Brasil Energia | Ed. 456 - Maio, 2019

Brasil Energia , nº 456, 20 de Maio de 2019 47 se dez anos depois, em 1999, eu imaginei a criação de um modelo de contratação de unidades de produção que descrevesse também as funcionalidades de um FPSO, associando-as a um contrato de performance, a exemplo de como se contratavam sondas de perfu- ração. Isso foi a semente que deu origem ao pacote de documentos chamado de GTD, ainda hoje usado pela Petrobras e já responsável pela contratação de dezenas de unidades de produção. Que tipos de questões foram superadas com as novas especificações? A Petrobras conseguiu resolver conflitos que ha- viam em termos de especificação de dados ambientais, por exemplo, em relação à multidirecionalidade das condições de mar com o aproamento da plataforma, por isso gera fadiga dos risers e chega a impactar os equipamentos a bordo. O GTD não se limita, contudo, a um pacote de documentos para a contratação, cons- trução ou operação. Na realidade, trata-se de um con- junto de documentos que acompanha todas as fases até o descomissionamento da unidade. Como foi a experiência no Golfo do México, com a insta- lação do primeiro FPSO dos Estados Unidos? Em meados dos anos 90, houve um boom de FP- SOs no mundo. O passo que a Petrobras havia dado com o projeto do PP Morais tinha sido gigantesco porque, até então, não havia navios-plataforma com mais de seis risers no mundo, e o novo projeto do PP Moraes, rebatizado de P-34, considerou um total de 34 risers. Enquanto isso, nos Estados Unidos, a pro- dução estava em declínio, e o governo [de Bill] Clin- ton lançou incentivos para que as operadoras come- çassem a explorar em águas mais profundas. No ano 2000, um grupo de trabalho do governo americano nos procurou para buscar mais informações sobre o conceito de FPSOs. Posteriormente concluíram que seria possível utilizar a tecnologia no Golfo. Ocorre que nenhuma operadora queria ser a primeira a ar- riscar a adoção da solução, mesmo porque deman- dava ainda um longo caminho para detalhamento da regulamentação de FPSOs, conforme requisitos da Guarda Costeira e órgãos reguladores america- nos. Seis anos depois, fui transferido para o escritó- rio da Petrobras em Houston e comecei a trabalhar com órgãos reguladores locais para analisar a possi- bilidade de a Petrobras se tornar operadora dos cam- pos que havia adquirido no fim da década anterior e implantar o projeto de um FPSO. O problema é que, no ano anterior, em 2005, houve a passagem dos fu- racões Rita e Katrina, o que deixou o país e a indús- tria petrolífera local traumatizados. Foi daí que surgiu a ideia do FPSO com risers desconec- táveis, como o BW Pioneer? Sim. Apesar da aprovação original de FPSOs nos Es- tados Unidos ter previsto unidades permanentemente ancoradas, a proposta de desconectar a embarcação dos risers foi uma solução para evitar uma longa campanha de dados meteoceanográficos, pois poderíamos seguir com o projeto sem considerar os efeitos dos furacões. Portanto, o conceito final foi o de conectar os risers a uma boia submersível e navegar com o FPSO para uma locação protegida em casos de furacão. Acabou que es- sa solução passou a ser considerada padrão para FPSOs nos Estados Unidos. O senhor acredita que os FPSOs seguirão como tendên- cia no Brasil, tendo em vista as características do pré-sal? Sim, sobretudo pela distância da costa e pela flexi- bilidade de permitir a venda do óleo para qualquer lu- gar. Os oleodutos demandam grandes investimentos adicionais e ainda restringem a produção a um único recebedor, enquanto que, com o FPSO, pode-se mirar qualquer refinaria. Eu costumo dizer que o Brasil tem sido pioneiro em diversas atividades offshore não por- que quis, mas porque precisa. No caso dos FPSOs, es- se pioneirismo foi difundido em todo o mundo e re- conhecido pelas sociedades profissionais globais que compõem a OTC. n O Brasil tem sido pioneiro em diversas atividades offshore não porque quis, mas porque precisa