundo custou a seguir a Petrobras, mas hoje todo mundo usa essa solução, por causa da flexibilidade que ela tem e pela rapidez. Você consegue, instalando as coisas em fase. O sistema não precisa estar todo pronto, você vai montando. É como aquele brinquedo “Lego”, que você vai montando, vai aumentando ou diminuindo quando precisa.
REALIZAÇÃO PROFISSIONAL Principais Projetos de Trabalho Eu não saberia elencar quais foram os meus principais trabalhos. Quando nós fizemos esse projeto de Marlim Sul número quatro, o MLS-4, que foi um recorde de produção em 1.027 metros, eu estava à frente disso e tive um orgulho muito grande. Quando nós fizemos o Sistema Piloto de Marlim Sul, que nós colocamos um poço em 1.680 metros de lâmina dágua, também foi um recorde de produção, passando a Shell em 50 metros. A Shell estava detendo o recorde em 1.630 metros. E eu também estava à frente desse projeto. Isso realmente foi um orgulho. Eu posso dizer tranqüilamente o seguinte: eu fui um privilegiado, porque vou pra 26 anos de Empresa. Agora eu estou trabalhando numa área onde contribuo, mas saí um pouco da linha de frente dos desenvolvimentos. Mas eu sempre estive envolvido com desafios. Porque, quando era 100 metros, era um desafio, 150 foi um desafio e 200 também foi um outro, e tudo isso era um motivo de orgulho nosso. Era um orgulho do grupo, um grupo muito unido, que trabalhava muito orientado para o resultado. Então, buscar o desafio era o nosso dia-a-dia. E vencer os desafios era o nosso dia-a-dia. Isso nos causava um orgulho muito grande, mas era um orgulho do grupo. Todo o grupo era responsável por isso, e não era só esse grupo, porque também existia o pessoal de perfuração, o pessoal de completação. Enfim, todos os grupos trabalhavam e trabalham focados em desenvolvimento. Então, foram dois marcos que eu estava muito em evidência como Coordenador dos Projetos. E, realmente, foi uma satisfação, no meio de tantas incertezas, de tantas variáveis, conseguir concretizar alguma coisa. E o sistema ficava funcionando lá, foi feito e funcionou. Funcionou no tempo que era requerido. Em todos os projetos, eu tive sorte. Realmente, eu tive sorte de só estar envolvido em projetos com desafios para serem vencidos e por ter trabalhado com um grupo que era de fato um corpo. Não era o espírito de porco, era espírito de corpo Era um grupo muito unido e todos com a consciência dos riscos que estavam envolvidos, e sem medo de errar. Porque você não estava sozinho, era um grupo. Hoje a gente até se dá ao luxo de, às vezes, dar uma olhadinha para o lado, porque tem um parceiro ali emparelhado. Às vezes, passa um pouquinho, a gente passa para lá, tal. Mas, naquela época, não tinha opção mesmo. Até porque eu acho que o mundo levou cerca de 10 a 15 anos para entender esse conceito que a Petrobras vinha usando e vir a usar de forma bastante intensa, como é hoje. Foram 10 anos ali, navegando nas surpresas.
HISTÓRIAS / CAUSOS / LEMBRANÇAS Tiveram várias histórias. Essa foi a minha primeira embarcação: “Você vai lá fazer um pull-in.” Eu não sabia o que era pull-in, não sabia o que era tubo flexível. A operação de pull-in é assim: você vem lançando os tubos no fundo do mar com uma embarcação e chega um momento em que essa tubulação é transferida para uma plataforma. Então, é a puxada e a suportação dela. Foi um momento bastante interessante. Eu não sei se era medo ou se era conforto, porque você não estava sozinho. Você estava lá para fazer uma operação, mas tinha o Zephyrino numa embarcação e um outro engenheiro. E tinha um negócio interessante; hoje você pega o telefone, fala para cá, para lá, mas naquela época não tinha isso, era SSB (comunicação via rádio) base Rio ou base Vitória, e só. Não havia grandes contatos, era difícil, mas você trabalhava dessa forma mesmo. Eu acho que isso daí era uma demonstração também de confiança no grupo, nas pessoas. Então, não era irresponsabilidade do gerente. “Ah, manda ele para lá, tal.” Ele tinha percepção exata do que era o trabalho, do que estava sendo feito e como isso poderia estar interagindo com o ambiente ali naquele momento. Então, não era assim: “Olha, se vira” Era uma coisa estruturada. Por isso que eu disse que era um medo, mas você sabia que ali do lado tinha a quem pedir um socorro. Então, nós tivemos situações muito hilárias. Eu me lembro de uma vez, fazendo um pull-in desses. Essa foi engraçada. Foi engraçada e triste. Nós estávamos fazendo uma operação de pull-in, que foi concebida para ser feita utilizando um guindaste da plataforma. Iniciamos a operação, estávamos fazendo a puxada dos tubos. Era um tubo de oito polegadas, nós estávamos puxando pra SS-6. Eu estava a bordo, era uma sonda da Sedco C35D e o guindaste quebrou. O mecanismo de rotação do guindaste quebrou, o mecanismo de içamento. Então, ele não ia para lugar nenhum. Ele ficou parado e a embarcação tendo que se afastar. O mar estava virando, estava ficando ruim e a embarcação tinha que afastar. E o que isso significava? Para poder se afastar, ia ter que descarregar mais peso de tubo, e o guindaste estava quebrado. Então, ela não podia jogar mais peso de tubo num guindaste quebrado. Falei assim: “Bem, eu vou projetar uma estrutura aqui para pull-in.” Aí sentei lá, fiz um desenho de uma estrutura. Chamei o soldador da plataforma: “O que tem aí de tubo, perfil?” Era o que tinha, porque não tinha tempo para fazer projeto. Era o material que nós tínhamos para fazer uma estrutura. Fizemos a estrutura e tal, falei assim: “Poxa, ela pode estar fraca aqui. Bota um reforço aqui.” Fomos botando reforço, reforço, reforço. De repente, tinha tanto reforço naquela estrutura Aí eu falei assim: “Bem, no fim das contas, assim por alto, eu acho que dá. Vamos fazer.” Aí passamos os cabos, pegamos na cabeça do tubo, da linha e, nesse momento, o guindaste já estava conseguindo pelo menos aliviar o cabo de içamento do hook. E eu falei assim: “Bem, ele vai descendo, eu pego com um cabo aqui, transfiro a carga. Aí puxo com esse outro cabo. Tá bom Vamos em frente.” E comecei a descer a carga. Quando a carga começou a pendular do guindaste para a estrutura, a estrutura começou a ruir. Eu falei: “Bota mais suporte aqui. Segura aqui, segura ali, trava aquele negócio todo.” Mas a estrutura já estava... Eu falei assim: “Agora vai desse jeito mesmo.” Não dava mais para voltar. Eu ainda tentei voltar, queria voltar com o tubo para o navio, mas o navio já tinha se afastado. Não tinha jeito. Eu falei assim: “Então segura aí que eu vou tentar puxar.” Foi o maior sofrimento, foram minutos de angústia. Quando nós acabamos a operação, a estrutura estava torta e empenada, porque ela não resistiu aos esforços que sofreu. Eu tirei uma foto e falei assim: “Essa daqui eu vou guardar como recordação. A minha carreira como engenheiro estrutural acabou nesse momento. Eu nunca mais vou ter chance em lugar nenhum de projetar estrutura metálica para nada.” Mas a operação deu certo.
PROJETO MEMÓRIA PETROBRAS Tem aquela história de que o homem tem que ter um filho, plantar uma árvore e escrever um livro. Várias vezes, eu pensei o seguinte: “Poxa, eu gostaria de escrever um livro sobre essas histórias, porque é uma forma de você guardar a memória.” Eu acho essa iniciativa excelente. É importante e necessária. Hoje nós vivemos outros momentos. É outro momento na vida da Empresa, da nossa vida profissional, que não desmerece os momentos passados. Hoje uma coisa que realmente a gente não pode ser é aquele engenheiro de obra feita. Depois de feito, aí vai lá e critica. Todo o processo decisório é influenciado por várias variáveis que estão atuando naquele momento. Então, passado aquele momento, você pode achar qualquer coisa, mas você nunca vai estar sujeito à mesma situação daquela época. Então, a Empresa hoje tem um outro momento. Eu acho que tem outros desafios, tem muita coisa pela frente. E gravar isso, relembrar essa experiência de vida é um motivo não só de orgulho para a própria Empresa como para quem participou disso. É uma forma de falar assim: “Poxa, deixei meu depoimento. O depoimento está feito, pronto. Então, agora não tem como negar.” Eu acho muito importante, a idéia é muito bem vinda, ainda que tardiamente. Mas isso é que vale.Recolher