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História

Extraindo riqueza do fundo do mar

História de: Marcos Guedes Gomes Morais
Autor: Sophia Donadelli
Publicado em: 13/06/2021

Sinopse

Extração de petróleo no Brasil; Exploração em águas profundas; Avanços tecnológicos.

Tags

História completa

Projeto Memória da Petrobrás

Realização Instituto Museu da Pessoa

Entrevista de Marcos Guedes Gomes Morais 

Entrevistado por Eloísa Gestera

Rio de Janeiro, 08 de março de 2005

Código: EDIHB número 05

Transcrito por Écio Gonçalves da Rocha

 Revisado por Leonardo Dias de Paula

 

P – Qual é o seu nome, o local e a data de nascimento?


R – Meu nome é Marcos Guedes Gomes Morais. Eu nasci no Rio de Janeiro em 17 de agosto de 1956. 


P – Quando e como você ingressou na Petrobrás?


R – Eu ingressei na Petrobrás em julho de 1979, mais especificamente em 27 de julho, através de um concurso público feito para engenheiros na área de petróleo. A qualificação na Petrobrás seria em Engenheiro de Petróleo. E foi dessa forma, através de concurso. 


P – Então, conta pra gente um pouquinho da sua trajetória dentro da Petrobrás, os trabalhos que realizou. 


R – Assim que nós passamos, bem, na época, a previsão era um curso de formação em Engenharia de Petróleo ou Engenharia de Produção. E na época, nós, era um período de três meses de curso, sete meses de estágio e mais nove meses de curso. E nós terminamos essa primeira etapa do curso e saímos, então, pro período de estágio. Foi quando surgiu, na época, a necessidade de reforçar as equipes em várias áreas da Petrobrás porque havia sido feito o desmembramento do antigo Departamento de Exploração e Produção (DEXPRO) em Departamento de Perfuração (DEPER), Departamento de Exploração (DEPEX) e Departamento de Produção (DEPRO). Então, houve uma demanda muito grande. Por conta disso, nós tivemos a oportunidade de vir estagiar na sede. E acabou que, com toda essa movimentação, reorganização dos departamentos, e uma demanda, assim, 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 pra concluir o curso em fevereiro de 1982 somente. O que deveria ser em 1980, nós voltamos em fevereiro de 1982, até por uma determinação do diretor da época, o diretor da área de EIP, que era o Diretor Orfila, que na época era Diretor de Produção. Que ele entendia que ele não podia ter, nos quadros, profissionais que não tivessem concluído o curso de formação na empresa. Então nós voltamos em 1982, mas numa condição já bastante diferente porque nós já éramos empregados, então, da empresa, da Petrobrás, há quase três anos. Então, nós voltamos, fizemos o período de conclusão do curso. Se encerrou em novembro de 1982. E, com isso, nós retornamos às áreas de onde havíamos saído. Eu comecei primeiro, nesse período de estágio eu comecei trabalhando na área de completação, onde eu fiquei por três meses. E eu, através de colegas que haviam ingressado nessa área de produção da Divisão de Óleo, conhecida como, na época era a DIOL, Divisão de Óleo. Então, eu fui conversar com o gerente da área, que era o chefe de divisão, Salim Armando, pra ver se havia a possibilidade de eu ingressar no grupo. E, com isso, eu fui transferido em março de 1980 pra a Divisão de Óleo e ali fiquei, e 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. Eram sistemas menos complexos, comparados com as plataformas fixas que eram o modelo até então conhecido para o desenvolvimento da produção. Nessa época, nós já estávamos falando em lâminas de água de profundidade de cerca de 100 metros, 120 metros, 130 metros. Era uma época em que as grandes plataformas estavam em construção: Garoupa, Enchova, Pampo. Algumas já em instalação, em operação, início de operação. E essa vertente de sistema de produção antecipada aparecia como uma modalidade onde você conseguia rapidamente colocar um campo em produção e com isso você coletar mais informações de reservatório, já promover um fluxo de caixa mais recente. Uma vez que você começava a produzir óleo você antecipava uma receita e essa receita gerava caixa pra alavancar o desenvolvimento definitivo dos campos. Então, foi uma filosofia que nasceu na Petrobrás. E os mentores, o Zeferino (Zeveneli?), Machado Filho, Salim Armando. Tinha uns grupos que eram os engenheiros mais antigos, que era o Mauro Lima de Faria, o Rui Gestera, o José Roberto Lança, Salim Armando e o Zeferino. O Zeferino era o grande mestre ali nessa atividade, e nós ingressamos como engenheiros novos compondo o grupo pra 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, como completação seca, com Blowout Preventor (BOP) no fundo. Era um conceito que tinha sido aproveitado da fase de perfuração. Era BOP com (ezetria?), riser de perfuração, e botava o poço em produção fazendo, na plataforma, uma separação básica de água, óleo e gás, e exportando geralmente o óleo, fazendo o descarte de água. E o gás, na época, era queimado. E um outro sistema que tinha entrado em produção também, que era o poço Enchova 1. Tinha a (Smeia?) sobre ele, era uma completação do tipo completação seca com BOP. E esse poço era a grande vedete da área na Bacia de Campos, porque ele chegou, no seu máximo de produção, a produzir 1500 metros cúbicos por dia, o que na época era um sucesso absoluto. E ele ficou produzindo essa quantidade por muito tempo. Então, daí o que é que surgiu? Surgiu a necessidade de ampliar esse conceito pra que você pudesse ter mais poços. Então, veio a idéia do poço satélite, veio a idéia do poço, o satélite era um poço interligado à plataforma e afastado da plataforma, onde as intervenções necessárias no poço – completação, alguma atividade relativa à recuperação de poço –, eram feitas com outra plataforma, uma plataforma dedicada pra esse tipo de atividade. E surgiu a idéia do poço subjacente, que 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. E os poços de completação seca, que aos poucos foram sendo substituídos ou por poços subjacentes ou por poços satélites. Então, nessa época, foi muito interessante porque, no meu primeiro embarque, eu embarquei na S10. Nós tínhamos um contrato com a embarcação, que era a Flex Service 1, usando um produto novo no mercado onde o pessoal de mais experiência, o Zeferino, o Mauro, o Salim, enfim, todos eles estavam apostando nesse conceito. Então, 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, que era a (SSmeia?), 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 pra, na época, eram 100 metros de lâmina d’água e interligar esse poço pra S10, que era a plataforma do Campo de Enchova Leste. Então eu fui lá, fui encarregado pra fazer as operações de pull-in com, eram os QCDC, Quick Connect/Disconnect. Eu não sabia o quê que era pull-in, o que é que era QCDC, o que é que era tubo flexível. Mas fui lá fazer uma operação. 


P – Ia aprendendo na hora?


R – É. Aprendendo ali, era on-line. E foi, e assim o grupo cresceu. Então, depois desse sistema, que ele ainda recebeu mais um poço, recebeu mais um, ele tinha o RJS38, era um poço satélite. Depois ele recebeu, ele tinha o Enchova 4, era poço de completação seca. Depois recebeu o Enchova 1. Aí, depois, ainda recebeu o Enchova 6. E eu, já no Enchova 6, eu também já estava nessa operação usando “árvore de natal molhada”, que também era uma evolução de um BOP para um sistema controlado mais remotamente. Então, com um 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, foram adaptações de BOP, Easy Tree pra Christmas Tree, que era a “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. 


P – Já era um desafio?


R – Já era um desafio. Você trabalhava com... você desenvolvia e aplicava. Então, 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, tal, se certificar, ir lá instalar. Não. Era um processo contínuo mesmo. Depois disso, bem, eu fiquei nesse grupo. Esse grupo teve várias fases porque ele, de setor de uma divisão, ele era o CEDAP, dentro da Divisão de Óleo. Ele virou GESPA, que era um Grupo Executivo dos Sistemas de Produção Antecipada, era o GESPA. Depois de GESPA, ele virou GESAP, porque, aí, o de produção antecipada virou Grupo Executivo dos Sistemas Antecipados de Produção. Então, era um sistema de produção antecipada, virou um sistema antecipado de produção. E, depois de GESPA, esse mesmo grupo junto virou DIVAP, e, depois de DIVAP, virou GE, agora está me faltando. Mas, enfim, DIVAP, aí, depois, GETINP foi a última versão do grupo onde eu estive trabalhando. Então, DIVAP era Divisão de Águas Profundas; já era um enfoque bastante pesado. Nós passamos por vários sistemas. Depois do Enchova Leste, nós tivemos o desenvolvimento do Campo de Bicudo, nós tivemos o desenvolvimento do campo que foi com a (Smeia?), a sonda que saiu do Enchova 1, que era pra (Smeia?). Ela foi readaptada e foi colocada em outro campo, que era o Campo de Bicudo. Aí, nós tivemos o Campo de Garoupinha, que era a S5. Tivemos Corvina, tivemos Parati Anequim, fizemos Pampo, que era a S14, que era muito engraçado, porque era uma plataforma com uma forma de cruzeta. Então dizíamos, o casco parecido com um navio, mas depois colocaram uma... parecia uma asa. Então, tentaram fazer um navio, aí não deu certo; tentaram fazer um avião, aí não deu certo. Aí, virou uma plataforma. Aí, nós usamos essa plataforma pro desenvolvimento do Campo de Pampo também. Depois, nós tivemos Corvina, tivemos Piraúna, tivemos Marimbá. Aí já era, em Piraúna, inclusive, fizemos o mergulho mais profundo, que era a 320 metros, mergulho saturado. Foi feito pela Stolt Comex. 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 davam certo. Não dava certo e a gente acabava fazendo intervenção com mergulhadores pra concluir as instalações. Então, foram deflagradas daí várias vertentes. As vertentes onde nós pegávamos os sistemas que eram pra ser remotos, mas que não funcionavam por desconhecimento e por outros problemas, nós transformamos nos sistemas que nós chamávamos de Diver Assisted. Então, ele já nascia pra ser operado. Operado não, durante a instalação tem um suporte muito grande de mergulhadores. E continuamos trabalhando na linha de diver-less, 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. 


P – A partir de que profundidade vocês não têm mais condição de operar com um mergulhador?


R – Naquela época, nós fomos até 320 metros. Se eu não me engano foi no Campo de Piraúna. E, depois disso, a própria legislação ficou mais rígida. E eu acho que hoje, no Brasil, o limite operacional pra mergulho é de 250 metros. Então, houve até uma recuada nesse limite. E, passada essa grande primeira fase em que a gente ainda conseguia com um mergulho resolver muita coisa, nós tivemos, depois, o Campo de Bicudão. Então, 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 em 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 a gente já sabia como sendo impossível, impraticável.


(Pausa)


P – Eu queria que você falasse um pouquinho das expectativas em relação à Bacia de Campos. Você está falando do início dos anos 1980, né?


R – Isso. 


P – E também, assim, já emendar com essa questão de conforme vai aumentando a profundidade, vão aumentando os problemas, e vocês têm que ir encontrando novas soluções. Então, os principais marcos. 


R – Exatamente. O grande marco, eu diria, foi nessa sequência, porque ela vinha quase que uma adaptação. Nós íamos adaptando, íamos corrigindo as dificuldades encontradas e íamos ajustando os sistemas. Mas nós fomos até o limite, que foi Piraúna Marimbá. Porque, dali pra frente, nós tivemos que partir pra uma solução diver-less de fato, porque nós já estávamos atingindo profundidades que não daria mais pra ter um suporte, o apoio de mergulhador. Então, eram equipamentos remotos auxiliados por Remotely Operated Underwater Vehicle (ROV). Porque até nos 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 pra frente, nós tivemos que atuar com mergulhos com equipamentos submarinos do tipo ROV, onde eles passavam a ter uma participação mais ativa nas operações, auxiliando, então, com manipuladores e tal, pra orientar, pra auxiliar o encaixe de um equipamento no fundo. Enfim, então os equipamentos todos começaram a ser adequados, tanto as “árvores de natal” como os manifolds, as operações de perfuração, 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, em que eu tive a oportunidade de trabalhar também, onde a plataforma já se colocava numa posição em torno de 600 metros de lâmina d'água 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 pra resolver o problema ‒ pra 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 que é que nós fazíamos? Quando a operação de completação estava bem equacionada, a descida da “árvore”, a descida dentro da perfuração também, a descida de BOP, a coluna tal, os risers, isso aí estava tudo equacionado. Então nós passamos... O problema estava na hora em 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 pra exportação de óleo da produção ‒ óleo, gás, água ou o que viesse a ser produzido pelo poço. E os umbilicais, porque eram os umbilicais que operavam esse equipamento. A gente dava controle e monitoração. Nós tínhamos controle de temperatura, controle de pressão. Então, pra 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 sequência que era chamada de Emergency Shut Down Sequence. Você tinha uma sequência 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 pra essa plataforma que se conectava à “árvore de natal”, e o conjunto todo era descido simultaneamente. Então, foi assim que nós resolvemos os problemas disso. Tinha problemas porque, quando eu precisasse retirar a “árvore de natal” eu não poderia trazer os tubos de volta pra 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 o quê? 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 pra gente falar assim: “Olha, não podemos continuar desse jeito. Nós temos que desacoplar essas operações”. E pra desacoplar nós precisávamos equacionar e resolver as incertezas que existiam a respeito de conexões feitas no fundo remotamente. Então foi um grande avanço, foi nessa 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 pra ficar esperando cinco, dez dias ali, um pelo outro. Então, esse daí foi o grande mote que: “olha, nós temos que achar uma solução”. E foi achada a solução. Então, nós passamos, aí nós fizemos várias experiências. Nós tivemos: a “árvore” descia, nós íamos lá, 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. Depois 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 d'água de mil metros. Então, nós estamos falando do desenvolvimento de Marlim, do sistema pré-piloto de Marlim, piloto de Marlim. Aí, nós estamos falando da P18. Até a P18, a grande variação do pré-piloto até a P18 de Marlim, que nós passamos pela pré-piloto que foi a P13, piloto P20, a P18, depois a P19. Qual foi a grande diferença? Foi exatamente você sair de um sistema que era lay-away de operações casadas pra sistemas independentes. Você lançava dutos e fazia a completação de poços de forma independente. Então, esse foi o grande avanço, com um aumento de confiabilidade de operações e equipamentos. Essa foi uma grande mudança. Naquela época, a antiga DIVAP, que era a Divisão de Águas Profundas, ela já estava tomando uma outra forma que era de... a Petrobrás estava passando também por uma reestruturação. 


P – Isso era em que ano, mais ou menos? Pra gente entender. 


R – Isso foi em torno de 1996, mais ou menos. Então, nessa época já se falava não mais em divisão, em setor. Já eram as gerências e as gerências setoriais. Já havia um ajuste da empresa em termos de mercado, até de organização da própria empresa. E foi criada a Gerência de Tecnologia de Instalações de Produção (GETINP). Então o que é que aconteceu? Até a P18, 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, em Macaé. Eles ficavam com a parte executiva, operacional, mas toda a parte de desenvolvimento ficava na sede. Uma vez definido uma linha de corte, ou seja, até a lâmina d'água 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 criada então a Gerencia de Tecnologia de Instalações de Produção. E qual era o foco dessa gerência? Era exatamente buscar soluções para ir além dos mil metros de lâmina d'água. E nós tínhamos a certeza de que nós tínhamos chegado a mil metros. Mas nós não, avançando além de mil metros nós encontraríamos soluções que poderiam, inclusive, beneficiar o que já era praticado até mil metros. Então, qual era o objetivo desse grupo? Era trabalhar em tecnologia de ponta, avançando as fronteiras e aproveitando esse ganho tecnológico pra melhorar práticas que já eram incorporadas e já eram tidas como usuais.



P – E a exploração já apontava petróleo em maiores profundidades?


R – A grande, o nosso, tem aquela história, um olho no padre e outro na missa. Então, qual era... o grande drive nosso era exatamente a área de exploração. Então, nós nos guiávamos pelos prospectos que já estavam previstos em carteira da Petrobrás em termos de exploração, porque nós sabíamos que, uma vez descoberto, a nós ia ser dado um tempo muito curto pra botar em produção. Nós tentávamos nos antecipar olhando a carteira de exploração pra que a gente desenvolvesse os programas que nos gerariam recursos de equipamentos, enfim, de técnicas, de tudo, pra 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 1300, 1500, 1600, 1800 metros. Hoje, a última vez que eu atuei nessa área nós já estávamos com prospectos na faixa de 2200 metros de profundidade. Hoje eu acredito que são 2500, 2800 metros. E então o que é 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 o que era instalado abaixo do nível do mar, no fundo. Existia uma gerência que era 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 pra que pudesse acompanhar a exploração; 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 (Bendorâ?), já não eram mais aquela. Porque os Sistemas de Produção Antecipada (SPA) 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. O gás era sub-produto da produção de óleo. E aí vieram programas de queima zero; a própria medida provisória (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. Em uma fase intermediária entre o SPA e o sistema definitivo de produção ‒ que passou a ser chamado depois de... era Sistema Flutuante de Produção, era o SFP. Até no início assim nós... Sistema de Produção Flutuante. Aí falamos: “Não, mas isso aí dá a impressão que a produção que é flutuante, que a produção não é firme. Então vamos botar, o sistema é flutuante, de produção”. 


P – Tá certo. 


R – Então, houve um ajuste de nome e tal. E já nessa época, a gente já, com os primeiros, 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 gas lift era um método de elevação onde você melhorava o fator de recuperação de reservatório. Depois, vieram já com sistemas de produção flutuante, flutuante de produção. Então, já vieram. Além de você não poder queimar gás, você tem que aproveitar o gás, você usar o gás como um método de elevação pra você otimizar a energia de reservatório, aumentando o fator de recuperação. Você transformou, as plantas se tornaram mais complexas porque passamos a usar, aí sim, um método de recuperação secundária que era através de injeção de água. Então, você produzia o petróleo, mas você injetava água, às vezes na mesma quantidade do produzido. Então, isso daí gerava uma planta de injeção de água muito grande. Enfim, as plataformas cresceram muito. Elas cresceram muito porque elas não cresceram só a capacidade de óleo. Elas cresceram a capacidade de óleo, elas tiveram que crescer a capacidade da água a ser injetada nos reservatórios e elas cresceram também a movimentação de gás, porque o gás não era mais queimado. Tinha que tratar esse gás, cercar esse gás e mandar esse gás pra terra. Então, as plantas cresceram muito. São verdadeiras usinas em cima das plataformas. E nessa área, eu me lembro que eu trabalhava, eu fui gerente nessa área de tecnologia submarina. 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. O surgimento do uso dos navios, os Floating Production Storage and Offloading (FPSO) que foram resgatados em detrimento às plataformas serem 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 ali ficavam. E eu tinha a área de poço. Só que a área de poço, de completação de poço e tal, 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, o completar é quase que consequência. E eu ficava no meio. Eu, assim, 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 pra produzir se eu não tenho como levar esse óleo da cabeça do poço pra algum lugar. Então, não adianta. E você ____, não adianta você ter uma plataforma ancorada, linda, 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 e eu estou no meio aqui tentando resolver”. 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 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, modelar o efeito pra tentar então construir uma solução pra aquilo. Então o grande... nós tivemos o poço que foi o recorde, que foi o Marlim 4. Ele era um poço a 1027 metros de profundidade. Isso nos idos de 1994. Foi um poço que foi ligado primeiro à P20, ao piloto de Marlim, depois à P18, e hoje, se não me engano, ele está ligado à P26 no Campo de Marlim. Então, a vantagem desse conceito também que nasceu lá no sistema de produção antecipado é a mobilidade. Então, só como referência, eu pegava um poço, eu ligava hoje pra aquela plataforma. Mas depois, se eu desenvolvia um outro sistema aonde ele ficava mais próximo, eu pegava isso e remanejava pra essa outra plataforma. Então, era um conceito que a Petrobrás vem usando até hoje, que ele permite o remanejamento, a reutilização. O teu campo, o teu desenvolvimento do campo, ele tem vida. Ele não é uma coisa estática. Você está produzindo. Aí, esse poço aqui está com a produção baixa, você tira esse poço e liga um outro poço usando as mesmas instalações praticamente. Claro que fazendo alguns acréscimos, alguns ajustes. Mas você usa as mesmas instalações pra ligar novas coisas. Então eu diria que é um sistema muito dinâmico. Esse conceito é muito dinâmico. Talvez por isso mesmo que a gente vê: o mundo custou a seguir a Petrobrás, mas hoje todo mundo usa dessa solução, acho que pela flexibilidade que ela tem, pela rapidez. Você consegue, instalando as coisas em fase, você consegue. O sistema não precisa estar todo ele pronto. Você vai montando. É um tipo um “lego”, você vai montando, você vai aumentando, você vai diminuindo quando precisa, enfim. 


P – Marcos, infelizmente o tempo é curto, com histórias de tantas conquistas, de tantos sucessos. Então, eu queria que você falasse um pouco assim do seu ponto de vista, da sua experiência. Quais foram os projetos que você participou que te deram mais prazer, mais realização? Porque, enfim, imagino que a cada recorde, a cada prêmio que a empresa ganha, acho que quem faz parte deve se sentir um pouco premiado também. Eu queria que...


R – Não, sem dúvida. Olha, eu posso dizer, eu não saberia elencar. É claro que quando nós fizemos, e eu estava à frente desse projeto que foi o Marlim Sul número quatro, era o MLS4, que foi um recorde de produção, 1027 metros e tal, isso foi um orgulho muito grande pra mim. Quando nós fizemos o sistema piloto de Marlim Sul, que nós colocamos um poço em 1780 metros de lâmina d'água também, foi um recorde de produção, passando a Shell em 50 metros, porque a Shell estava detendo o recorde em 1700. Não, foi 1680, eles tinham 1630 se eu não me engano. E eu também estava à frente desse projeto. Isso realmente era um orgulho. Agora, eu posso dizer assim tranquilamente o seguinte, eu fui o privilegiado, eu acho. Porque, nesses 20 anos, eu estou com 26, eu sou de 79, vou pra 26 anos de empresa. Mas eu trabalhei, agora eu estou trabalhando numa área onde eu contribuo, mas eu saí um pouco da linha de frente dos desenvolvimentos, tal. Mas eu sempre estive envolvido com desafio. Porque, quando era 100 metros era um desafio; 150 foi um desafio; 200 também foi. E tudo isso era um motivo de orgulho nosso. Então era um orgulho do grupo, era um grupo muito unido, era um grupo que trabalhava muito orientado pra resultado. Então, buscar isso, buscar o desafio era o nosso dia a dia. E vencer desafio era o nosso dia a dia. Dava orgulho? Claro. Isso nos causava um orgulho muito grande. Agora, era um orgulho do grupo. Era um grupo. Todo o grupo era responsável por isso. E não era só esse grupo, porque se a gente pensar também existia o pessoal de perfuração, o pessoal de completação. Enfim, todos os grupos trabalhavam e trabalham focados em desenvolvimento. Então, eu não sei. Talvez por terem sido dois marcos assim que eu estava muito em evidência como coordenador dos projetos. Então, realmente foi uma satisfação você, no meio de tantas incertezas, de tantas variáveis, você conseguir concretizar alguma coisa. E o sistema ficava funcionando lá. Foi feito, tal, e funcionou. Funcionou o tempo que era requerido. Agora, eu acho que todos. Eu tive sorte. Realmente eu tive sorte de só estar envolvido em projetos onde todos os desafios estavam ali pra serem vencidos. E ter trabalhado junto com um grupo que era de fato um corpo. Não era o espírito de porco, espírito de corpo, mas era um grupo muito unido, e que ali eu acho que a consciência de todos do risco que estava envolvido, e o não ter medo de errar. Porque você não estava sozinho, era um grupo. 


P - E vocês não tinham muito de quem copiar, porque a Petrobrás estava à frente. 


R – Isso, a Petrobrás estava à frente. Hoje a gente até se dá ao luxo de, às vezes, dar uma olhadinha pro lado, que tem um parceiro ali emparelhado. Às vezes passa um pouquinho, a gente passa pra lá, tal. Mas naquela época não tinha opção mesmo, não. Até porque, o que eu tinha citado. Eu acho que o mundo levou cerca de dez a 15 anos pra entender esse conceito que a Petrobrás vinha usando e vir a usar de forma bastante intensa, como é hoje. Então foram dez anos ali, era você navegando nas surpresas. 


P – Marcos, pra gente já ir encerrando a conversa, eu queria saber se você tem alguma história pra contar? Enfim, pode ser engraçada, ou alguma coisa que tenha te marcado, um perigo enfrentado aí?


R – Ah, teve várias. 


P – É? Uma assim. 


R – Várias. 


P – Eu imagino. 


R – Teve essa. Essa foi muito _____, foi a minha primeira. Você vai lá fazer um pull-in, eu não sabia o que era pull-in, não sabia o que é que era tubo flexível. 


P – É fácil de explicar pra gente um pouquinho?


R – A operação de pull-in é... você vem lançando os tubos no fundo do mar com uma embarcação, e chega um momento que essa tubulação é transferida pra uma plataforma. Então, é a puxada e a “suportação” dela. Então, ali foi um momento assim bastante interessante. 


P – Te deu medo?


R – Eu não sei se era medo ou se era conforto porque você não estava sozinho. Você estava lá pra fazer uma operação, mas tinha o Zeferino numa embarcação, tinha um outro engenheiro. E um negócio interessante naquela época. Hoje você pega o telefone, fala pra cá, pra lá. Naquela época não tinha não. Era SSB base Rio ou base Vitória. E só. Não conseguia grandes contatos não. Eram contatos difíceis e, enfim, mas você trabalhava dessa forma mesmo. Agora, esse foi um fato assim que, não sei, é interessante a forma. Eu acho que isso daí era uma demonstração também de confiança no grupo, nas pessoas. Então você, o gerente, não era irresponsabilidade dele. Ah, manda ele pra lá, tal. Não, ele tinha percepção exata do que é que era o trabalho e o que é que estava sendo feito e como que isso daí poderia estar interagindo com o ambiente ali naquele momento. Então, não era largar e “olha, se vira”. Não, era uma coisa que acontecia estruturada. Então, por isso que eu disse, era um medo, mas era um medo que você sabia que ali do lado você tinha a quem pedir um socorro. Então, nós tivemos assim situações muito hilárias. Eu me lembro que uma vez, fazendo um pull-in desse, o pull-in foi todo... Essa foi engraçada. Foi engraçada e triste. Eu, como engenheiro, não deveria contar essa história, até porque... Mas o que é que aconteceu? Nós estávamos fazendo uma operação de pull-in e toda a operação foi concebida pra ser feita utilizando um guindaste da plataforma. Bem, iniciamos a operação. Estávamos fazendo a puxada dos tubos. Era um tubo de oito polegadas. Nós estávamos puxando pra (SSmeia?). Eu estava a bordo. É uma sonda da (Sédicus C35D?). E o guindaste quebrou. O guindaste quebrou e ele quebrou. Ele quebrou o mecanismo dele de rotação e quebrou o mecanismo de içamento. Então, ele não ia para lugar nenhum. Ele ficou parado e a embarcação tendo que afastar. O mar, tinha o mar, o mar estava virando, estava ficando ruim. A embarcação tinha que se afastar. E o que é que significava a embarcação se afastar? Quando ela se afastasse, ela ia ter que descarregar mais peso de tubo pra poder se afastar, e o guindaste estava quebrado. Então, ela não podia jogar mais peso de tubo num guindaste quebrado. Bem, aí eu falei assim: “Bem, eu vou projetar uma estrutura aqui pra pull-in”. Aí sentei lá. Não tinha, aí sentei lá, fiz um desenho de uma estrutura, tal. Aí chamei o soldador da plataforma: “O que é que tem aí de tubo, perfil?” Era o que tinha, porque não tinha tempo pra trazer, fazer projeto. Não. Era o material que tinha, nós tínhamos que fazer uma estrutura. Aí fizemos a estrutura, tal. Aí eu olhei assim, falei assim: “Poxa, isso aqui pode, ela pode estar fraca aqui, tal. Bota um reforço aqui”. Aí fomos botando reforço, reforço, reforço. De repente a estrutura, mais o que tinha de reforço na estrutura. Aí, eu olhei e falei assim: “Bem, das contas assim por alto, tal, eu acho que dá. Vamos fazer”. Aí, passamos os cabos, tal, pegamos na cabeça do tubo, da linha, e aí nesse momento o guindaste já estava conseguindo pelo menos aliviar o cabo de içamento do hook aí eu falei assim: “Bem, ele vai descendo, eu pego com um cabo aqui, transfiro a carga. Aí puxo com esse outro cabo aqui”. “Tá bom, vamos lá, vamos em frente”. Aí, comecei a descer a carga. Quando a carga começou a pendular do guindaste para a estrutura, a estrutura começou a “nhec”, “nhec”, “nhec”. Eu falei assim: “Isso aqui eu acho... Bota mais suporte aqui. Segura aqui, segura ali, trava aquele negócio todo”. Mas ela já estava... aí a estrutura, eu falei assim: “Agora vai desse jeito mesmo”. Não tinha mais como voltar. Não dava mais para voltar. Eu ainda tentei voltar, queria voltar com o tubo pro navio, o navio já tinha afastado. Falou: “Agora não tem jeito”. Eu falei assim: “Então segura aí que eu vou tentar puxar”. Olha, foi o maior sofrimento, foram minutos assim de angústia e sofrimento porque, quando nós acabamos a operação, a estrutura estava tão torta, empenada, porque ela não resistiu aos esforços que ela sofreu. E eu tirei uma foto e falei assim: “Essa daqui eu vou guardar como recordação do seguinte: a minha carreira como engenheiro estrutural acabou nesse momento. Eu nunca mais vou ter chance em lugar nenhum de projetar estrutura metálica pra nada”. Então essa daí foi, mas a operação deu certo. 


P – Deu certo?


R – Deu certo.


P – Que bom. Então, pra encerrar eu queria saber o que é que você achou de dar esse depoimento e o que acha da Petrobrás investir num projeto como esse, de contar a sua história.


R – Olha, eu, por várias vezes, eu pensei o seguinte. A fala, o homem tal, aí tem filho tal, planta uma árvore, escreve um livro. Eu falei assim: “Poxa, eu gostaria de escrever um livro sobre essas histórias”, porque é uma forma de você guardar a memória. E eu acho a iniciativa excelente. Eu acho que é importante, é necessária. Hoje nós vivemos em outros momentos. Tudo. É outro momento na vida da empresa, na nossa vida profissional. Mas não desmerece os momentos passados, porque hoje uma coisa que realmente a gente não pode é ser aquele engenheiro de obra feita. Depois de feito, aí vai lá e critica. Todo o processo decisório, todo ele, 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. E gravar isso, relembrar isso, relembrar a experiência de vida, eu acho que é um motivo não só de orgulho para a própria empresa como pra quem participou disso. Então, é uma forma de falar assim: “Poxa, deixei meu depoimento. O depoimento está feito. Pronto. Então agora não tem como negar”. Mas eu acho muito importante, eu acho que é muito bem-vinda a ideia. Tardiamente, mas veio. Eu acho que isso vale. 


P – Então tá, muito obrigada. 


R – Obrigado, também. 


P – Depois vou pedir a sua foto.

 

---FIM DA ENTREVISTA---

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