MacaéOffshore63

AMBIENTE COMPLEXO E DESAFIOS NO SEGMENTO OFFSHORE DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

RESUMO A indústria do petróleo tem importância estratégica para suprir a crescente demanda por energia, e a produção offshore tem se mostrado essencial, pois já responde por quase um terço da produção mundial. O presente trabalho, mediante revisão de literatura, em ferramentas de busca como OnePetro e outras fontes, apresenta desafios que a indústria de petróleo tem enfrentado e continuará enfrentando ainda por um longo período, focando em sistemas submarinos instalados em águas profundas e ultraprofundas, sendo submetidos a condições severas de operação, como é o caso do pré-sal. Aborda riscos à segurança, sempre presentes nas atividades de exploração e produção, onde a responsabilidade socioambiental e a gestão de riscos são primordiais, e aponta o quão essenciais é a gestão da confiabilidade, da integridade, e da inovação. A maior rigidez nas exigências de autoridades governamentais e órgãos reguladores gerado após recentes acidentes e quase acidentes, também é referenciada.

Palavras-chaves: Indústria do Petróleo, Offshore, Pré-Sal, Ambiente Complexo

ABSTRACT

The petroleum industry has strategic importance in supplying the increasing demand for energy, and the offshore production has shown itself essential, because it already answers for one third of global production. The present work, before literature revision, In search tools as OnePetro and other sources, presents challenges that the petroleum industry has faced and will be facing for a long period, focusing in submarine systems installed in deep and ultra deep water undergoing severe operating conditions, as the pre-salt case. Approaches safety risks, always present in exploration and production activities, where socio-environmental responsibilities and hazard management are primary, and points out how essential is the reliability, the integrity and the innovation management. The greater stiffness in requirements from government authority and regulating bodies generated after recent accidents and almost accidents, also is referred to.

Keywords: Oil Industry, Offshore, Pre-salt, Complex Environment, Management.

CONTRIBUIÇÃO O foco da contribuição desta pesquisa é o de expor o caráter estratégico da indústria de petróleo para a nossa civilização, e mostrar que o ambiente complexo e os desafios que já conhecemos sobre a indústria do petróleo, gás e energia, no segmento de exploração e produção offshore, é apenas a ponta de um iceberg. Em futuro a médio e longo prazo dessa indústria, a quantidade de sistemas submarinos aumentará substancialmente ao mesmo tempo em que serão submetidos à condições mais severas de operação, como é o caso das províncias do pré-sal. Este cenário requer investimentos em modelos de gestão mais eficazes, composto por ferramentas de gestão que favoreçam uma gestão mais eficaz, conduzida por profissionais capacitados, sobretudo os gestores, ao longo de toda a estrutura organizacional. A presente pesquisa faz uma introdução sobre como empresas do setor estão abordando assuntos a respeito de algumas ferramentas de gestão como gestão da integridade, gestão da confiabilidade, gestão de riscos, gestão da inovação e gestão de mudanças. Apesar de não terem sido abordadas aqui, ferramentas como gestão por processos, gestão do conhecimento, tecnologia da informação, business intelligence, cadeia de valor, balanced scorecard e seis sigma, também são relevantes para a indústria do petróleo. Em se tratando de um setor onde os riscos são altos, visto as graves conseqüências relativas à Segurança, Saúde e Meio Ambiente (SMS), temas como sustentabilidade e responsabilidade socioambiental também devem ser contemplados nos modelos de gestão. Ou seja, para obter uma música que atenda aos anseios de todas as partes interessadas, envolvidas com o espetáculo, há a necessidade de maestros e músicos capacitados, e de instrumentos afinados, de boa qualidade.

1. INTRODUÇÃO O presente artigo inicia discriminando as fontes utilizadas no mundo para a produção de energia, em que o petróleo e o gás natural, fornecidos pela indústria do petróleo, gás e energia, são as principais delas. Mostra a demanda mundial atual por petróleo e a evolução da produção nos segmentos onshore e offshore. Em seguida é apontada a relevância da produção offshore, que de acordo com Sandrea (2009) é, sem dúvida, a nova fronteira da indústria do petróleo, já que é o único segmento crescente da indústria, respondendo atualmente por quase um terço da produção mundial, e faz referência ao histórico da exploração offshore e as descobertas associadas. Destaca a importância da indústria do petróleo como forte impulsionadora do desenvolvimento econômico, onde vultosos investimentos, por exemplo, em infra-estrutura, são realizados, com a conseqüente geração de milhares de empregos. No contexto da produção de petróleo no segmento offshore, é abordada a questão dos riscos à segurança, sempre presentes nas atividades de exploração e produção, podendo gerar impactos à segurança das pessoas, às instalações e ao meio ambiente. São mostrados os desafios enfrentados pela indústria, já que lidam com cenários complexos para a gestão da integridade de instalações submarinas, sobretudo quando equipamentos e dutos submarinos são submetidos a condições mais agressivas de operação e por um maior período de tempo, demandando maior confiabilidade e fortes investimentos em pesquisa e desenvolvimento (P&D). São apresentados aspectos a respeito dos desafios que a indústria de petróleo, gás e energia, têm enfrentado e continuará enfrentando por um longo período, e iniciativas que vem sendo conduzidas por empresas e instituições, a fim de buscar maior competitividade e sobrevivência, com a preservação da imagem perante o mercado e a sociedade, com foco em sistemas submarinos já instalados, e a serem instalados, em águas profundas e ultraprofundas, sendo submetidos a condições mais severas de operação, possivelmente distante da costa, e permanecendo em operação por períodos bastante longos, como é o caso do pré-sal. Após a exposição dos desafios enfrentados pela indústria petrolífera, este estudo apresenta as regulamentações e normas relacionadas ao referido setor, no segmento de exploração e produção offshore, seguidas por algumas considerações finais.

2. PETRÓLEO: DEMANDA, EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 2.1. Principais fontes para a produção de energia no mundo A indústria do petróleo, segundo ECONOMYWATCH (2011), é considerada a espinha dorsal de uma economia, pois é a principal fornecedora de energia, tornando as economias ao redor do mundo fortemente dependente dela, o que pode ser constatado no Gráfico 1, onde petróleo e gás, juntos, representam as principais fontes para a produção de energia do planeta. As demais fontes são: carvão/turfa, nuclear, hidrelétrica, combustíveis renováveis (p.e. etanol e biocombustíveis), resíduos (p.e. industriais e municipais), geotérmica, solar, eólica, maré, etc.

Gráfico 1 – Produção de Energia no Mundo (Mtoe)

Fonte: International Energy Agency – IEA (2010)

2.2. Demanda mundial por petróleo Para atender a demanda mundial de consumo de combustíveis fósseis, atualmente na ordem de oitenta milhões de barris por dia, conforme Gráfico 2, as empresas petrolíferas saem constantemente na busca de novas reservas ao redor do planeta.

Gráfico 2 – Demanda mundial por petróleo (md/d)

Fonte: International Energy Agency – IEA (2011)

2.3. Produção mundial de petróleo nos segmentos onshore e offshore De acordo com Sandrea (2009), a produção offshore tem sido a principal fonte de crescimento da produção mundial de petróleo com uma produção onshore estabilizada durante as últimas duas décadas. A produção marítima de petróleo começou em 1940 e tem crescido de forma consistente desde um modesto 1 milhão b/d (mbd) em 1960 aos atuais 24 mbd. O autor aborda sobre a diferença de comportamento da produção desses dois segmentos, onde a produção onshore consiste principalmente de campos maduros que irão atingir a meia-vida de suas reservas em 2010, com o subsequente declínio, e a produção offshore, que por outro lado, tem uma poderosa mistura de campos novos e antigos e continuará a crescer nos próximos anos. Ele informa que metade das reservas mundiais de petróleo descobertas nos últimos 20 anos veio de campos offshore. E enfatiza que a maioria das instituições (IEA, EIA, CERA, etc) não segrega em suas previsões as produções onshore e offshore, apenas mostrando o resultado total. [International Energy Agency (IEA): www.iea.org/; Energy Information Administration (EIA): http://www.eia.doe.gov; Cambridge Energy Research Associates (CERA): http://www.ihs.com] Sandrea e Sandrea (2007) apresentam no Gráfico 3 a evolução da produção de petróleo e gás nos segmentos onshore e offshore, onde a contribuição da produção onshore foi o carro-chefe até a década de 70, quando a exploração offshore ganhou mais força.

Gráfico 3 – Histórico da produção mundial de petróleo - onshore e offshore (kb/d)

Fonte: Sandrea e Sandrea (2007)

2.4. Exploração e produção offshore de petróleo Segundo Sandrea e Sandrea (2007), é possível que as reservas em águas profundas atinjam o seu nível máximo em médio prazo, mas que, no entanto, o uso de novas tecnologias e o fato de tratar-se de províncias ainda pouco exploradas, poderá prolongar o crescimento e, certamente, o nível de produção pós-pico. Os autores fazem referência aos campos de produção no Golfo do México (EUA), na Angola, no Brasil, na Rússia e no Ártico. O Gráfico 4 ilustra o histórico de perfuração de poços exploratórios offshore e as novas descobertas associadas, discriminado por profundidades: águas rasas, águas profundas e águas ultraprofundas.

Conforme Garcia et al. (1998), o conceito de águas profundas foi mudando ao longo dos anos sendo governado principalmente pelos avanços tecnológicos, e que o entendimento da Petrobras na época era águas profundas entre 300m e 1.000m, e águas ultraprofundas acima de 1.000m. De acordo com United States Department of Energy (2000, p. 3) profundidades superiores a 1,300 feet (396m) são classificadas pela Minerals Management Service (MMS) como profundas, e profundidades superiores a 5,000 feet (1.524m) são classificadas como ultra-profundas. No entanto, Costa et al.

(2010, p. 276) definem águas profundas entre 400m e 1,000m, e águas ultra-profundas acima de 1,000m.

Gráfico 4 – Histórico de poços exploratórios offshore

Fonte: Sandrea e Sandrea (2007)

2.5. A indústria do petróleo offshore no Brasil e o pré-sal Segundo Spadini (2010), a exploração offshore no Brasil começou em 1968, culminando com a descoberta do campo de Garoupa (1974) em águas rasas, o campo de Marlim (1984) em águas profundas, e o campo de Roncador (1996) em águas ultraprofundas. O Gráfico 5 ilustra a evolução das reservas provadas onshore e offshore (águas rasas, profundas e ultraprofundas).

Conforme Garcia et al. (1998), a produção de petróleo em águas profundas e ultraprofundas é uma necessidade, já que as reservas brasileiras, em sua maioria, estão localizadas em profundidades superiores a 300m, sendo 33% em águas profundas e 35% em águas ultraprofundas, e estes números tendem a crescer. A evolução da produção onshore e offshore no Brasil está representada no Gráfico 6, onde nota-se uma taxa de crescimento expressiva da produção offshore no início da década de 80. As reservas brasileiras de petróleo e gás, que tiveram um histórico de aumento ao longo dos anos, poderão ter um aumento bem expressivo com a descoberta da província do pré-sal, conforme estimativa da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) no Gráfico 7. O Gráfico 8 estima os efeitos do pré-sal na produção de petróleo pela Petrobras, no Brasil e no exterior.

Gráfico 5 – Reservas provadas no Brasil (Bboe)

Fonte: Spadini (2010) Gráfico 6 – Série histórica da produção de óleo onshore e offshore no Brasil

Fonte: Maia (2009) Gráfico 7 – Evolução das reservas de petróleo e gás natural e estimativas para o pré-sal

Fonte: Lima (2009)

Gráfico 8 – Os efeitos do pré-sal na produção da Petrobras no Brasil e no exterior

Fonte: Spadini (2010) Para Petrobras (2009), convencionou-se chamar de pré-sal a província referida no parágrafo anterior porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal, que em certas áreas da costa atinge espessuras de até 2.000m. O termo pré é utilizado porque, ao longo do tempo, essas rochas foram sendo depositadas antes da camada de sal. A profundidade total dessas rochas, que é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de sete mil metros. De acordo com Guimarães (2010), as reservas de petróleo encontradas na camada pré-sal do litoral brasileiro estão dentro da área marítima considerada zona econômica exclusiva do Brasil, se estendendo entre os estados do Espírito Santo e Santa Catarina. O autor informa que apenas a descoberta dos três primeiros campos do pré-sal, Tupi, Iara e Parque das Baleias já dobraram as reservas brasileiras comprovadas, que eram de 14 bilhões de barris e agora são de 33 bilhões de barris. E que além dessas reservas, existem reservas possíveis e prováveis entre 50 e 100 bilhões de barris. Caso a expectativa seja confirmada, o Brasil ficará entre os seis países que possuem os maiores reservatórios de petróleo do mundo, atrás somente de Arábia Saudita, Irã, Iraque, Kuwait e Emirados Árabes. A Figura 1 mostra onde estão localizadas as reservas marítimas brasileiras na Bacia de Campos, na Bacia de Santos e na Bacia do Espírito Santo, os blocos exploratórios já licitados, e os campos de petróleo e gás em produção na camada pós-sal. Percebe-se o quanto é grandiosa a província do pré-sal, destacado na cor azul claro.

Figura 1 - Desenho esquemático da província do Pré-Sal

Fonte: Guedes (2010) Segundo Ivan Simões Filho, da BP Brasil, em Boletim SBGf (2008, p.11-12), para viabilizar a retirada de petróleo das estruturas gigantes encontradas, é necessário conhecer até que ponto os reservatórios estão saturados de óleo e quais são as suas características de produtividade, que é uma das grandes incertezas. De acordo com Guimarães (2010), depois do anúncio da descoberta de reservas na escala de vários bilhões de barris no litoral brasileiro, processos de exploração em busca de petróleo abaixo das rochas de sal nas camadas profundas do subsolo marinho foram acelerados em todo o planeta, estando no litoral do Atlântico Sul as principais áreas de exploração petrolífera com reservas potenciais ou prováveis já identificadas. No continente sul americano estão as grandes reservas do pré-sal estão no Brasil, e no continente africano, as áreas de pré-sal em exploração estão no Congo (Brazzaville) e no Gabão. Segundo levantamento realizado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, informado por Rodrigues (2011), os investimentos estimados para a indústria do petróleo no Brasil, para o quadriênio 2011-2014, é de R$ 378 bilhões, representando um aumento de 84% em relação ao realizado no período 2006-2009. Deste total, R$ 300 bilhões serão investidos pela Petrobras, dos quais R$ 45 billhões na nova fronteira do pré-sal. O BNDES aponta também que os investimentos no setor têm potencial de gerar uma demanda doméstica de R$ 407 bilhões neste mesmo quadriênio.

3. DESAFIOS NO SEGMENTO OFFSHORE 3.1. Segurança na exploração e produção de petróleo Riscos à segurança e ao meio ambiente estão presentes nos diversos processos que compõem a sua cadeia de valor da indústria do petróleo. De acordo com Guimarães (2010), a extração de petróleo, levando-o à superfície e em seguida a outros destinos, sem poluir o oceano, é uma das principais preocupações e desafios da exploração submarina. Para Gall (2011c) a indústria petrolífera sempre foi arriscada, tanto em termos físicos quanto financeiros. Inúmeros acidentes com impactos à segurança e ao meio ambiente já ocorreram na indústria do petróleo ao redor do mundo.

O acidente ocorrido em abril de 2010 com a empresa Britsh Petroleum no Golfo do México, foi considerado como a maior tragédia ecológica da história dos EUA. De acordo com Gall (2011a), a explosão no poço de Macondo da BP no Golfo do México resultou de falhas mecânicas e humanas, incluindo a negligência de protocolos de manutenção. Esse foi um acidente com muitas ramificações políticas, econômicas e ecológicas, incluindo custos adicionais de seguro e crédito para operações em águas profundas, provocando o afundamento da sonda Deepwater Horizon, que custou US$ 560 milhões, e a morte de 11 trabalhadores. Gall (2011a) informa que desastres na escala da Deepwater Horizon são raros, mas quase desastres são comuns, apresentando exemplos extraídos de pesquisa realizada pelo Wall Street Journal. Noutra pesquisa do Wall Street Journal, citada por Gall (2011a), foi à realizada com os 55 inspetores do governo americano, cuja rotina inclui a verificação de equipamentos e procedimentos de segurança nas 3.500 plataformas no Golfo do México, constatando-se que os inspetores não conseguiam dar conta do serviço devido à grande quantidade de plataformas, a sua formação profissional, e a pouca experiência, sobretudo em águas profundas. Em decorrência destas dificuldades, o último inspetor a visitar a Deepwater Horizon da BP teria passado apenas duas horas na plataforma, três semanas antes da explosão fatal.

3.2. Distância da costa, profundidades e vida útil dos campos Saunders et al. (2008) aponta para dois importantes cenários da indústria do petróleo atual. O primeiro diz respeito a projetos de sistemas submarinos sendo

desenvolvidos em algumas das mais inacessíveis locações do planeta, em profundidades cada vez maiores, e expostos a condições ambientais mais severas, aonde os desafios, associados com inspeção, reparo e avaliação contínua da integridade destes sistemas, vem crescendo. E o outro recai no desejo das operadoras em maximizar a vida útil de alguns campos, extrapolando as premissas definidas no projeto original. Em ambos cenários, os riscos de falhas em equipamentos e dutos submarinos tendem a aumentar.

A ocorrência simultânea destes dois cenários tende a amplificar os riscos, já que um dado sistema submarino seria implantado em local onde a gestão da integridade é mais desafiadora e permanecendo nesse local por longo tempo.

Para Strutt e Baker (2010), reconhece-se, especialmente em operações de águas profundas ou em locais remotos com pouca infra-estrutura, que o custo para restabelecer ou reparar falhas em equipamentos submarinos pode ser substancial e impactar adversamente o desempenho econômico do desenvolvimento da produção de um campo submarino. Quaisquer falhas que possam interromper ou reduzir a produção durante operações são financeiramente prejudiciais, e aquelas que geram vazamentos poderão acarretar conseqüências à segurança e ao meio ambiente com impacto financeiro ainda maior. Conforme Gall (2011b), para produzir petróleo em águas profundas a 350 quilômetros da costa na Bacia de Santos, a Petrobrás terá de superar problemas técnicos e logísticos mais difíceis do que aqueles enfrentados pelas companhias no Golfo do México, como o problema de transporte de pessoas entre plataformas e a costa, a entrega de material para as operações em alto-mar, transportar produtos químicos, máquinas, etc. Informa que na Bacia de Campos, sessenta mil viagens de helicópteros são realizadas ao mês para o transporte de pessoas, e que, devido a grande parte dos blocos na província do pré-sal na Bacia de Santos estarem longe demais, há a necessidade de se buscar novas soluções. Dentre as soluções citadas pelo autor, há a redução do número de pessoas trabalhando nas plataformas com aumento da automação e a instalação de plataformas entre a costa e as descobertas de pré-sal para servirem como centros logísticos e também como dormitórios, de modo que os trabalhadores que chegam por barcos possam ser distribuídos por helicópteros para as plataformas de produção depois de passarem a noite no centro de logística. A Figura 2 ilustra exemplo destas distâncias. Para Euthymíou (2001), à medida que aumentam as profundidades de exploração e produção submarinas de petróleo, crescem também os investimentos e os riscos de operação, exigindo recursos vultosos para corrigir quaisquer problemas operacionais que surjam ao longo da vida do campo.

Figura 2 – Projeto de expansão dos gasodutos para exploração da área do pré-sal.

Fonte: Maia (2009)

3.3. Condições Operacionais Conforme informado em Câmara dos Deputados (2009, p.41), a província do Pré-Sal oferecerá desafios técnicos nunca antes vistos no setor, visto que para viabilizar a exploração e a produção destas reservas será necessário superar diversas barreiras técnicas em várias áreas que compõem, direta e indiretamente, a cadeia de valor da atividade petrolífera. São citadas barreiras técnicas como a exigência de equipamentos e dutos que suportem elevadas pressões, altas temperaturas, alta concentração de CO2, o que demandará novas especificações para os materiais empregados. E faz referência sobre a perfuração em camadas de sal, como outro fator de grande desafio devido a sua espessura e suas propriedades. De acordo com a Revista Petrobras (2009a, p. 26-27), “as condições meteorológicas e oceânicas são bem piores do que as encontradas comumente nos campos da Bacia de Campos. Conforme se vai mais para o sul, da Bacia de Campos para a Bacia de Santos, as ondas vão ficando mais altas, e esse efeito ganha maiores proporções conforme aumenta a distância da costa. A altura das ondas naquela região é cerca de 40% maior que na Bacia de Campos, onde a tecnologia de produção já foi dominada com sucesso. Diante disso, as cargas sobre os risers [trechos de dutos suspensos que fazem a ligação entre a plataforma e o leito marinho] e os sistemas de ancoragem serão mais fortes, o que implica um esforço extra para o projeto, a engenharia e a qualificação dos componentes, a fim de se obter um bom desempenho. Todos esses obstáculos mostram que será necessário um grande esforço para fornecer as soluções tecnológicas adequadas a fim de se desenvolver economicamente a produção da nova província”.

Para Freire (2008, p.14-15), da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás – ABPIP, as altas pressões e temperaturas, possivelmente encontradas em reservatórios a sete mil metros de profundidade, aliadas a presença de gás carbônico (CO2) e talvez gás sulfídrico (H2S), exigem equipamentos especiais. Conforme Revista Petrobras (2009a, p.26), para mitigar o problema e garantir a integridade do equipamento, será preciso empregar equipamentos especiais e incomuns, com ligas especiais mais resistentes à corrosão, demandando soluções engenhosas para reduzir custos.

Outro aspecto que merece atenção é com respeito a possíveis alterações nas condições operacionais originais previstas em projeto, visto que equipamentos e dutos submarinos podem ser ou conter itens residentes, ou seja, não passíveis de manutenção ou substituição. Assim sendo, havendo perda parcial ou total de suas funções, estas poderão ser permanentes.

3.4. Inovação em equipamentos submarinos A descoberta da província do pré-sal, segundo Schüffner e Góes (2010), está provocando o desenvolvimento de novas tecnologias, dada às características desse novo ambiente, mais distante e hostil, onde haverá a necessidade de viabilizar uma logística que permita a exploração e a produção em reservatórios localizados a 300 ou 400 km da costa e em lâmina d'água de mais de 2 mil metros. Segen Estefen, diretor de tecnologia e inovação da COPPE, o instituto de pós-graduação e pesquisa de engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), de acordo com Schüffner e Góes (2010), afirma que toda vez que se faz uma coisa nova parte-se da tecnologia existente, ampliando-a. No início da produção de petróleo em mar, utilizaram-se plataformas fixas, que eram derivações das torres de transmissão de energia elétrica. A questão agora é como fazer a produção mais eficiente e menos custosa em uma grande província petrolífera. Isso passa por soluções mais abrangentes. Para alcançar esse objetivo, é preciso contar com equipamentos capazes de operar de forma autônoma, o que exige testes em laboratórios em condições equivalentes às encontradas nos campos marinhos.

De acordo com Kennedy (2010), o novo cenário da indústria de petróleo tem provocado a demanda por novas funcionalidades e consequentemente o desenvolvimento de novos equipamentos submarinos. O autor cita três regiões chave

que tem contribuído muito para o desenvolvimento de tecnologias submarinas: Mar do Norte, Brasil e Oeste da África, além de avanços no Golfo do México, e dá o exemplo da separação submarina de CO2 como um grande desafio a ser perseguido, onde o CO2 seria reinjetado no reservatório para aumentar a recuperação, gerando benefícios significativos com a economia nos custos dos materiais. Schüffner e Góes (2010) informam que a Petrobras prepara-se para criar verdadeiras cidades submersas, que vão marcar uma nova fase na exploração e produção de petróleo em grandes profundidades, na camada pré-sal. No leito marinho, a mais de dois mil metros da superfície, poderão ser instalados os principais equipamentos que hoje funcionam nas plataformas, permitindo que elas se tornem menores, mais leves e mais baratas. Um alto grau de automação permitirá que parte da operação seja controlada à distância. Trata-se de uma das mais importantes vertentes de pesquisas realizadas pela Petrobras em parceria com universidades e empresas fornecedoras. Para Carlos Tadeu Fraga, gerente-executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), de acordo com Schüffner e Góes (2010), um objetivo ambicioso seria o de colocar no fundo do mar, em um horizonte de dez anos, plantas de processo englobando sistemas de compressão e de separação (de óleo, gás, água e areia) e até mesmo os módulos de geração de energia necessários para fazer tudo funcionar.

O aumento dos sistemas submarinos em tamanho e em quantidade, impulsionado pela migração de sistemas das plataformas para o leito marinho e devido a tendência de crescimento do segmento offshore, principalmente em águas profundas e ultraprofundas, aumentará significativamente a quantidade de equipamentos e dutos submarinos instalados, requerendo uma atenção especial por parte das operadoras, em seus modelos de gestão, já que as demandas por gestão da confiabilidade e gestão da integridade também aumentarão. Esse aumento na demanda é amplificado já que muitos dos equipamentos estarão recém-desenvolvidos, e sem nenhum histórico operacional, onde problemas, ainda desconhecidos, poderão surgir.

3.5. Confiabilidade Quando um equipamento não apresenta o desempenho previsto, pode ter ocorrido uma falha, que segundo Kardec; Nascif (2001, p. 99, grifo nosso), é a “cessação da função de um item ou incapacidade de satisfazer a um padrão de desempenho previsto. A frequência de ocorrência de falhas poderá afetar a

confiabilidade do equipamento”, definida por Kardec; Nascif (2001, p. 96), como sendo “a probabilidade de um item desempenhar a função requerida, por um intervalo de tempo estabelecido, e sob condições definidas de uso”. De acordo com Euthymíou (2001), estudos de diversos incidentes e acidentes relativos à produção offshore de petróleo indicam que as causas de tais problemas não são apenas oriundas de erros humanos ou de gerenciamento das atividades de produção, estando nos problemas técnicos em equipamentos submarinos uma parcela significativa das causas de tais acidentes e perdas de produção, o que torna o aprimoramento da confiabilidade uma necessidade para que os sistemas submarinos de produção de petróleo sejam confiáveis e seguros ao longo de toda a sua vida útil.

Conforme Jorge (2008, grifo nosso) os itens que compõem as instalações submarinas de produção necessitam, em geral, de uma maior confiabilidade em comparação com as instalações de superfície, visto que há uma maior dificuldade de acesso, maior necessidade de recurso de logística, as intervenções são demoradas e caras, maior agressividade do ambiente externo, etc.

Segundo Jorge (2008), as técnicas de análise de risco mais comumente empregadas na área submarina, de acordo com Jorge, são: a Análise Preliminar de Risco – APR, o Hazard and operability study – HAZOP (“estudos de perigos e operabilidade”), o Hazard identification – HAZID (“identificação de perigos”), o Fault tree analysis – FTA (“árvore de falha”) e o Event tree analysis – ETA (“análise por árvore de eventos”). Jorge (2008) cita também a técnica da Inspeção Baseada em Risco – IBR, baseada na API 581 – Risk Based Inspection, que tem por princípio a quantificação das consequências de uma falha estrutural que cause um vazamento, bem como o cálculo da probabilidade deste evento ocorrer. Østebǿ et al. (2001, grifo nosso) advogam que o desenvolvimento de equipamentos e sistemas submarinos merece uma atenção especial visto o aumento significativo da produção offshore de óleo e gás. Para que o desenvolvimento da produção ocorra de forma segura e eficaz, de acordo com os autores, a gestão da confiabilidade deve estar integrada ao planejamento de projetos e operações, já que uma baixa confiabilidade de sistemas submarinos pode causar perdas nas receitas da produção e elevado custo com paralizações e intervenções, fazendo com que o desenvolvimento do campo, em água profundas, seja arriscado demais e pouco desenvolvido. Ainda, segundo Østebǿ et al.(2001), o desenvolvimento de conceitos para

águas profundas deve incluir engenharia de confiabilidade para qualificar projetos e soluções, já que as experiências de campo são limitadas.

De acordo com Brito (2008, grifo nosso), a demanda na indústria por uma maior disponibilidade de seus equipamentos, com maior confiabilidade, tem popularizado a Manutenção Centrada em Confiabilidade – MCC, que conta com metodologias de Análise de Modos de Falha – FMEA, Efeitos e Criticidade – FMECA, Árvores de Falha – FTA e Análise Probabilística de Riscos – PRA. Para Brito (2008), na evolução da atividade de manutenção houveram mudanças de paradigma como a passagem da manutenção preventiva para a manutenção preditiva e depois a adoção da Engenharia de Manutenção. Brito (2008) prevê que a próxima mudança de paradigma será a adoção da Inteligência Artificial (p.e. redes neurais artificiais, sistemas especialistas, lógica nebulosa, sistemas Neuro-Fuzzi), pois esperam-se equipamentos cada vez mais inteligentes, de fácil operação e manutenção. Segundo Brito (2008), redução no desempenho ou a ocorrência de falha em equipamentos e dutos submarinos podem ter origens diversas, em qualquer das fases de seu ciclo de vida, podendo afetar a sua integridade, comprometendo uma ou mais funções, ou mesmo gerando riscos relativos à Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS). As principais fases do ciclo de vida são: especificação, aquisição, projeto, fabricação, instalação, operação, incluindo inspeção e manutenção, e desmobilização.

3.6. Fornecimento de equipamentos e serviços De acordo com Niemeyer Neto (2010, grifo nosso), as normas de segurança tornaram-se mais complexas e o mercado aumentou as exigências sobre as empresas da indústria do petróleo (sobretudo em relação à exploração e produção nas províncias do pré-sal) para que estas invistam mais em equipamentos mais robustos e sofisticados para evitar a ocorrência de novos acidentes. A maior demanda por equipamentos e dutos submarinos e as novas exigências para enfrentar os desafios dos novos cenários são fatores que exercem forte influência nos prazos de fornecimento, já que a disponibilidade de fornecedores em condições de atendimento é pequena, a capacidade fabril destes fornecedores e de seus sub-fornecedores pode não ser suficiente, pode haver a necessidade de qualificação de produtos e serviços, e envolver o desenvolvimento de novas tecnologias, cujos prazos nem sempre são completamente conhecidos.

O impacto dos fatores citados acima sobre os cronogramas de projeto pode ser ainda maior no caso do pré-sal, devido a características como: às maiores profundidades do oceano e dos reservatórios, a presença de contaminantes corrosivos como CO2 e H2S, as maiores pressões e temperaturas dos fluidos, e o maior tamanho estimados das reservas, que tendem a aumentar o tempo em operação dos sistemas submarinos, implicando na necessidade de maior vida útil para equipamentos e dutos submarinos. Segundo Gall (2011c), complexas operações em águas profundas envolvem milhares de fornecedoras, entre os gigantes multinacionais como a Schlumberger e a Halliburton, e pequenas companhias que ocupam nichos tecnológicos, sendo que os equipamentos e os serviços tecnologicamente mais avançados são fornecidos por poucas multinacionais que controlam 90% do mercado.

3.7. Mão de obra Conforme Irgens e Actenum (2008), o déficit crescente de capital humano, causado pelo grande número de aposentadorias de engenheiros está gerando um desequilíbrio na oferta e demanda que é considerado uma ameaça para a indústria do petróleo e gás em sua capacidade de executar os projetos planejados para os próximos anos. Os autores enfatizam que o déficit crescente de habilidades é a maior preocupação, já que a maioria dos especialistas e trabalhadores experientes estão se aposentando, agravando ainda mais a situação. Tudo isso está ocorrendo ao mesmo tempo em que a quantidade de projetos aumenta e as operações de Exploração e Produção (E&P) estão cada vez mais desafiadoras. O Gráfico 9 mostra os históricos e tendências da produção e do número de trabalhadores e o Gráfico 10 os trabalhadores estratificados por idade.

Gráfico 9 – Produção e no de trabalhadores

Fonte: Thompson Jr. (2010)

Gráfico 10 – Trabalhadores por idade

Segundo Gold e Casselman (2010), investigações sobre acidentes ressaltam a dificuldade do setor para achar e reter trabalhadores qualificados e a luta para equilibrar prioridades de segurança com a necessidade de lucro. Esses desafios só se intensificam, à medida que as petrolíferas testam os limites da tecnologia e da experiência em águas mais profundas, ambientes mais hostis e jazidas de petróleo mais complexas, dizem os investigadores. O Gráfico 11 ilustra o problema para a formação de engenheiros na área de petróleo nos Estados Unidos da América (EUA). Conforme IG (2010), devido aos tamanhos expressivos das reservas do pré-sal, a demanda por empregos em plataformas, navios e em terra, tende a aumentar. Pelos planos da Petrobras seriam necessários 207 mil profissionais em 185 categorias.

Gráfico 11 – Inscrições nas Escolas de Engenharia de Petróleo dos EUA Fonte: SPE (2007)

De acordo com Nascimento (2011), os engenheiros são fundametais para o desenvolvimento tecnológico de qualquer país. Eles estão presentes nos processos de melhoria contínua dos produtos e nas atividades de inovação de pesquisa e desenvolvimento (P&D), e sendo peças chave disputadas no mercado de petróleo e gás.

3.8. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D De acordo com Niemeyer Neto (2010) e Viana (2010), a importância do setor de óleo e gás no Brasil pode ser traduzida nas promissoras descobertas de

províncias na camada do pré-sal, que se estendem por 800 km do litoral brasileiro, e consequentemente no grande volume de investimentos estimados para os próximos dez anos, em torno de US$ 600 bilhões, envolvendo operadoras como Petrobras, Statoil, OGX, Royal Dutch Shell, Devon, BP, BG Group, Galp Energia, ExxonMobil e Chevron. Conforme Viana (2010), investimentos em P&D vêm sendo realizados por diversas empresas como a Petrobras, que ampliou o seu Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (CENPES), e empresas como a Schlumberger, FMC Technologies, Baker Hughes, General Electric e Usiminas, que assinaram, com a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), termo para a construção de centros de pesquisa no Parque Tecnológico do Rio, na Cidade Universitária. De acordo com Macaé Offshore (2011), empresas

como

a

Cameron,

Halliburton,

IBM,

Technip,

TenarisConfab,

Vallourec&Mannesman, Weatherford e Wellstream (GE) também terão centros de pesquisa no Brasil. A obrigatoriedade de investimentos em P&D, constante nos contratos de concessão das petrolíferas que operam no Brasil, informado por Godoi (2010), reflete a importância dada pela ANP ao assunto, que estima investimentos de R$ 1,5 bilhão até 2017.

4. REGULAMENTAÇÕES E NORMAS 4.1. Regulamentações governamentais Segundo Queiroz (2010), o acidente do Golfo do México com as instalações offshore da plataforma Deep Water Horizon da BP acrescenta um novo e forte elemento de incerteza para a indústria mundial do petróleo, tornando mais rígidas as exigências das autoridades governamentais e órgãos reguladores. De acordo com Viana (2010) o plano brasileiro iniciado após o vazamento de 1,3 milhões de litros de petróleo na Baía de Guanabara em janeiro de 2000, recebeu novo impulso passados três meses do acidente com a BP no Golfo do México. Muitos debates têm sido promovidos acerca de um programa de ação para acidentes no pré-sal, onde o governo brasileiro propõe a elaboração do primeiro Plano Nacional de Contingência para evitar catástrofes durante a exploração de petróleo em alto-mar, com a participação da Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), e da Marinha do Brasil.

Para Viana, as conseqüências do acidente da Deep Water Horizon terão que ser absorvidas por todas as empresas de petróleo, onde a necessidade de adequação da atividade petrolífera às novas regulamentações, em matéria de segurança e gerenciamento de riscos, resultará em custos mais elevados devido à necessidade de revisão dos critérios técnicos empregados, além de contratos de seguro mais caros, impactando a estrutura de custos de produção das companhias petrolíferas. Para Lorenzi (2011), se encontrar petróleo abaixo da camada de sal do oceano foi uma conquista histórica, por outro lado requer mais preparo das petroleiras e fiscalização por parte do governo, exigindo regulação específica para prevenir acidentes, pois o acidente da BP no Golfo é mais do que um sinal para se pensar em aparelhar melhor os órgãos ambientais e reguladores.

4.2. Normas internacionais Evidências sobre o reconhecimento da importância das instalações submarinas para a indústria do petróleo, gás e energia estão na publicação da “Guidelines for the management of integrity of subsea facilities” pelo Energy Institute, em abril de 2009, e na publicação da “Recommended practice API RP 17N; Recommended Practice for Subsea Production System Reliability and Technical Risk Management” pelo American Petroleum Institute – API, em março de 2009. Estas normas, discutidas por Strutt e Baker (2010), tratam da gestão da integridade, da gestão da confiabilidade e da gestão de riscos para sistemas submarinos.

5. CONSIDERAÇÕES FINAIS De acordo com Guedes (2010), o novo cenário do pré-sal traz novas oportunidades tecnológicas que requerem esforços conjuntos de operadoras, fornecedores de equipamentos, companhias de serviços e institutos de pesquisa.

Segundo Segen Estefen, em Schüffner e Góes (2010), universidades, PETROBRAS e empresas fornecedoras da indústria do petróleo estão concentradas em como transferir grande parte dos equipamentos das plataformas para o fundo do mar, que é um dos cenários da produção do pré-sal, e em como utilizar sistemas totalmente submersos, o que implicará na necessidade de equipamentos específicos e com maior confiabilidade, de modo a evitar muitas intervenções, o que é caro. Para Filho (2008, p.11-12, grifo

nosso), da BP Brasil, “a produção de petróleo como uma atividade de longo prazo requer um bom planejamento”. Ele afirma que para se fazer o melhor uso possível dessas riquezas são necessários muitos investimentos em capacitação tecnológica, financeira, gerencial e de recursos humanos, o que não acontecerá da noite para o dia, pois requer uma abordagem consistente dos problemas, de acordo com as melhores práticas e técnicas disponíveis no mundo hoje. Conforme Niemeyer Neto (2010, grifo nosso), o mercado de petróleo e gás é promissor, mas seu êxito está associado à discussão e à adoção de iniciativas focadas em responsabilidade socioambiental, já que o compromisso das corporações com a sustentabilidade deixou de ser um diferencial para ser uma política inerente àqueles que decidem apostar no setor e se destacar. Peter Szatmari, geólogo do Centro de Pesquisas da Petrobras (CENPES), em Gall (2011a, grifo nosso), diz que o pré-sal, por tratar-se de uma nova fronteira, envolve problemas de geologia, tecnologia, logística, segurança, finanças, política, recursos humanos, governança corporativa e estratégias de desenvolvimento econômico que ainda precisam ser resolvidos no momento em que o Brasil agarra as oportunidades de uma nova era.

A tendência de aumento da complexidade e dos desafios na indústria do petróleo, gás e energia, no segmento de exploração e produção offshore, aqui exposta, deve-se ao fato de que em futuro a médio e longo prazo, a quantidade de sistemas submarinos aumentará substancialmente ao mesmo tempo em que serão submetidos a condições mais severas de operação, como é o caso das províncias do pré-sal. O que torna a gestão da inovação, tanto sob aspectos técnicos quanto de gestão, essencial para o êxito das atividades de exploração e produção de petróleo daqui por diante. Não podemos deixar de destacar também a necessidade de grandes investimentos em infraestrutura, e em pesquisa e desenvolvimento (P&D). A amplificação de esforços voltados para a integridade em sistemas submarinos se torna relevante, abrindo-se então um espaço para reflexão no que diz respeito às diretrizes e políticas governamentais vigentes (resoluções, regulamentos, portarias, leis, etc) e aos modelos de gestão e de governança corporativa, adotados por empresas e governos, que devem caminhar juntos, já que ambos têm a sua parcela de responsabilidade com relação ao desenvolvimento do país, com atenções voltadas para a segurança a para o meio ambiente. A gestão da integridade, a gestão da confiabilidade e a gestão de riscos devem ser vistas, portanto, como investimento contínuo a ser considerado e perseguido

por empresas e instituições governamentais, de forma a reduzir a probabilidade da ocorrência de falhas e de possíveis acidentes; e também como oportunidades para melhoria da imagem e obtenção do reconhecimento da sociedade como empresas e governos socialmente e ambientalmente responsáveis. Há a necessidade das empresas investirem mais para tornarem-se mais competitivas e com maiores chances de sobrevivência numa época em que a questão da sustentabilidade e responsabilidade socioambiental já passou de uma simples idéia tornando-se uma realidade necessária para hoje e para as futuras gerações. O cenário que se apresenta requer investimentos em modelos de gestão mais eficazes, composto por ferramentas de gestão que favoreçam uma gestão mais eficaz, conduzida por profissionais capacitados, sobretudo os gestores, ao longo de toda a estrutura organizacional, utilizando-se de mecanismos de governança corporativa para melhorar o processo decisório e agregar valor ao negócio, e atendendo às diretrizes e políticas governamentais. Um portfólio de ferramentas de gestão que atenda a demanda aqui exposta deve contemplar ferramentas como as citadas ao longo do texto (p.e.: gestão da integridade, gestão da confiabilidade, gestão de riscos, gestão da inovação), e outras, que apesar de não terem sido explicitadas aqui, também possuem elevada relevância (p.e.: gestão por processos, gestão do conhecimento, tecnologia da informação, business intelligence, cadeia de valor, balanced scorecard, seis sigma). E por envolver muitos novos paradigmas, a gestão de mudanças torna-se essencial na obtenção de sucesso nas implantações que forem necessárias.

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