Desafios em águas profundas.

Meu nome é César José Moraes Del Vecchio, nasci no Rio de Janeiro, em 26 de janeiro de 1954.

Eu me formei em Engenharia Mecânica em 1976 e prestei alguns concursos. Tinha algumas possibilidades de emprego, entre estas uma era a Petrobras. Era um emprego que me interessaria, porque achei que me permitiria continuar estudando e me aprofundando na profissão que escolhi. Fui aprovado no concurso que se destinava à formação de engenheiros de inspeção de equipamentos. Fui admitido no dia primeiro de fevereiro de 1977. Foi o meu primeiro emprego. Fiz outros estágios durante a faculdade, mas quando me formei meu primeiro emprego foi a Petrobras.

Passei por um treinamento de sete meses, onde fiz um curso de Engenharia de Inspeção de Equipamentos. Esse curso foi feito no edifício sede da Petrobras, onde os cursos eram realizados naquela época – no edifício sede ou na Bahia. Ao terminar esse curso, em função das vagas disponíveis, a escolha era de acordo com a classificação no curso e escolhi vir trabalhar no Centro de Pesquisa da Petrobras. Naquela época, não era possível vir direto. O profissional vinha aqui, se cadastrava no Cenpes e passava um ano trabalhando no campo. Assim eu fiz. No final de 1977, me apresentei no Rio de Janeiro, no Cenpes. Vim para trabalhar na área de exploração e produção, que era a área que tinha vaga, para trabalhar em pesquisa, e fui designado para fazer um estágio de um ano no órgão da exploração e produção, que estava gerenciando a produção da Bacia de Campos. Na verdade, não existia produção na Bacia de Campos, mas estavam começando a fazer as instalações que iam produzir o óleo que tinha sido encontrado na Bacia de Campos.

Na Bacia de Campos, tínhamos perfuração, atividade sísmica, atividade de perfuração exploratória, perfuração de desenvolvimento e não havia ainda nenhuma instalação de produção de petróleo, só de prospecção e de perfuração. Eu comecei a trabalhar no que eram águas profundas para a Petrobras. Naquele tempo, águas rasas eram o que tinha na Bahia, em Sergipe, lâminas d´água de até 30 metros. O horizonte da Bacia de Campos era um horizonte que, em um primeiro momento, tinha na faixa de 80 a 200 metros de lâmina d´água. Aquilo eram águas profundas nos termos da época. Hoje é água extremamente rasa, mas, naquela época, eram águas profundas. Existia tecnologia para perfuração nessa lâmina d´água e essa tecnologia de produção era o que estava sendo feito no exterior também. A Petrobras estava se desenvolvendo simultaneamente com o que existia no exterior. Nós trouxemos um pouco de tecnologia do Mar do Norte. Acredito que foi a primeira área em que a Petrobras absorveu tecnologia. Algumas empresas que operavam e faziam engenharia e desenvolvimento no Mar do Norte foram contratadas como consultoras e deram apoio para o pessoal da Empresa nos primeiros projetos que foram realizados na Bacia de Campos.

Na época, tinham dois grupos da área de exploração e produção, que chamava-se Dexpro, Departamento de Exploração e Produção. Tinham dois grupos dedicados à Bacia de Campos, sendo que um era denominado Assessoria Especial da Bacia de Campos (Ascam), no qual fui estagiar. Esse grupo estava voltado para projetar e instalar um sistema de produção, com cabeças de poço secas e um manifold atmosférico para produzir o Campo de Garoupa e alguns poços de Namorado. Era o chamado Sistema Provisório de Garoupa. E um outro grupo dentro do Dexpro começou a trabalhar para produzir o Campo de Enchova, através de uma plataforma semi-submersível, esse grupo se chamava Gespa, Grupo Executivo de Sistemas de Produção Antecipada. Foram dois grupos que trabalharam em paralelo: o Gespa, voltado para sistemas de produção antecipados, que visavam colocar em produção, num campo que tivesse sido encontrado, com o objetivo de colher dados e ter algum retorno em óleos, e o Ascam era voltado para ter um sistema de produção com um número maior de poços, num campo um pouco mais bem trabalhado, mas antecipando a produção em relação ao que seria botar uma plataforma fixa. A plataforma fixa demoraria cinco anos para ser instalada na locação. O Gespa trabalhava para produzir o Campo de seis meses a um ano, produzindo um, dois poços, e a Ascam trabalhava em dois, três anos, para conseguir colocar um sistema que produzisse vários poços. Eram três escalas de tempo, três níveis de complexidade. Na época, eu era engenheiro de equipamentos estagiário. Eu tinha 23 anos. O número de pessoas trabalhando disponíveis na atividade era muito pequeno. Mesmo nessa época, tínhamos uma responsabilidade muito grande.

A minha expectativa pessoal sempre foi trabalhar com Engenharia e com inovação. Sempre foi minha vontade desde o início do trabalho. Eu não queria trabalhar com rotina. O meu primeiro objetivo quando vim para o Cenpes era trabalhar na Engenharia. No meu ano não houve vagas para a Engenharia Básica no Cenpes e depois descobri que tinha mais vontade de trabalhar em pesquisa e desenvolvimento do que em Engenharia básica. No decorrer dos anos, tive oportunidade de trabalhar na Engenharia Básica, embora nunca quisesse. Na verdade, preferi continuar o meu período no Cenpes trabalhando na área de pesquisa e desenvolvimento. A minha expectativa era ganhar uma experiência de campo, porque era muito importante para uma pessoa que vinha trabalhar no Cenpes. É muito importante não só a experiência que se traz do campo, como os contatos que se faz com os grupos, as equipes, os engenheiros de campo. Esses eram os grandes objetivos: ganhar experiência, ganhar contato com a realidade de quem está trabalhando no campo. E foi uma época muito interessante.

Trabalhei, tive várias atividades nesse grupo, fiquei um ano e três meses e, nesse período, trabalhei com obra em canteiro, acompanhando o final da obra de uma das torres desse sistema de Garoupa. Depois, trabalhei no transporte e instalação dessas torres. Essas torres foram construídas em Mangaratiba. Numa torre ficava ancorado um navio de produção, um FPSO, o navio Presidente Prudente de Moraes, o PP Moraes, que até hoje está trabalhando para a Petrobras. Hoje é o P-34. Ele tinha sido um navio que transportava petróleo para a Fronape e foi selecionado para conversão para um navio de produção. Esse navio ficava permanentemente atracado numa dessas torres através de um sistema de múltiplas vias. Ele recebia o óleo através dessa torre e controlava poços, se comunicava com esse manifold submarino através dessa torre. O óleo era recebido no navio, separado, tinha algum tipo de armazenamento e depois era transferido para um outro navio através de um duto que descia por essa torre e subia na outra torre. Na outra torre, então, atracavam navios de alívio, que vinham periodicamente, recebiam o óleo do navio que separava o petróleo e transportavam para terra. As duas torres foram construídas em Mangaratiba e rebocadas até a Bacia de Campos. Eu acompanhei o reboque e o posicionamento de uma dessas torres. Uma das torres, no transporte para a área, sofreu um dano e foi trazida de volta para o Arsenal de Marinha, para o dique seco. Acompanhei o reparo dessa torre no Arsenal de Marinha e seu reboque para a Bacia de Campos, daqui da Baía de Guanabara. Ela foi rebocada por um rebocador oceânico. Demorou quase três dias para ir do Rio de Janeiro a Bacia de Campos, numa velocidade relativamente baixa. Tem uma rota de reboque, uma velocidade de reboque, tem que ter uma previsão de mar adequado para fazer esse reboque e para fazer sua instalação, que envolvia alagamento de compartimentos e posicionamento no local pré-determinado. Tem que ter uma condição de mar adequada, que chamamos de uma janela de mar adequada para fazer essa instalação.

Depois, voltei para o escritório e fiz uma série trabalhos visando o sistema de produção em definitivo. Conforme começaram a ser instalados os equipamentos no mar, começamos a trabalhar simultaneamente nos projetos definitivos. Trabalhei no projeto definitivo de Enchova e de Garoupa, nas facilidades de produção, ou seja, naqueles sistemas que ficam instalados no convés da plataforma, que tem facilidade de produção, que fazem a separação, bombeio de óleo. No caso das facilidades de produção, são aquelas facilidades que trabalham com pressão, tratamento de água para injeção, água industrial, água doce, água potável, incêndio. Trabalhei um período no projeto dessas plataformas. Voltei a fazer algum trabalho de instalação. Essas plataformas com que trabalhei já eram plataformas fixas definitivas para a Bacia de Campos. Na época, não trabalhei na parte de estrutura. Esta parte tinha uma característica especial de águas profundas. A parte de facilidade de produção, ou seja, a planta industrial que está instalada sobre a plataforma, não tinha características especiais de águas profundas. O que tinha característica especial de águas profundas eram os dutos, os tubos condutores e a estrutura, a jaqueta em si. O projeto da jaqueta tinha características específicas de projeto, a fadiga, que eram bastantes diferentes das características do projeto das jaquetas projetadas para lâmina da água rasa. Mas, na parte onde trabalhei, as características não mudavam com a lâmina d’ água não. Trabalhei na área de instalação dos dutos submarinos desse sistema provisório. Voltei ao mar para fazer a instalação de alguns dutos e conexão com mergulho saturado, uma coisa que eu não tinha a menor idéia do que seria. É uma coisa que hoje é bastante comum. Mas, na época, a Petrobras não trabalhava com essa tecnologia, que é a tecnologia de mergulhadores que passam um período de 15 dias numa câmara de compressão, onde eles ficam o tempo todo submetidos à pressão do fundo. Na época, estávamos fazendo trabalho em torno de 90, 100 metros de profundidade. Eu trabalhava num navio que, durante uns 20 anos, trabalhou para a Petrobras, aqui na Bacia de Campos, chamado Flex Service Um. Esse navio lançava linhas flexíveis, fazia conexões submarinas e tinha uma equipe de mergulho saturado. Participei de um lançamento de dutos flexíveis nessa lâmina d´água entre 100 e 120 metros e a conexão com o mergulhador desses dutos numa das torres.

Na época, os mergulhadores tinham um treinamento muito básico. De maneira geral, nós instruíamos os supervisores de mergulho e estes instruíam os mergulhadores sobre o trabalho que ia ser feito. Nesse caso específico, no período que fiquei lá, os mergulhadores já tinham feito esse serviço anteriormente. Eu não tive que dar nenhuma instrução para os mergulhadores pessoalmente. Mas é comum discutir antes com a equipe que vai fazer um trabalho, mostrar, se for um trabalho de mais complexidade. Antes de eles serem submetidos à saturação, de entrarem na câmara e serem pressurizados, podem até fazer uma simulação desse trabalho fora da câmara e fora do trabalho no fundo. Isso facilita muito, porque na condição de saturação o mergulhador não tem exatamente o mesmo desempenho que uma pessoa, como nós.

Sistema Provisório de Garoupa e Namorado / Facilidades de Produção Estava trabalhando simultaneamente na instalação e na pré-operação desse sistema provisório. Um grupo estava pré-operando esse sistema e colocando-o em operação. O outro grupo, no qual eu trabalhava, já estava começando o projeto das estruturas, das plataformas fixas. Nós trabalhávamos no Edifício Astória, vizinho ao Edifício Serrador, na Rua Senador Santas. Esse foi o trabalho que eu fiz durante o meu estágio. O meu estágio foi instalando, construindo ou já projetando alguma dessas facilidades, que foram as primeiras facilidades de produção instaladas na Bacia de Campos. Na verdade, o grupo executivo de produção antecipada, o Gespa, acabou produzindo óleo antes desse sistema, através de uma plataforma flutuante, uma semi-submersível. Foi em 1978, ano da produção inicial. Esse sistema acabou produzindo óleo um pouco antes do sistema com o navio P.P. Moraes, o manifold e as câmaras secas instaladas lá no campo de Garoupa e Namorado.

Estou numa fase de transição. Passei os últimos oito anos como gerente da área de tecnologia de materiais, equipamentos e corrosão, ligadas à pesquisa e desenvolvimento na área de produção do Cenpes. Agora voltei à atividade técnica, deixando a gerência. Trabalho num grupo chamado Grupo de Integridade Estrutural, que zela pela integridade dos equipamentos da área de produção e também de toda a Companhia, da área do refino, de transporte e da área de exploração e produção também. Temos um grupo que trabalha com três conhecimentos básicos: controle de corrosão, inspeção dos equipamentos, ensaios não-destrutivos. Outro grupo faz a parte de desenvolvimento de metodologias de cálculo e critérios de cálculo e analisa a integridade dos nossos equipamentos quando estes contêm descontinuidades, defeitos, quando estão corroídos, quando têm trincas. Conforme seu uso, os equipamentos vão se desgastando. Este grupo é o que desenvolve a tecnologia para dizer se o equipamento ainda é capaz de continuar produzindo sem risco. Sua importância é óbvia. A Petrobras é uma empresa que tem que trabalhar com segurança, seus equipamentos são calculados por códigos, normas de projeto, mas, muitas vezes, o desgaste destes é acelerado, quando as condições de produção, de refino ou de transporte mudam, se tem um agente agressivo a mais, uma movimentação de solo inesperada, então, os equipamentos sofrem danos que são imprevistos. Essa gerência de tecnologia de materiais e equipamentos e corrosão, chama-se Temec. Ela olha os equipamentos que, normalmente, estão fora das condições normais previstas e avalia se é possível, com métodos mais sofisticados, que esses equipamentos continuem operando com segurança. Na área de dutos, por exemplo, estou trabalhando com outro colega na análise de um duto que transfere o óleo de Ribeirão Preto para Brasília, em que as condições de calçamento do duto, na travessia de um rio, não estão de acordo com o projeto. Estamos avaliando se ele pode ou não permanecer operando nessas condições. Temos a idéia de que trabalhamos ligados às condições não previstas de operação, mas também desenvolvemos muita tecnologia voltada para critérios de projeto.

Uma área em que trabalhei durante muito tempo, em que fiz minha tese de doutorado, foi a de desenvolvimento de critérios para usar cabos sintéticos em ancoragens. A Petrobras é uma empresa pioneira no mundo nessa área, todas as normas que existem hoje foram praticamente lideradas pela Petrobras. Os critérios utilizados pela indústria, no mundo inteiro, para projetar as ancoragens para águas profundas, onde praticamente todas se baseiam em cabos sintéticos, foram desenvolvidas pela Petrobras. E com uma participação forte de gente que trabalha na nossa gerência. Nesse caso, não temos patente nenhuma. Muita coisa é know-how e não é possível patentear.

Quando um empregado da Petrobras patenteia, cede os direitos para a Petrobras. Tenho participação em, pelo menos, umas oito ou nove patentes, mas, nesse caso em particular, acredito que foi um dos trabalhos em que me envolvi que teve mais impacto para a Petrobras. Não temos nenhuma patente específica dos sistemas de produção que usamos. Temos outras patentes. Conforme fomos avançando na profundidade de água, algumas pessoas que trabalhavam no campo perceberam que não seria possível continuar usando unidades, navios, plataformas ancoradas, conforme a lâmina d´água fosse aumentando. Não íamos poder usar os sistemas de ancoragem tradicional. Sistemas tradicionais eram baseados em correntes muito pesadas e cabos de aço também muito pesados. No caso, um dos engenheiros que trabalhava lá, instalando sistemas em Macaé, disse o seguinte: “Vamos precisar usar cabo sintético, vamos precisar usar elementos de ancoragem que não tenham o peso imerso muito pequeno.” Ele trouxe essa idéia para o Cenpes e fui a pessoa que mais se envolveu no primeiro desenvolvimento desse sistema. Trazendo essa idéia para cá, fizemos uma série de testes em cabos bastante sofisticados, fabricados com fibras de aramida de última geração – eram fibras usadas em colete à prova de balas. Hoje em dia se usam em colete à prova de balas e em uma série de outras aplicações. Testamos bastante esses cabos durante uns dois, três anos, e chegamos a qualificar alguns desses cabos para uso nas nossas plataformas mas, no meio deste desenvolvimento, percebemos que seria possível usar materiais mais baratos e que, quando aplicados nos sistemas, teriam uma resposta mais interessante. Sempre que se muda o material que se está usando num determinado sistema mecânico naval, o material interfere na maneira como o sistema responde. No caso dos cabos sintéticos que estudamos, passamos a adotar cabos de poliéster em quase todo o nosso projeto. Esses cabos permitem um sistema que não precisa de sistemas no fundo que coloquem complacência no sistema de ancoragem. Você pode usar o cabo diretamente ligado a um fixo no fundo do mar. A complacência geométrica do cabo dá toda a complacência necessária ao sistema de ancoragem. Foram sistemas que já tinham sido mencionados até na literatura, mas que ninguém se dispôs a investigar em profundidade, nem a efetivamente usar. A Petrobras se dispôs a fazer um investimento grande. Nós começamos a trabalhar investigando cabos sintéticos na Petrobras em 1986. Instalamos os primeiros cabos em 1987, 1988. De 1987 até 1990, trabalhamos qualificando esses cabos de kevlar, que estão disponíveis para uso, mas, na verdade, a Petrobras nunca usou integralmente do sistema de produção, porque eram muito caros e não tinham um desempenho mais adequado para sistemas de produção. Depois, de 1989 até 1992, trabalhamos desenvolvendo a tecnologia dos cabos de poliéster. A maior parte do desenvolvimento da tecnologia foi até 1992. Daí começamos a fazer testes de campo e instalamos os sistemas de produção só em 1996 e 1997. Passaram-se praticamente 10 anos de investimento para se ter uma tecnologia que permitisse a Petrobras avançar à frente de todas as outras companhias em sistemas flutuantes na lâmina d´água. Hoje a tecnologia desenvolvida pela Petrobras é adotada por todas as empresas que estão produzindo com sistemas flutuantes em lâminas d’água profundas.

A Petrobras teve uma mudança muito grande nesse período. Hoje, a Petrobras é uma empresa muito mais estruturada do que era. Posso dizer que, quando entrei na área de exploração e produção, águas profundas eram, não só um desafio, mas uma aventura. Hoje continuamos com bons desafios em águas profundas, águas ultraprofundas, mas é muito bom ver que a Companhia amadureceu o suficiente para não tratar isso como uma aventura. Temos a alegria de, a partir de 2001, ter tido uma série de colegas novos entrando na Petrobras. Eles têm desafios ótimos e temos excelentes profissionais entrando na Empresa, ajudando a enfrentar esses desafios. Na semana passada, eu vi um vídeo da instalação desse manifold em Garoupa. Não participei da instalação, não vivi a instalação, mas vi um vídeo feito na época. Me lembro que esse manifold foi rebocado, algumas válvulas foram abertas por trabalhadores com colete, que abriam as válvulas de alagamento, pulavam dentro d´água e saíam nadando. Uma coisa inimaginável. Esse vídeo está disponível. É bastante interessante ver como muitas coisas eram feitas com espírito de aventura. Hoje, por exemplo, um fiscal de uma embarcação dessas é uma pessoa com cinco, dez anos de experiência. Eu era engenheiro e não tinha nem um ano de experiência. Cheguei a trabalhar como fiscal de um navio que lançava linhas, que tinha mergulhadores saturados. Eu era engenheiro estagiário, tinha 23 anos de idade. A falta de gente disponível e o desconhecimento das atividades faziam com que houvesse um cunho de aventura muito grande. Acho que a coisa mais importante que existia naquela época e que persiste até hoje é o desafios. É o que mantém a gente motivado. Acredito que os engenheiros, as pessoas que trabalham em pesquisa e desenvolvimento são movidas a desafio tecnológico. Hoje, por exemplo, as áreas mais interessantes para trabalhar são as áreas de dutos submarinos. São áreas que ainda têm muito avanço a ser feito, áreas de poços horizontais, multi-laterais. Existem áreas que têm desafios muito grandes pela frente. Ainda tem bastante desafio na área de águas profundas e ultra-profundas. E muito trabalho. Eu não trabalho na área de geologia, mas me parece que não existem prospectos muito além de três mil metros de profundidade. Acho que três mil e poucos metros é como um limite.

Acho o projeto muito interessante. Todos na Petrobras reclamam que a Petrobras é uma Empresa de memória curta – você já deve ter ouvido isso. Precisávamos descobrir uma maneira de transferir um pouco desses depoimentos para as pessoas mais novas. Eu não sei qual a melhor maneira de fazer isso, porque as pessoas mais novas, que estão entrando, como tem muito trabalho a ser feito, já estão entrando imediatamente e ocupando o seu homem-hora, mas seria interessante se essas pessoas pudessem ver um pouco dessas entrevistas. Acho que é excelente toda essa área de gestão, não só de memória, mas de conhecimento da Empresa. É uma área em que a Petrobras tem várias iniciativas, mas aí também tem um desafio, que são desafios bons. Eu só gostaria de fazer um comentário adicional, uma coisa muito importante de todos esses desafios, esses desenvolvimentos, foi o espírito de equipe da Petrobras. O Cenpes é um órgão privilegiado em relação a isso. Trabalhando no Cenpes, se consegue trabalhar muito bem com pessoas que estão dentro de uma refinaria, que estão na sede, que estão na engenharia. Desse trabalho é que vem os principais frutos do desenvolvimento tecnológico. As maiores inovações que tivemos na Petrobras vieram daquelas pessoas que convivem com os problemas da Empresa no dia-a-dia. Essas pessoas quase sempre estão lá na ponta, nas unidades operacionais, no campo, operando, fazendo instalações. Essas pessoas, como estão vivendo no dia-a-dia com os problemas, muitas vezes trazem as melhores soluções, as melhores idéias, que depois vêm para o Cenpes para elaborar essas soluções. Isso é uma coisa que a Petrobras não pode perder, a idéia de movimento do campo para a pesquisa e da pesquisa para o campo é essencial, é a mola-mestra do nosso desenvolvimento tecnológico.