Francisco Eduardo Alves Massa

IDENTIFICAÇÃO Meu nome é Francisco Eduardo Alves Massa. Nasci no Rio de Janeiro, em nove de fevereiro de 1956. FAMÍLIA Meu pai chama-se Francisco Massá Filho e minha mãe, Maria Alves Massá. O meu pai é advogado. Na época do antigo Estado do Rio, era promotor de justiça. Ele advogava na Guanabara e exercia atividade no Ministério Público como promotor em várias comarcas. Rodou o Estado todo. Nas férias, eventualmente, ia com ele. Andei por Miracema, Rio das Flores, Valença. Meu pai, hoje, já está aposentado, mas, mesmo assim, continua exercendo sua profissão. Ele tem um escritório de advocacia e não consegue parar de trabalhar. Está com 72 anos. Minha mãe era dona de casa. Somos quatro filhos. Ela se dedicou à família e à casa. Meu avô paterno se chamava Francisco Massá e a minha avó, Antônia Nardine Massa. Por parte de mãe, o meu avô se chamava Pedro Alves de Lima e minha avó era Virgínia Ferreira Barreto. Meus avós, por parte de mãe, eram do interior do Rio Grande do Norte. Minha mãe veio para o Rio de Janeiro aos nove anos de idade. Ela reporta que veio num navio e passou mal. Aqui, meu avô trabalhou como operário. No Nordeste, trabalhava no sertão, no roçado. Lembro dele vagamente, porque ele morreu quando eu tinha uns quatro ou cinco anos de idade. Por parte de pai, meus avós eram italianos. Meu avô imigrou para o Brasil. Aqui, trabalhou como operário da indústria de mármore. Trabalhava na Rodovia Rio-Petrópolis. Eles moravam em Higienópolis. Lembro mais dele, porque eu já tinha uns 12 anos de idade quando ele faleceu e pude conviver mais com ele. Com as minhas duas avós convivi bastante. Elas tiveram uma vida mais longa. A origem do nome da nossa família é italiana. É de uma região próxima a Gênova, na Itália. Até hoje tenho parentes lá. Eles moram na cidade de La Spezia. Tive a oportunidade de conhecer esta cidade quando estava no exterior. Fiz uma viagem para lá em 1996 e conheci alguns primos distantes. Conheci uma irmã do meu avô que ainda é viva, bem velhinha. Conheci tios. Conheci um lado da família que, normalmente, não teria muito contato. Tenho dois irmãos e uma irmã. Nós, os irmãos homens, somos muito próximos. Sou o mais velho. A diferença de idade é um ano para cada. Éramos os três muito próximos. Já a nossa irmã não, defasou um pouco. Minha irmã tem sete anos de diferença para mim. Era a irmãzinha. A gente cuidava dela. Eram três cuidando de uma, coitados Sofri. CASA Sempre morei no Rio de Janeiro. Nasci na Gávea, depois morei em Laranjeiras durante minha infância e adolescência. Depois, fui para Ipanema, aos16 anos de idade. Em Ipanema, fiquei até me casar. Casei e voltei a morar em Laranjeiras, porque minha esposa também era de lá. INFÂNCIA Tivemos uma infância boa. Morávamos num prédio que tinha um espaço enorme, área de lazer, campo de futebol, playground. Naquela época, já dispúnhamos destas oportunidades. Meu pai era de classe média, então, tínhamos uma casa em Teresópolis. Passei muitas férias lá, desde pequeno. Íamos quase todos os anos. Andávamos a cavalo, de bicicleta, tomávamos banho de rio. Eu diria que amadureci muito cedo. Aos 13 anos, já tinha uma turminha, ia a boates, à noite. Em Teresópolis, também dirigia. Ganhei minha primeira motocicleta aos 13 anos de idade. Com 14 anos, já dirigia carro. Meu pai liberava, porque todos liberavam. Naquela época, Teresópolis possuía outra realidade, como acontece, ainda hoje, com várias cidades. Ele liberava, porque sabia que a gente tinha cuidado para conduzir. A gente andava mais nas ruas internas, para ir de casa para a casa de um amigo. Mas já era um primeiro gostinho. Isso na época de férias. ENSINO FUNDAMENTAL Cursei o primário numa escola em Laranjeiras, chamada Instituto Nazaré. A partir da admissão, estudei no Colégio São Bento, na Praça Mauá, durante oito anos. Meus irmãos também estudaram no Colégio São Bento. Íamos os três para o Colégio. Minha irmã estudou em Botafogo, no Colégio Imaculada Conceição. O São Bento era um colégio só de homens e tinha um padrão forte de ensino. JUVENTUDE Para além das férias, no prédio, tinha a minha turma. Descia, conversava, batia papo. Nunca fui de fazer muita atividade física. Tive um problema na garganta, que me gerou um sopro no coração e uma febre reumática. Durante um período, até uns dez anos de idade, eu tinha dor nas articulações. Fiz um tratamento com um cardiologista e me recuperei. Mas isso, com certeza, influenciou nas minhas atividades, porque eu tentava jogar futebol, mas sentia dor. Acabei me voltando para outras coisas que não o esporte em si. Eu, por exemplo, gostava de coisas de carro. E tinha o meu grupo de amigos. Conversava, jogava botão, ping-pong. FAMÍLIA / IRMÃOS Este grupo de amigos não era o mesmo que o dos meus irmãos. É engraçado, pois apesar de nossa faixa etária tão próxima, cada um tinha o seu grupo. Era um edifício muito grande, de 20 andares e tinha uns cento e poucos apartamentos. Tinha um volume grande de crianças. Tinha o espaço para a gente brincar. Eu saía com a minha turma, o meu irmão do meio saía com a dele e o menor saía com a sua. Lembro que eles tiveram o período do Fluminense, porque a gente morava em Laranjeiras. Eles fizeram water-polo, mas eu não participava. O mais novo sempre foi mais desportista, ele fazia water polo, jogou tênis, fez basquete. O do meio já gostava mais de mar. Lembro que ele passou um período grande fazendo surf. E, depois, fomos morar em Ipanema. Quando fomos para lá, ele tinha uns 15 anos e não saia da praia. Pegou muita onda. INTERCÂMBIO NOS ESTADOS UNIDOS Aos 15 anos, fiz um intercâmbio nos Estados Unidos. Fui morar com uma família. Fiquei seis meses em Kansas City, no Kansas. Foi uma experiência super interessante. Saí do Brasil falando só o inglês do Colégio São Bento. Havia terminado o ginásio e fui viver essa experiência. Morei com uma família que era de alemães residentes nos Estados Unidos. Eles tinham uma filha da mesma idade que eu. E tinham dois rapazes mais velhos, que estavam na universidade e só vinham em casa nos feriados. Foi uma experiência muito interessante. Era uma cidade pequena e foi bom aprender inglês. Depois, teve uma influência grande na minha carreira. E também foi uma experiência de vida. Aos 15 anos de idade, sair de casa e ir para um país diferente, conviver com uma família com cultura e tradições diferentes. Voltei e já estava no científico, que fiz no Colégio São Bento. Depois, fiz o vestibular e passei para a PUC. ENSINO MÉDIO No final do ginásio já pensei o que queria fazer, porque gostava de Ciências Exatas. Não tinha muita paciência para História, Geografia e Biologia. Gostava de Química, de Matemática, de Física, de coisas exatas. Sempre fui muito observador e gostava de saber o porquê das coisas. Não gostava de ler e nem das aulas de Literatura. Na época do Colégio São Bento, tive dois anos de latim e tinha que ler livros em latim. Aquilo, para mim, era um transtorno. No final do ginásio, me decidi. Até porque tínhamos que decidir se queríamos fazer o Clássico ou o Científico. O Clássico era uma tendência para a parte de Humanas e até mesmo de Medicina. E o Científico era para as Ciências Exatas, basicamente para Engenharia, Física e Química. Ao longo do Científico, optei pela Engenharia Mecânica. Naquela época, durante o vestibular, já tinha que optar. Não podia optar por engenharia apenas. Quando fiz vestibular para Engenharia Mecânica na PUC-Rio, já sabia o que queria fazer. Eu gostava de carro e imaginava trabalhar na indústria automobilística. Gostava de carro, motocicleta e motores. OPÇÃO: ENGENHARIA Fiz Cesgranrio, mas botei a PUC como primeira opção. Meu pai é advogado, então, se houvesse alguma expectativa, teria que ter seguido a carreira dele. Meu irmão mais novo, que é advogado, seguiu meu pai. Mas eu não. Dos avós, seguramente, não tive influência. Foi uma decisão minha, pelo que eu gostava de fazer, pelas coisas que me atraíam, pela facilidade das disciplinas, porque Química e Física me atraíam. Gostava de resolver problemas e equações. Passei para a PUC e fiz Engenharia Mecânica. ENSINO SUPERIOR O curso na PUC era em horário integral. Às vezes, tinha aulas de manhã e de tarde. Alguns amigos meus conseguiam até fazer estágio. Eu não. Acabei fazendo um estágio no próprio corpo técnico da PUC. Tinha o Instituto Tecnológico da PUC, o ITUC, e acabei estagiando ali, na área de pesquisa. Naquele momento em que estava cursando a faculdade, surgiu o Programa Nuclear e fui bolsista da Comissão Nacional de Energia Nuclear. Fiz algumas disciplinas de Especialização na área nuclear, fissão nuclear, física de reatores. Completei meu currículo da PUC com as disciplinas de Especialização Nuclear. INGRESSO NA PETROBRAS No começo de 1979, teve um concurso para a Petrobras. Abriu um concurso no início do ano. Pela primeira vez a Petrobras tinha feito isso, porque ela sempre fazia as provas no final do ano para o curso começar em janeiro ou fevereiro. E tinham alguns cursos que eram em associação com a UFRJ. No último ano da universidade, o candidato fazia um curso paralelo. A Petrobras, naquele ano, abriu uma segunda turma no meio do ano. E surgiu essa oportunidade. Ia me formar em julho e devo ter feito a prova em maio. Passei para Engenharia de Produção, que era algo que estaria ligado à Engenharia Mecânica. Eu era engenheiro de produção de petróleo e produzia campo de petróleo. ESPECIALIZAÇÃO ENGENHARIA DE PRODUÇÃO O curso de Engenharia de Produção era em Salvador, na Bahia. Fui para lá no final de julho, com uma turma de 100 engenheiros. Tinha uma turma que ficou apelidada como “79 – Um”, porque foi a turma que começou em janeiro. A nossa era a “79 – Dois”. Este foi o único ano na história da Petrobras com duas turmas de Engenharia de Produção e de Perfuração. Era um contingente grande, de 200 engenheiros. Isso foi uma iniciativa do Governo César Cals, que queria atingir uma meta de 500 mil barris no ano de 1984 ou 1985. Dentro deste plano, resolveram contratar mais engenheiros. Passei para essa turma, fui para Salvador e fiz o primeiro módulo do curso, que tinha duração de nove meses. Fizemos o primeiro módulo, um módulo introdutório de dois meses. Houve uma decisão de que, como a Empresa estava precisando de pessoas, nosso curso iria ser interrompido naquele momento e iríamos fazer estágios pelas diversas áreas do país. Optei pelo Rio de Janeiro, porque já morava lá e tinha obtido uma nota naquele primeiro período que me deu a oportunidade de optar. Mas poderia ter ido para qualquer outra região no país, onde a Empresa tivesse atividade. TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Fui para o Rio de Janeiro trabalhar na Sede, na Divisão de Óleo. Naquele momento, em 1979, tinham separado a Exploração da Produção e da Perfuração. Tinham criado então os departamentos DEPRO, DEPER, DEPEX. Fui trabalhar na Divisão de Óleo do Departamento de Produção, no Rio de Janeiro. Dentro da Divisão de Óleo, fiquei num setor que estava cuidando dos primeiros desenvolvimentos em águas da Bacia de Campos. Naquela época, desenvolvimentos em águas profundas, que seriam de 120, 150 metros, talvez até uns 200 metros de lâmina de água. Esse setor, logo depois, cresceu e percebeu-se a necessidade de que ele saísse da Divisão de Óleo, já que não cuidava exatamente do contexto da Divisão de Óleo. Daí, o Grupo Especial de Sistema de Produção Antecipado, cuja sigla era GESPA, foi criado. O chefe da Divisão de Óleo, o Salim Armando, saiu desta divisão para chefiar o GESPA. GESPA - GRUPO ESPECIAL DE SISTEMA DE PRODUÇÃO ANTECIPADA Fui um dos que foi compor esse Grupo junto com outros técnicos da Companhia. Esse grupo ficou responsável pela evolução do período dos anos 80. Começamos em 1981 ou 1982 e, a partir daí, tivemos um grande salto. Entrei no GESPA em seu primeiro dia. Ele migrou, saiu de dentro da Divisão de Óleo e virou um grupo especial do Sistema de Produção Antecipado. Ele se tornou um grupo grande. Quando começou, já éramos grandes. Quando saímos da Divisão de Óleo, já devíamos ser uns dez. E cresceu mais. Talvez tenha chegado a uns 20. E foi um grupo que desenvolveu os Sistemas de Produção Antecipado, os primeiros sistemas flutuantes da Companhia na Bacia de Campos. Existia um outro grupo que era o GECAM, que estava desenvolvendo os sistemas definitivos da Bacia de Campos, as plataformas ditas fixas. O GESPA teve uma finalidade distinta. Buscou desenvolver os campos à medida que eles eram descobertos. Trabalhávamos junto da exploração. E, à medida que a exploração descobria alguma coisa, idealizávamos um sistema para colocar aquela nova jazida em produção no tempo mais rápido possível, eventualmente, até ligando aos sistemas definitivos já existentes ou até a um sistema antecipado em operação. Fizemos isso várias vezes. Os sistemas tinham uma flexibilidade muito grande. Utilizavam plataformas móveis, semi-submersíveis, que deslocávamos de um lugar para o outro. Utilizávamos dutos ligando os poços às plataformas, que eram dutos flexíveis, enrolados em carretel. Era possível remanejar isso com certa facilidade. Os poços eram equipados com sistema de árvore de natal molhada que também poderiam ser reutilizados. Eram sistemas que cresciam à medida que íamos conhecendo o campo. À medida que a jazida ia sendo conhecida, delimitada, novos poços eram perfurados, novos poços eram, então, interligados aos sistemas. E montávamos as plantas de processo que, naquela época, eram muito simples. Isso era uma outra característica: não eram sistemas complexos. Até porque, para ter flexibilidade, ganhar tempo, mantendo a segurança, tínhamos sistemas relativamente simplificados. O gás, naquela época, era algo que se queimava, pois não existia a infraestrutura de gasodutos para fazer o gás chegar até o continente e ser aproveitado. Usávamos o gás para consumo dentro da própria plataforma, em alguma máquina, algum motor. Só o petróleo era aproveitado. Era escoado, muitas vezes, para terminais oceânicos, através de navios. Temos, até hoje, alguns terminais desse tipo em operação. Depois, surgiram os grandes dutos e os sistemas foram crescendo, se tornando mais definitivos. As plataformas foram crescendo e os equipamentos sendo desenvolvidos. Essa tecnologia foi avançando em função da lâmina d’água. IMAGEM DA BACIA DE CAMPOS Eu não sabia nada a respeito da Bacia de Campos. Nos dois meses em que tinha feito o curso de Engenharia de Petróleo, vimos um introdutório de Engenharia de Produção. Vimos como se furava um poço, como se avaliava um poço, alguma coisa de processamento, alguma coisa de reservatório. Sobre a Bacia de Campos não vimos nada. No curso não se falou nada da tecnologia de explotação no mar. Era terra, tudo terra. As instalações que visitamos, na Bahia, eram estações de terra. Em Catu, em Candeias, que era onde a Companhia, até então, trabalhava. A atividade no mar era na costa de Sergipe e alguma coisa na costa do Rio Grande do Norte, mas eram atividades em águas rasas, plataformas pequenas. Os poços vinham até a superfície, eram equipados com equipamentos secos. Era um outro tipo de tecnologia, totalmente distinto do que passamos a ter que usar na Bacia de Campos. CAMPO DE BONITO Nesse período, não trabalhei embarcado. Meu primeiro embarque foi em dezembro de 1979. Embarquei para participar da instalação de um equipamento no Campo de Bonito. Era um equipamento comprado. Naquela época, o Zephyrino Lavenere Machado e algumas pessoas da completação de poços, participaram da instalação. Esse equipamento foi comprado nos Estados Unidos, era um equipamento da Vetco, na época, Vetco Gray. Ele foi concebido com tecnologia americana, mas com participação da Petrobras. O Zephyrino Lavenere Machado chegou a morar nos Estados Unidos durante um período para trabalhar dentro desse projeto. Quando cheguei na Divisão de Óleo, parte deste equipamento estava sendo construído na Bahia. Acho que foi na base de Aratu. E a balsa-guindaste da Petrobras, a BGL1, trouxe o equipamento para a Bacia de Campos, para ser instalado. E fui embarcar. COTIDIANO DE TRABALHO / PRIMEIRO EMBARQUE / CAMPO DE BONITO Embarquei na BGL1 pela primeira vez. Nunca tinha participado de uma atividade offshore. Naquela época, estava novo, cheio de vontade. Acho que, talvez, tivéssemos um espírito empreendedor, que impulsionasse isso. Dentro da linha da Engenharia, aprendemos a lidar com máquina, com equipamento, com desafio, a tomar certas precauções. Isso ajudou. Mas, sem dúvida, se parar para pensar, hoje, você diz: “Como é que fiz aquilo?” Não tinha recebido um treinamento claro. Mas tínhamos o suporte das empresas que tinham projetado o equipamento. Então, por exemplo, a empresa de mergulho. Eram, normalmente, estrangeiros com grande experiência no Mar do Norte. A pessoa que construiu, projetou, desenhou toda a ferramenta, sabia como é que aquilo ia funcionar. Você tinha que supervisioná-lo, discutir um procedimento, debater com ele. Não se fazia nada sozinho. Lembro que estávamos em quatro embarcados na BGL-1. Eu, o Zephyrino Lavenere Machado, o Ruy Gesteira e o José Luiz Tavares Ferreira. Nos revezávamos, porque tínhamos que dormir. Normalmente, estávamos dois a dois, em turnos. Tinham várias frentes de trabalho ao longo da balsa, de teste do equipamento, de preparação de equipamento para a instalação. Isso foi em dezembro de 1979. Depois, no princípio dos anos 80, o Zephyrino chegou para mim e falou: “Você vai interceptar a SS-1, uma plataforma de perfuração e vai discutir o plano de ancoragem. Vocês têm que ancorá-la em cima do Enchova 6”. Eu falava inglês e, por isso, tinha esta vantagem. Peguei o helicóptero e fui interceptar a SS-1. Me reuni com o pessoal de bordo. Minha fluência em inglês ajudou nesse período, porque todos os contatos eram, praticamente, via rádio. E falar inglês, via rádio, se a pessoa não tem certa fluência, fica muito difícil. Os fabricantes dos equipamentos, em 1979, 1980, eram gringos. A indústria nacional ainda não tinha iniciado nessa atividade. Falar inglês, que aprendi durante os seis meses em que vivi nos Estados Unidos e depois, concluindo o Curso IBEU, me ajudou bastante. Mas essa experiência de ancorar plataforma foi uma coisa DESENVOLVIMENTO DE NOVAS TECNOLOGIAS Com o passar do tempo, buscamos desenvolver a indústria nacional. A Petrobras tem isso como premissa. Aos poucos, os fabricantes começaram a ver que o Brasil era um mercado muito amplo e começaram a abrir fábricas no Brasil. E não só isso, mas como outros fabricantes que já estavam no Brasil, por exemplo, a Pirelli. A Pirelli, em São Paulo, fabricava cabos elétricos. Ela viu que tinha um nicho para fabricar cabos elétricos e umbilicais eletro-hidráulicos para essa atividade. Então, passou a desenvolver também. Esse desenvolvimento sempre foi feito com a participação da Petrobras, ditando nossa experiência, o que queríamos, como iria funcionar. E fomos jogando. Estávamos meio sozinhos no mundo, porque, na década de 80, só tinha atividade offshore em águas ditas profundas, no Brasil. Não tinha nos Estados Unidos, nem no Mar do Norte. Eles usaram um outro conceito, o de plataformas fixas. Estávamos usando os sistemas antecipados. E desenvolveram os nossos campos em fase, ou seja, botávamos primeiro num sistema pequeno e simples, tão logo se descobria. À medida que a jazida ia ficando mais crescida, partíamos para um sistema um pouco maior, uma fase 2, uma fase 3. Com isso, reduzimos os riscos, porque estávamos desenvolvendo em fases, e geramos fluxo de caixa para as fases subseqüentes. Aquela receita gerada já dava para a Companhia um capital para poder investir na fase subseqüente e com riscos mais reduzidos. ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO Meu curso era de Engenharia de Produção. Fizemos aqueles dois primeiros meses e fomos trabalhar na Companhia. Originalmente, era previsto que nós estagiássemos durante seis meses. Quando terminaram os seis meses, houve uma decisão de que só 50 engenheiros voltariam para concluir o curso naquele momento. No começo de 1980, voltaram 50 para Salvador e os outros 50 ficaram trabalhando. Eu não voltei. O pessoal que estava na Sede, principalmente o pessoal que estava envolvido na atividade offshore ficou praticamente todo no Rio de Janeiro. O critério para decidir quem voltaria ou não foi que estávamos numa atividade que demandava pessoal e já estávamos envolvidos, embarcando e coordenando algumas operações. Já tínhamos adquirido, nesses seis meses, alguma experiência nisso. Ficamos lotados na Sede e atuando, eventualmente, com offshore ou nos escritórios da Companhia na Sede. Em 1981, veio o curso normal da Petrobras e entrou gente nova. Alguns pediram para voltar. Acho que uns 10 falaram com o superintendente: “Queremos voltar, temos que terminar esse curso”. Ficamos, se não me engano, uns 40 sem terminar o curso. Em 1982, dissemos: “Não, agora temos que voltar, porque já estamos muito defasados. Temos que concluir esse curso”. Voltei, em 1982, dois anos e meio depois de ter saído. Entrávamos como Engenheiros Estagiários A, Estagiário B, depois era Engenheiro 1. E dentro da linha do Engenheiro 1, tinha Engenheiro 1 A, B, C, D, E. Lembro que já estava quase na última letra do Engenheiro 1 nesse momento. Durante o curso, já estava chegando para subir para Engenheiro 2. Tínhamos a obrigação de concluir o curso, porque isso fazia parte da formação do Engenheiro de Produção. Eu tinha um crachá, um título, um cargo, uma função de Engenheiro de Produção, mas não tinha a formação total. Havia aprendido muita coisa na prática, mas faltavam alguns conceitos da área de reservatório, que vieram a complementar e facilitar o desenvolvimento de outras atividades. Então, voltei para o curso. Foram sete meses, durante o primeiro semestre de 1982. Quando terminou, voltei para o GESPA. TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Fiquei no GESPA, desenvolvendo sistemas na Bacia de Campos. Lá, éramos coordenadores do sistema. Passei por alguns desenvolvimentos de Garoupinha, depois de Corvina, depois de Bicudão. Foram projetos que coordenei. DESENVOLVIMENTO DE NOVAS TECNOLOGIAS – DÉCADA DE 80 O grau de dificuldade ia aumentando, porque estavam aumentando a lâmina d’água, a complexidade do sistema e o número de poços. Chegou a um ponto em que as plataformas começaram a ficar limitadas, em capacidade, não só de equipamentos, de número de poços e de lâminas d’água. Utilizávamos, naquela época, plataformas de perfuração que eram adaptadas para funcionarem como plataformas de produção. Colocávamos equipamentos de processamento em cima e pendurávamos linhas dos poços no costado, construíamos estruturas e conexões apropriadas. Mas começaram a surgir limitações. Os desenvolvimentos e o número de poços começou a crescer. Tivemos um período, em 1985 ou 1986, em que começamos a fazer manifolds submarinos. Construímos alguns manifolds submarinos que permitiam que subíssemos com menos poços. Ligávamos os poços no fundo do mar, num manifold, que é um conjunto de válvulas. Subíamos na plataforma com a linha de produção, a linha de teste, os umbilicais de controle eletro-hidráulico. Isso permitia que colocássemos um maior volume de produção numa mesma plataforma, eliminando a restrição do número de poços, de carga pendurada na plataforma. Até que passamos a construir plataformas dedicadas à produção de petróleo. Construíamos novas, como foi o caso da P-18, ou comprávamos plataformas para reformá-las totalmente, transformá-las numa plataforma de produção. Transformávamos, literalmente, em sistemas definitivos. Ainda existem plataformas na Bacia de Campos que começaram como sistema antecipado. Existem plataformas que tinham um porte razoável e que estão lá até hoje. A plataforma de Marimbá, Piraúna. A Corvina mesmo era uma plataforma de perfuração que foi adaptada e está lá até hoje. A primeira plataforma que partimos para uma construção nova foi a Petrobras 18, para o Campo de Marlim. Ela foi construída em Singapura, em 1990. Começou a operar em 1994. SISTEMA DE PRODUÇÃO ANTECIPADO Nos anos 80, aquilo era uma coisa incrível. Tínhamos desafios todos os dias, porque, a cada momento, tínhamos uma nova fronteira para ultrapassar, não só na área do poço. Trabalhávamos integrado o pessoal do poço com o pessoal da exploração, porque, às vezes, a exploração tinha oportunidades em locais distintos e trabalhávamos junto deles de forma que buscássemos integrar o que já tínhamos operado. Nossa finalidade era aumentar a produção. Estávamos tanto preocupados em desenvolver o campo como em encontrar novos poços. Queríamos desenvolver e encontrar, mas tentávamos encontrar onde a logística já permitisse, tão logo encontrássemos, colocar em produção, porque isso era benéfico para o país. E queríamos aumentar a produção no país. Lembro que, em dezembro de 1982, o slogan era “Um Natal mais bonito com você”, porque o Campo de Bonito ia entrar em operação. Logo depois disso, atingimos 200 mil barris por dia. E fomos jogando até que chegamos aos 500 mil em meados de 1985. Destes 500 mil barris, se não me falha a memória, uns 200 mil eram do Sistema de Produção Antecipado. Os outros 300 mil barris vinham de plataformas fixas da Bacia de Campos e das demais regiões do país que tinham uma produção pequena. Esse sistema permitiu acelerar o aumento da produção do país. O SPA foi o embrião da tecnologia que hoje detemos para águas profundas. DESENVOLVIMENTO DE NOVAS TECNOLOGIAS Tudo começou com os primeiros poços da região de Enchova: Árvore de Natal Molhada, completação submarina, linha flexível, monobóia, plataformas semi-submersíveis, navios de transferência. E o desenvolvimento de novos campos foi, paulatinamente, sendo ampliado até os limites que a tecnologia permitia. Garoupa foi descoberto em 1974, já completou 30 anos. E, depois, descobrimos os campos das grandes plataformas, Namorado, Cherne, Pampo, Enchova. A partir daí, começamos a descobrir campos cada vez mais profundos. E os desafios foram aumentando cada vez mais. Tínhamos a tecnologia, estávamos em 200 metros, mas em pouco tempo já estávamos em 300, 400 metros. Em 400 metros, ficamos durante o período de Piraúna e Marimbá. PROCAP 1000 / ALBACORA E MARLIM Em 1984, foi descoberto Albacora, que abria uma fronteira impressionante. Tinha uma parte rasa de Albacora que talvez tivesse uns 200 ou 300 metros, mas que se estendia a quase 1000 metros de lâmina d’água. Então, se abria um horizonte enorme. Em 1985, se descobriu Marlim, que começava em 600 metros e ia até 1000 metros. E nos deparamos com dúvidas sobre qual tecnologia iríamos usar. Desenvolver junto com os fabricantes, eventualmente usando recursos de universidades, de centros de pesquisa. Tínhamos que desenvolver, que produzir. Tínhamos essa necessidade e o país precisava. E ali estava o petróleo que podíamos produzir. Não tínhamos outra alternativa. A tecnologia para desenvolver aqueles campos tinha que ser criada. Daí, surgiram os PROCAPs. Lembro que surgiu o primeiro PROCAP, o PROCAP 1000. Depois, teve o 2000, o 3000. PROCAP 1000 Participei de todas as reuniões do PROCAP 1000. Já tínhamos desenhado o PROCAP 1000. Identificávamos o quê tínhamos para produzir, onde estavam as jazidas, o que fazer para essas jazidas produzirem, que tecnologias deveriam ser desenvolvidas ou compradas para o desenvolvimento destas jazidas. Nessa época, tínhamos os campos de Albacora e Marlim basicamente. O PROCAP 1000 nos daria a tecnologia para produzir em até 1000 metros de lâmina d’água. TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Marlim tinha sido descoberto em 1985. No final de 1988, fui designado para gerenciar seu desenvolvimento. Era uma gerência, mas também quase uma coordenação. Na época da descoberta de Marlim, já tínhamos idéia das possibilidades desse campo. Seu potencial já estava mapeado. Em 1988, tínhamos feito os primeiros estudos de viabilidade e existia um desenho do que seria seu desenvolvimento. O campo já tinha uma delimitação razoável. O que precisava era de um trabalho coordenando seu desenvolvimento. Lembro que, quando fui designado, fui levado até o diretor, o Wagner Freire, que me perguntou com que idade eu estava. Falei que ia fazer 33 anos. E ele disse: “Poxa Essa Companhia está mudando”. Antes, só se tornava gerente com mais de 40 anos de idade. Assumi uma função não tão gerencial, mas já gerencial. Era um cargo dentro da Companhia, diferente de um setor. E com uma responsabilidade, um desafio de coordenar o desenvolvimento do que era, naquela época, o maior campo da Companhia. Marlim, como produção, era o maior campo. Em termos de reserva, não era o maior, embora, naquela época, fosse, pois tinha mais de um bilhão de barris. A experiência no GESPA me ajudou bastante, pela possibilidade de enfrentar desafios o tempo todo, pois sempre me deparava com algo que tinha que fazer de forma rápida e, muitas vezes, inovando. NOVAS TECNOLOGIAS: PADRONIZAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS Buscava fazer meu trabalho da melhor forma possível, mais rápida, adaptando plataformas, comprando e trazendo tal equipamento do exterior, fazendo determinados procedimentos, instalando algo diferente e novo, trabalhando junto ao fabricante e desenvolvendo a partir das experiências. Você instalava algo, depois, já criava, inovava, modificava, introduzia alguma coisa. A Petrobras passou a ter um corpo de pessoas que detinha essa tecnologia com muita clareza e força. Eles desenvolviam os produtos. A Petrobras, depois, passou até a se proteger com o registro das patentes, porque acabávamos desenvolvendo coisas para os fabricantes. A demanda era tanta que a gente tinha que fazer. No campo, no dia-a-dia, vendo as operações, analisando o que tinha dado certo ou errado, introduzíamos melhorias. A Petrobras, depois, passou a padronizar seus equipamentos submarinos para criar mais flexibilidade, porque, antes, ficávamos restritos, já que cada fabricante tinha o seu desenho, sua ferramenta de instalação, seu equipamento. Queríamos algo diferente, maior flexibilidade. E queríamos que o mesmo equipamento pudesse ser usado em qualquer tipo de cabeça, queríamos que uma mesma ferramenta pudesse descer em qualquer tipo de Árvore de Natal. DESCENTRALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES OFFSHORE / INTEGRAÇÃO DOS TRABALHOS Os desenvolvimentos estavam concentrados. Tinha a Divisão de Completação que coordenava os trabalhos de completação de poços. Eram eles que, em articulação com o GESPA, desenvolviam a parte de Árvore de Natal Molhada, os controles. Tinha a área de dutos flexíveis, que estava dentro do GESPA. Os próprios barcos, naquela época, ainda estavam sob o comando do GESPA. Do Rio de Janeiro, se comandavam as operações de instalação de linhas e de monobóias. Já a partir de meados da década de 80, passamos a usar recursos da própria região de Macaé. Até então, eles estavam muito voltados para as plataformas fixas. Em meados de 80, começamos a ter técnicos que passaram a participar dos negócios. No final da década de 80, a sede descentralizou essas atividades de lançamento de linha, de coordenação dos barcos, e passou para a região de produção, porque não era realmente um trabalho de sede. A partir do momento em que a região estava madura o suficiente e tinha gente capaz, o volume de serviços começou a aumentar demais. Passamos a ter mais de um barco de lançamento de linha. Os próprios campos instalados no começo de 80 passaram a demandar manutenção. Mas o desenvolvimento tecnológico sempre estava concentrado na Sede, no Rio de Janeiro. O CENPES passou a participar mais. Com o PROCAP, o CENPES entrou definitivamente no processo. Antes, era uma coisa não tão ordenada. CAMPO DE MARLIM A partir de 1988, 1989, quando entrei no Campo de Marlim, criamos alguns grupos para estabelecer formas de reter a tecnologia e o aprendizado. E tínhamos muitas dúvidas sobre como seria o escoamento do óleo, qual a sua viscosidade, como seria em relação à baixa temperatura. Esses dados tinham que ser tratados e coletados para chegar nas mãos das pessoas que iam fazer uso disso e obter respostas dentro dos programas do PROCAP. Foi um trabalho de ordenamento desses dados coletados. A plataforma P-18 estava sendo construída e não tínhamos ainda todos os dados ou não tínhamos a certeza total quanto aos dados do campo, já que ele não estava produzindo. O Campo de Marlim começou a produzir em 1991, quando a plataforma já estava começando a ser construída. Havia essa demanda de estarmos construindo uma unidade de 272 milhões de dólares para produzir 100 mil barris por dia em 1000 metros de lâmina d’água, mas não tínhamos todas das informações. Nós nos baseávamos em informações que conhecíamos dos campos em operação na época. Teve um determinado momento de grandes dúvidas: “O petróleo de Marlim é muito viscoso. Tem ou não tem asfalteno? A temperatura lá no fundo é muito baixa. Será que isso vai fluir, não vai? Como é que vai ser?” Mas a coisa foi indo, com o desenvolvimento em paralelo dos equipamentos. SISTEMA PILOTO DE MARLIM O Piloto de Marlim foi um laboratório em escala real. Foi um grande laboratório para atingirmos os 1000 metros de lâmina d’água porque, para este Piloto, tivemos que projetar as linhas flexíveis para irem até os 1000 metros. A sua Árvore de Natal Molhada foi a primeira para 1000 metros de lâmina d’água. Tivemos que adaptar a plataforma para 625 metros de profundidade. Desenvolvemos um sistema de ancoragem capaz de manter a unidade operando nessa profundidade. Na época, trabalhávamos com monobóia na faixa de 200 metros de lâmina d’água. A de Marlim foi construída e operou em 409 metros, ou seja, o dobro da lâmina d’água, e com navios de maior capacidade. Foi um salto. Estávamos na faixa dos 400, 500 metros que era a faixa de Piraúna, de Marimbá ou a fase rasa de Albacora. E demos esse salto tecnológico para os 1000 metros. Tínhamos um projeto que era o sistema piloto de Marlim, era a unidade Petrobras 20, que estava sendo convertida, na Bahia, no canteiro da Mendes Júnior. Mas, por diversas circunstâncias, o projeto começou a atrasar. Atrasou sua construção, a reforma, o equipamento. O que não foi o caso dos demais componentes, os poços, as linhas, a Árvore de Natal Molhada, a monobóia. Isso foi em meados de 1990 e, dentro do nosso cronograma, estávamos com praticamente todos esses componentes. Mas não tínhamos a plataforma, que estava atrasada. SISTEMA PRÉ-PILOTO DE MARLIM Reuni um grupo e idealizamos uma forma de botar Marlim em produção o mais rápido possível. Uma vez que estávamos vendo que o cronograma da plataforma estava atrasado, tínhamos necessidade de obter dados, de botar aquele campo para produzir e validar uma série de coisas que estávamos assumindo. O João Carlos de Lucca tinha vindo de Macaé e assumiu a superintendência do DEPRO. Concebemos a idéia de usar uma plataforma de perfuração, de retirar da frota a Petrobras, a P-13, que era uma unidade de perfuração e adaptá-la, botando uma planta pequena para produzirmos dois poços em Marlim. Chamamos esse sistema de Sistema Pré-Piloto de Marlim. Não era nem mais o Piloto. O Piloto já era o piloto. Criamos o Pré-Piloto. Fui na sala do João Carlos de Lucca e mostrei a idéia para ele, que achou incrível. Ele pediu para fazermos um estudo simplificado de viabilidade técnico-econômica. Assim, fizemos rapidamente e, coincidentemente, nesse período de um ou dois meses, ele virou diretor de produção. Daí, a idéia tomou mais força, porque ele via que tínhamos concebido algo que permitiria botar Marlim em produção mais rápido do que a P-20, que o projeto original colocaria. Tudo foi aprovado pela diretoria em meados de 90. Foi uma mobilização, uma coisa incrível. Isso é algo que me emociona. Fomos para Macaé, conversamos com as pessoas, reunimos um grupo de técnicos, apresentamos o desafio e dissemos: “Queremos botar esse sistema em produção no ano que vem, em 1991. Já estaremos com a Árvore de Natal Molhada. Vamos estar com linha, dá tempo de adaptar o barco”. Vimos que o ponto que “pegava“ mais era o equipamento de processo. O pessoal se mobilizou, buscou na Companhia onde tinham os equipamentos que poderiam ser reciclados, colocados no módulo da P-13 para dar a ela condições de produzir dois poços em Marlim. Então, entraram equipamentos de algumas refinarias. Estes equipamentos foram inspecionados e, os que estavam em condições, foram para manutenção. Assim, fomos montando uma planta de processo em cima da P-13, compramos alguns componentes, painéis. Em nove meses, produzimos o Sistema Piloto. Em junho ele foi aprovado e, em março de 1991, botamos para produzir o Marlim 3. E entrou em operação o Campo de Marlim. MARLIM 3 A P-13 é uma unidade de perfuração que foi adaptada para operar em 625 metros de lâmina d’água, com uma planta de processo que utilizou, em grande parte, equipamentos reciclados disponíveis na Companhia. Entrou com um primeiro poço, que foi o Marlim 3, com 721 metros de lâmina d’água. Foi um recorde. O poço anterior – acho que era o poço de Piraúna ou de Marimba – estava na faixa de 500 metros talvez. Subimos para 721 metros e instalamos a monobóia, que foi outro recorde. A plataforma e o poço foram recordes de profundidade. A monobóia de 409 metros também. A instalação das linhas também era um fato relevante. Em março de 1991, botamos em operação o Marlim 3. Depois, no mesmo ano, um pouco mais à frente, entrou em operação o segundo poço, que foi o Marlim 6, já com 752 metros. PRÊMIO DA OTC – OFFSHORE TECHNOLOGY CONFERENCE Esse Projeto do Pré-Piloto de Marlim deu a Petrobras o título máximo da indústria offshore, que é um prêmio da OTC – Offshore Technology Conference. No final de 1991, fomos comunicados de que a Empresa havia ganho o prêmio OTC e, em maio de 1992, a Companhia recebeu o prêmio em Houston. E, está lá, na plaquinha do prêmio: “Reconhece e outorga a Petrobras tal pela maior lâmina d’água da plataforma, de monobóia, de poço, lançamento de linha”. Foi a primeira vez que a Petrobras ganhou um prêmio dessa envergadura pela sua contribuição no desenvolvimento tecnológico de águas profundas. Eu estava na equipe que foi receber o prêmio, mas não fui eu quem recebeu e sim o atual diretor Guilherme Estrella. Coincidiu que, naquela semana em que estávamos na OTC, na primeira semana de maio, teve uma mudança de presidente na Petrobras no Brasil. Nem o atual presidente, nem o novo foram. O Guilherme Estrela, como era a autoridade máxima da comitiva e era o superintendente do CENPES, recebeu o prêmio em nome da Petrobras. Mas eu tenho, no meu escritório, até hoje, uma foto onde está todo o grupo. E estou segurando a placa. Isso realmente me faz chorar. CAMPO DE MARLIM O desenvolvimento inicial de Marlim coincidiu com uma fase da minha vida, a idade, o momento, o desafio. Foi uma coisa muito forte. Ver algo que saiu do papel, se concretizar e se tornar uma realidade reconhecida mundialmente é algo muito forte. E foi tudo muito rápido também. Mas foi rápida a entrada em operação do sistema, porque já tínhamos começado. Todo o resto já tínhamos começado lá atrás: a Árvore de Natal, com o desenvolvimento, a linha flexível, a monobóia, seu projeto, concepção e construção. Tínhamos começado em 1989. O atraso com a P-20 nos levou a buscar outra forma. Nós tínhamos tudo, mas não tínhamos a plataforma. Precisávamos e conseguimos viabilizar isso. A Companhia tem uma capacidade de motivação e de mobilização muito grande. Naquele momento, havia acontecido o incêndio de Enchova. Acho que aquilo até funcionou, principalmente na Bacia de Campos, em Macaé, como um fato motivador, um desafio. Ocorreu uma mobilização inacreditável. A P-13 foi colocada na Baía de Guanabara e, nove meses depois, colocamos em operação o maior campo da Companhia, o campo gigante de Marlim. Depois, a P-20 continuou. Em meados de 1992, a P-20 ficou pronta e foi para a sua locação definitiva. Com isso, a P-13 foi desativada. Ela saiu dali e foi aproveitada para um outro sistema. A P-18 já era o que chamávamos, na época, de Marlim Fase 1. Era a primeira unidade da Fase 1. Era uma unidade de grande porte, para 100 mil barris por dia. A P-20 era para 50 mil barris. A P-13 tinha capacidade para dois poços, ela não dava nem 20 mil. Talvez desse, no máximo, 20 mil barris. E botamos dois poços nela. Quando a P-20 chegou, em meados de 1992, esses dois poços foram remanejados para ela. A P-18 só chegou em 1994, para desenvolver uma outra área do campo, onde tinha uma parte mais profunda. Ela foi ancorada em quase 1000 metros de lâmina d’água. Depois veio a P-19 e o desenvolvimento do campo. Nesse ponto, em 1995, me afastei do projeto. TRAJETÓRIA PROFISSIONAL O Pré-Piloto e o Piloto de Marlim levaram a Companhia a 781 metros de lâmina d’água. Foi um recorde naquela época, em 1992. Nesse momento, saí de Marlim. Fui nomeado para ser o gerente da Divisão de Desenvolvimento da Produção, uma divisão que existia na Sede e que se constituía em três setores. Tinha um setor de reservatório, que cuidava do desenvolvimento dos campos de águas profundas. Além disso, tinha um setor de estudos de viabilidade técnica econômica, que fazia os estudos de viabilidade para o desenvolvimento desses grandes campos, e tinha uma outra tarefa de apoio das regiões nos seus estudos menores, que fazia, ainda, os estudos de Marlim, Albacora, de todas as jazidas profundas. E o terceiro setor era o de reservas, que normatizava as regras do cálculo de reserva da Companhia, consolidava, editava e emitia estes relatórios de reservas. Essa era a divisão de produção. Fiquei nessa divisão de 1992 até 1994 e voltei para Marlim em 1994. MARLIM 4 Na Divisão de Desenvolvimento, havia um setor de reservatório e havia um leque de campos que estavam sendo descobertos e que precisavam ser, de alguma maneira, desenvolvidos. Um dia o João Carlos de Lucca, que ainda era o diretor, me chamou e falou: “Será que não tem nenhum poço perto de mil metros que a gente possa botar em produção?” E eu falei que ia dar uma olhada. Me reuni com meu pessoal de reservatório para ver duas ou três possibilidades de poços que estavam próximos dos mil metros de profundidade, e começamos a fazer estudos mais detalhados, junto com o pessoal do CENPES, por questões de fluxo. A plataforma mais profunda que tínhamos era a P-20, com cerca 700 metros de lâmina d’água. Em Albacora, tinha o PP-Moraes que estava, talvez, em 500 metros. Não tínhamos muitas oportunidades de infraestrutura. E a grande maioria dos poços estava em 900 ou 1000 metros, mas a distância era muito longa e o poço não possuía energia para chegar nas instalações. Acabamos escolhendo um poço, o Marlim 4, que era um poço que, apesar de se chamar Marlim, estava no reservatório Marlim Sul, hoje chamado Campo de Marlim Sul. Mas esse poço estava a 19 quilômetros da P-20. Até então, trabalhávamos com poços de distância máxima de quatro ou cinco quilômetros da plataforma. Fizemos vários estudos e simulações. Conversamos com o CENPES, com Macaé e levamos a proposta para o diretor. E essa decisão foi tomada no segundo semestre de 1993. Conseguimos anunciar na OTC, em maio de 1994, que quebramos o recorde mundial de 1000 metros de lâmina d’água com esse poço. E este poço produz até hoje. Só que, agora, produz para a P-20. Depois, quando a P-18 foi instalada, ele foi remanejado para lá e, depois, para a P-26. Hoje, já deve estar produzindo para a plataforma de Marlim Sul, talvez para a P-40. Essa distância de 19 quilômetros, no início do poço era uma distância significativa, porque o poço tinha que ter energia suficiente. Não trabalhávamos com linha isolada até então. Hoje, temos projetos com linhas isoladas, o que garante que a temperatura do fluido não irá depositar parafina. Naquela época, as linhas não eram isoladas e tínhamos algum receio de que: “Vai depositar parafina, vai entupir, não vai surgir, não vai ter pressão, não vai chegar”. Mas os estudos de reservatório, junto com as análises de fluxo, indicavam que daria sim. O modelo matemático que foi usado confirmou. E o poço produziu maravilhosamente bem. Era um petróleo mais leve, não era o mesmo petróleo de Marlim. Era um outro reservatório, o Marlim Sul, tinha uma outra característica. E isso permitiu antecipar a obtenção de dados de Marlim Sul, de uma plataforma a 19 quilômetros de distância. A Petrobras, nesse momento, quebrou a barreira dos 1000 metros, mas não recebemos prêmio por isso. O segundo prêmio que recebemos foi em Roncador, no ano de 2001, pelo Projeto de desenvolvimento tecnológico associado ao que está em mais de 1500 metros de lâmina d’água. TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Em 1994, voltei para Marlim, com a chegada da P-18. Nesse momento, estávamos refazendo o estudo de viabilidade de Marlim porque já tínhamos um volume de conhecimento bem maior do campo. As tecnologias tinham evoluído muito. Passaríamos a usar navios, não só semi-submersíveis. O navio permitiria não só a estocagem, como colocar um monte de equipamento no convés. Era um outro conceito. Vivi, nesse período, a revisão da EVTE [Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica] que redefiniu fase e módulo. Foram aprovadas as fases subseqüentes de Marlim nesse período. Saiu a P-26, a P-32, a P-33 e a P-35. Complementou-se a infraestrutura para o desenvolvimento do campo, que chegou a produzir 600 mil barris por dia, em seu pico. Hoje, ainda é o maior campo produtor da Companhia. Em fevereiro de 1995, o João Carlos de Lucca, me chamou para uma outra conversa e perguntou se eu gostaria de ir para Londres. Eu disse que tinha que conversar com minha mulher, porque ela estava grávida e já tínhamos declinado um outro convite que havia recebido, a uns anos atrás, para ir trabalhar na Noruega. Nessa época, minha esposa estava grávida e não tinha aceitado, só que ela perdeu o bebê. Daí, surgiu esse convite para Londres. Eu seria gerente de operações. A Petrobras tinha uma Companhia que se chamava Brasoleo UK, que, depois, mudou pra Petrobras UK. O João Carlos de Lucca deu um prazo para o dia seguinte. Fui para casa, conversei com minha mulher e topamos. Fui para a Inglaterra, onde assumi a gerência de operações. Na verdade, chamava gerência de operações, mas era uma gerência de operações e produção, era a GEOPER. COTIDIANO DE TRABALHO A Companhia tinha participação em alguns blocos. Não éramos, na realidade, operadores naquele momento. Mas participávamos em blocos não só exploratórios, como campos produtores. Eu cuidava da produção, da parcela que nos cabia desses campos. Quem operava o campo eram outras empresas, por exemplo, a BP, a British Gas, e a Amerada Hess. Tínhamos participações nesse campo, como é hoje o modelo no Brasil. Tem alguns campos que a Petrobras não tem mais 100% de participação, mas apenas 50%, 40%, 30%. Esses campos estavam localizados lá no Mar do Norte, no seu setor inglês. E tínhamos participação em alguns campos de óleo, de gás. Eu tinha que vender a produção dos campos de óleo, tinha que contabilizar a produção e controlar minha participação. A área de comercialização da Companhia fazia a comercialização e vendíamos nossas cargas de produção. Para o gás, tínhamos contratos de venda de longo prazo. Para os líquidos do gás também, tínhamos que controlar estoque e vendê-lo na melhor época do preço. Além disso, tínhamos que buscar novas oportunidades. Participamos, junto com outras duas empresas, de um trabalho para tentar identificar, no Mar do Norte, pequenas acumulações. O Mar do Norte já estava um pouco maduro naquela época, em 1995, e não tinham grandes oportunidades. Os grandes campos e jazidas já estavam desenvolvidos e começando a declinar. Eles tinham alguma coisa em águas profundas, tinham em West of Shetland, mas eram blocos difíceis, complicados. A BP - British Petroleum – tinha encontrado alguma coisa e estava tentando desenvolver. Tentamos pegar campos, blocos menores, para ver se conseguíamos selecionar um grupo de três ou quatro blocos e, com isso, contratar um navio FPSO [Floating, Production, Storage & Offloading]. Com esse navio, desenvolveríamos e drenaríamos este reservatório. Ficamos neste projeto, mas, depois, ele não se concretizou. Partimos para operação através desse projeto. Começamos a montar o esboço do que seriam os termos de licença para operar, os manuais. Cumpri meu prazo e voltei para o Brasil. TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Fiquei em Londres durante quase dois anos e meio. Voltei para o Brasil no segundo semestre de 1997. O mercado brasileiro tinha mudado. Houve a quebra do monopólio, a criação da ANP –Agência Nacional de Petróleo. A Petrobras ia passar a trabalhar num ambiente muito parecido com aquele que eu tinha vivido em Londres, no qual as empresas e os campos não têm monopólio, têm sócios. O trabalho seria em regime de acordo de operação, onde um seria o operador e os outros, sócios. Minha experiência me ajudou e fui trabalhar em Bijupirá e Salema, que são dois campos na Bacia de Campos. BIJUPIRÁ E SALEMA – O DESENVOLVIMENTO DOS CAMPOS A decisão de desenvolver os Campos de Bijupirá e Salema estava vinculada à obtenção de financiamento. O Bijupirá - Salema teve essa característica do “Project Finance”. A Companhia, até então, não tinha usado o “Project Finance” para financiar os seus projetos. O “Project Finance” é diferente de um financiamento no qual a Petrobras pega dinheiro no mercado e usa para construir seus projetos. No “Project Finance”, o projeto é a própria garantia para os bancos. Ele tem que autogerir os seus recursos para pagar o financiamento. Era uma modalidade nova, complexa, com muitos contratos. E, no caso, quem estava querendo participar era a Eon, que, depois, acabou quebrando. Gerenciamos esse processo e era um mundo novo, não só para a gente, que era do E&P, como para o pessoal da área de financiamento e projeto, que estava começando a trabalhar com isso. Em paralelo com a obtenção do recurso financeiro, tínhamos que contratar a construção do navio, furar poço, desenvolver o campo. Partimos para uma contratação num modelo integrado, com um único responsável. Porque isso, de alguma maneira, também era uma exigência do “Project Finance”. Os banqueiros querem que quem construa seja o único responsável. É uma forma de não diluir as responsabilidades. Isso também era uma novidade. Contratar uma empresa que seja responsável por furar os poços, construir o FPSO, instalar as linhas flexíveis, fazendo a coisa integrada. Ficamos tentando viabilizar isso. Fomos ao mercado, fizemos algumas licitações. Os preços vieram muito aquém das estimativas que viabilizavam o projeto. O Project Finance também não evoluiu como imaginávamos, a quantidade de garantias que o financeiro pedia para o construtor não era aceita por uma das partes. Discutimos um trilhão de contratos. A Petrobras aprendeu muito e isso viabilizou uma série de Project Finance que a Companhia vem fazendo até hoje. Houve uma decisão fazer um Farmout, ou seja, de vender parte da nossa participação no campo. E assim foi feito. A Petrobras acabou ficando com 20% dos dois campos e vendeu, naquela época, 55% para a Enterprise, que depois foi comprada pela Shell. Vendeu os outros 25% para o Grupo Odebrecht que tinha uma parte de produção de óleo. Hoje, eles não têm mais isso. Esse campo começou a ser desenvolvido pela Enterprise e acabou sendo desenvolvido, no final, pela Shell. Nós temos participação de 20%. Ele entrou em operação em meados de 2003 e está produzindo óleo e gás na Bacia de Campos. Recebemos 20% da produção, dentro daquele modelo internacional, onde um é o operador e os outros são sócios. Isso só foi possível com a quebra do monopólio. Ficamos com 20% do campo. Eles fizeram todo o investimento necessário para desenvolver o campo. BARRACUDA E CARATINGA Em meados de 2000, estavam concluindo as negociações dos contratos de Barracuda e Caratinga. Um mega Project Finance de 2,5 bilhões de dólares. O Bijupirá - Salema era na faixa de 500 mil dólares. Esse era cinco vezes maior. O maior Project Finance do mundo, da história da indústria do petróleo em termos de tamanho do projeto. Esse projeto foi viabilizado a partir do envolvimento do BNDES do Brasil, de um BNDES similar do Japão, que é o JBIC, [Japan Bank for International Cooperation] e de vários bancos internacionais, capitaneados por um banco alemão. O Carlos Tadeu da Costa Fraga me nomeou para assumir a gerência de Barracuda e Caratinga e ficar à frente da implantação do Project Finance para o desenvolvimento do campo. Peguei os contratos no seu fechamento de assinatura e parti para desenvolver Barracuda e Caratinga. Foi um processo bastante difícil, no início. Não tinha idéia da dimensão da coisa. Era um negócio com mais de 100 contratos. Passei a viver com o apoio do advogado full time. Tudo era em inglês, os advogados eram todos em Nova Iorque. E tínhamos bancos no Japão, nos Estados Unidos, na Europa. De vez em quando, tínhamos que fazer algumas conference calls, buscando uma hora em que um estivesse quase que dormindo e o outro acordando. A Companhia me constituiu os poderes necessários para atuar nesse processo, porque a Petrobras assumiu a função de constituir os ativos para os bancos. Foi criada uma companhia na Holanda, dona dos ativos, com este propósito específico. A Petrobras recebeu a atribuição de constituir os ativos e de operar esses ativos. Eu, como gerente de Barracuda e Caratinga, tinha que responder perante a ANP quanto ao desenvolvimento dos campos. Perante os bancos, em nome da Petrobras, representava o dono, em toda a parte de documentação, de assinaturas, autorizações e pagamentos. Num primeiro momento, me parecia um choque, porque assinava documentos autorizando o pagamento de 50, 100 milhões de dólares. Eram quantias significativas. Era muita responsabilidade, muita documentação. Tivemos que criar uma equipe maravilhosa, uma integração fantástica entre o E&P, a Engenharia e o CENPES. Áreas em que, até então, não nos envolvíamos. Passamos a ter que envolver o jurídico, o tributário, a contabilidade da Companhia. Criamos um grupo para desenvolver uma forma de trabalhar para viabilizar esse projeto, porque não tínhamos, no início, idéia da dimensão do que seria uma estrutura de um “Project Finance” desse porte. Um projeto que tinham dois FPSOs de 150 mil barris cada um, 54 poços e muita linha flexível. O projeto, graças a Deus, está ficando pronto. A P-48 está terminando algumas montagens para ir para o mar. A P-43 já entrou em operação no dia 21 de dezembro. É um projeto que teve seus atrasos, seus percalços, mas, no final, a Companhia está atingindo os seus objetivos, graças ao alto grau do seu corpo técnico, dos seus gerentes. Este projeto começou em 2000 e já estamos em 2005. Ele tem praticamente cinco anos, ou seja, é um projeto de duração muito longa. Saí do projeto em outubro de 2003. Sofri muito com esse projeto, que me consumiu. Tivemos problemas com a empresa contratada. As dificuldades começaram desde o princípio. O contrato foi assinado em meados de 2000. Em 2001, tivemos sérios problemas com esta empresa. Trocávamos cartas o tempo inteiro e tínhamos reuniões infindáveis com advogados. Ameaças de arbitragem, uma série de problemas no projeto que nos consumiu demais. Não tínhamos uma equipe grande. Pelo contrário, em vários momentos, tínhamos pouca gente. Em paralelo a isso, eu era o gerente do ativo Barracuda – Caratinga e tinha toda a gestão desse ativo. Eu tinha a P-34 operando, que agora foi para o Espírito Santo, era o PP-Moraes. Ela operava em Barracuda, pelo Sistema Piloto de Barracuda. Eu tinha a gestão da P-34, a operação, a produção, a parte de segurança. E tinha o Barracuda - Caratinga numa fase definitiva, esse mega projeto. Isso foi me consumindo, até que surgiu uma oportunidade extremamente interessante no exterior. Assumi, a partir de novembro de 2003, a gerência de toda a parte de gás e energia na Bolívia. Depois de 24 anos de Companhia, era outro desafio aprender espanhol e trabalhar com gás. TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Sempre trabalhei na área do E&P, em produção. Mesmo durante o período em Londres. Apesar de que, em Londres, vi muita comercialização, estava junto da exploração e vi toda a parte de terminais, de estocagem e de venda. Por ser uma Companhia pequena, acabava vendo a Companhia toda também. Em Londres, já tinha uma visão mais ampla da indústria. Essa oportunidade apareceu e conversei com meu gerente. Eles entenderam, já sabiam que eu estava cansado. Já tinha externado isso mais de uma vez. Afinal, já eram mais de três anos num projeto extremamente complicado. Por sorte, eu tinha alguém que estava me acompanhando desde o início. Por isso, sair foi um pouco mais tranqüilo. Porque é difícil, em um projeto com essa envergadura, com o nível de responsabilidade que tem por trás disso, não ter uma pessoa com essa capacitação. Quem ficou no meu lugar foi o Luiz Guilherme Soares Messias dos Santos, que está lá até hoje. Está quase morto, mas ainda está lá. Estou gostando de trabalhar na Bolívia. É uma experiência nova, em uma área nova. Lá, a gente não tem a área de energia. Por enquanto, temos só a parte de gás. Meu principal desafio é vender gás. Temos reservas de gás e tenho que monetizar essas reservas, num ambiente extremamente político. O país está passando por um momento difícil. Há mais de um ano tem uma revolução em torno do gás. Estão querendo modificar a lei dos hidrocarbonetos. E isso, o modelo que está lá, em princípio, afetaria bastante a nossa atividade. Já está afetando, porque a insegurança jurídica existente, hoje, no país, já cria muita dificuldade para viabilizar novos negócios. O mercado não está na Bolívia, mas sim no Brasil, na Argentina, no Chile. O ano de 2004 foi um ano de aprendizado e de dificuldades também. Tem muita concorrência de outras empresas no mercado. Apesar de a Petrobras ser a maior empresa da Bolívia hoje, existem outros concorrentes. A Repsol é a principal delas e está muito forte na Argentina. Estamos entrando na Argentina através da Petrobras Energia, da PESA. Mas a Repsol é uma forte concorrente. E temos o mercado brasileiro. Estamos participando, numa fase nova, desde o segundo semestre do ano passado, de um trabalho de integração entre Bolívia, Argentina e Brasil. E, dentro do Brasil, estamos integrando as diversas áreas da Petrobras. Temos que integrar o Cone Sul. Tem gás na Bolívia, no Brasil, na Argentina, mas já tem déficit na Argentina. Temos infraestrutura de gasoduto nos três países. Talvez, com um pouco mais de trabalho, vamos conseguir integrar os três países. Teremos que integrar o Cone Sul, ver onde a Companhia vai tirar o melhor resultado. Quem, dos ativos da Companhia, vai atender determinado mercado, qual será a logística, a integração com a área de refino. Hoje, temos refinaria na Bolívia, na Argentina e no Brasil. É uma nova fase da Petrobras, uma fase de integração internacional. De novo, estou metido nisso FAMÍLIA Minha esposa se chama Dione Borgle Brandão Massá. Meus filhos se chamam Eduardo Borgle Massá e Ricardo Borgle Massá. É a minha família. Agradeço a eles por muito do que fiz e do que ainda vou fazer. PROJETO MEMÓRIA PETROBRAS Achei muito interessante participar do Projeto. Estava de férias aqui no Brasil e foi uma coincidência. Estou indo embora para a Bolívia daqui a dois dias. Consegui conciliar minha agenda para aproveitar essa oportunidade que achei muito interessante. E agradeço o convite