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Entrevistas
José Formigli, Diretor de Exploração e Produção da Petrobras e Doutor Honoris Causa pela UA
“Sinto-me profundamente honrado em ser distinguido por uma das mais importantes universidades europeias”
José Formigli
É um dos nomes maiores da Petrobras. José Miranda Formigli Filho, Diretor de Exploração e Produção da Petrobras e membro da diretoria Executiva da Petrobras, é o responsável pelas atividades de exploração e produção no Brasil, com uma produção média de 2 milhões de barris de óleo por dia e 63 milhões de m3/dia de gás, gerindo um orçamento anual de investimentos de aproximadamente 25 mil milhões de dólares. Nascido em 1960, Doutor Honoris Causa pela UA desde 9 de janeiro, é graduado em Engenharia Civil na área da Fortificação e Construção pelo Instituto Militar de Engenharia, pós-graduado em Análise Matricial de Estruturas pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro e tem um MBA em Gestão Empresarial pela Universidade Federal do Rio de Janeiro.

Ao longo dos anos em que o Projeto do Pré-Sal se tem vindo a desenvolver, quais foram os principais desenvolvimentos de que se orgulha ter contribuído?

A exploração e o desenvolvimento da produção das jazidas de petróleo do pré-sal têm demandado constantes avanços tecnológicos. Com relação às atividades exploratórias, o imageamento dos reservatórios que ficam abaixo da espessa camada de sal foi um relevante desafio superado pela utilização da sísmica 3D e novas tecnologias de processamento de dados sísmicos, que têm permitindo um elevado índice de sucesso exploratório no pré-sal.

No início das operações, entre 2006 e 2009, o objetivo principal foi não só adquirir dados da área então conhecida como Tupi, hoje campo de Lula, como também viabilizar a produção. À medida que os primeiros desafios foram sendo superados, o foco passou a ser padronizar as operações visando a reduzir os custos e otimizar o resultado global em termos de valor econômico dos projetos. Entre os avanços mais notáveis podem ser citados os de aceleração na duração da construção de poços. A perfuração do primeiro poço na seção pré-sal, por exemplo, demorou mais de 15 meses. Os poços mais recentes têm sido perfurados em tempos bem menores, em torno de 3 meses.

Que fatores contribuíram para esses avanços?

A melhoria das brocas e sistemas de perfuração, a melhoria dos procedimentos de perfuração, como peso sobre a broca, rotação, redução da vibração da coluna, etc, a utilização de sondas de última geração, muitas delas com capacidade de operar com duas torres de perfuração em paralelo, a incorporação do aprendizado nas operações, que permite melhorar os procedimentos e reduzir o tempo de perfuração, a otimização de projetos de poços, que hoje se encontram divididos em poços típicos, padronizados, o acompanhamento das operações em tempo real, a automatização das sondas e o gerenciamento integrado das operações com uso intensivo dos mais modernos sistemas de monitoramento e transmissão de dados desde a broca até o escritório.

Outros avanços significativos foram o aumento da confiabilidade na descrição e previsibilidade de reservatórios, constituídos de carbonatos não convencionais e heterogéneos, a otimização dos sistemas submarinos, com padronização de árvores de natal e linhas, a utilização de técnicas de gerenciamento de calor nas linhas de produção, para evitar a deposição de parafinas durante o escoamento, o uso de geometrias especiais de poços, como direcionais e horizontais, o emprego de válvulas e sistemas de monitoramento nos poços denominados “inteligentes”, controlados remotamente e os testes em laboratório e em campo, no Piloto de Lula, no método de Injeção Alternada de Água e Gás (WAG) para aumento da recuperação de óleo. Um destaque que nos traz orgulho é da operação das plantas de separação do CO2 que é produzido com o petróleo, gerando uma corrente rica de CO2 que vem sendo reinjetada nas jazidas de forma a evitar sua emissão para o ambiente.

Qual o papel que a I&D tem vindo a desempenhar no Projeto do Pré-Sal?

A Petrobras tem longa tradição de investir em Pesquisa e Desenvolvimento, desde os anos 80 quando a companhia se viu “forçada” a buscar petróleo na extensa costa brasileira. Naqueles tempos a profundidade máxima de água em que havia atividade de produção era limitada a umas poucas centenas de metros, nos campos do Mar do Norte.

A descoberta de campos gigantes em águas profundas, acima de 500 metros, em meados dos anos 80, nos levou a estruturar em nosso Centro de Pesquisas [Cenpes], no Rio de Janeiro, programas interdisciplinares de investigação, em articulação com universidades brasileiras e no exterior e com empresas fornecedoras de produtos e serviços.

O resultado desse empreendimento foi um grande acervo de experiências e produtos que tornaram factível a produção nas jazidas turbidíticas da Bacia de Campos, em águas profundas. A descoberta dos reservatórios do pré-sal nos trouxe novos desafios ligados à profundidade de lâmina d´água, acima de 2000 metros, à presença de espessa camada de sal acima dos horizontes do reservatório, à distância da costa acima de 300 quilómetros e ao óleo com elevada razão gás-óleo, além de teores variáveis de CO2 no gás associado.

De que forma a Lei da Inovação contribuiu para o enorme desenvolvimento da Investigação nesta área do Petróleo e Gás nas Universidades Brasileiras?

A Lei da Inovação foi criada com o objetivo maior de ampliar e agilizar a transferência de conhecimento gerado no ambiente acadêmico para sua apropriação pelo setor produtivo, de modo a estimular e fortalecer a cultura da inovação, contribuindo para o desenvolvimento industrial do país. Juntamente com seu decreto regulamentador [5.563/05], foi um marco que trouxe melhorias para a atuação das universidades no ambiente de inovação do país. Podemos citar os seguintes exemplos de melhorias: a possibilidade de prestação de serviços tecnológicos pelas universidades para as empresas; a instituição de um órgão nas universidades para cuidar da propriedade intelectual (Núcleos de Inovação Tecnológica - NITs); a possibilidade de remunerar inventores e as facilidades na importação de equipamentos.

A flexibilização das atividades das Instituições de Ciência e Tecnologia, e das relações de trabalho com as empresas, proporcionada pela Lei da Inovação, representou a possibilidade de crescimento das parcerias entre universidades, institutos tecnológicos e empresas. Esta lei, quando combinada com a Lei do Bem [lei 11.196/05 e Decreto 5.798/06], que traz benefícios fiscais para as empresas inovadoras, e com a obrigação de investimento em Investigação e Desenvolvimento (I&D) - através da cláusula de participação especial em I&D, com sua regulamentação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) - elevou o patamar de infraestrutura das universidades e do investimento em pesquisa e desenvolvimento no setor de óleo & gás no Brasil.

No caso da Petrobras, até 2004, ano de criação da Lei da Inovação, a companhia tinha apenas 15 pedidos de patente em cotitularidade com universidades brasileiras. Hoje já são mais de 70 pedidos como esse. Tais parcerias são um estímulo à pesquisa nas universidades brasileiras pois possibilitam ganhos econômicos com a exploração da comercialização das tecnologias desenvolvidas, bem como a participação dos pesquisadores nos ganhos econômicos decorrentes dessa exploração, quando devidamente protegida.

A Petrobras investe anualmente uma média de 1,195 bilhão de dólares em I&D [dado referente ao período 2010-2012]. Desse total, a parcela de 533 milhões de dólares, em média, corresponde ao cumprimento da obrigação de investimentos em I&D oriunda da cláusula de Participação Especial.

Como vê a cooperação com a Galp Energia no desenvolvimento da exploração e produção de petróleo e gás no Projeto Pré-Sal?

A Galp Energia, cujo ramo brasileiro denomina-se Petrogal, tem sido um parceiro importante nas lides do pré-sal. A companhia portuguesa tem sido muito eficiente no acompanhamento e planejamento das atividades operacionais. A equipe técnica tem participado de discussões nos subcomitês técnicos, com destaque para o de “recuperação melhorada”, em que há intensa cooperação nas tecnologias de injeção alternada de água e gás e seu desempenho em termos de mobilização do petróleo preso aos poros das rochas reservatório.

Sobre a importante questão do aproveitamento comercial de jazidas portadoras de petróleo com algum teor de CO2, caso de Júpiter [localizado no bloco exploratório BM-S24, a 290 quilómetros da costa do Brasil], a GALP apresentou algumas interessantes conceções de sistemas de produção, em evento técnico realizado no Brasil em maio de 2013. Nessas conceções, o óleo e os hidrocarbonetos condensados presentes no gás são extraídos. Além disso, o CO2 efluente é reinjetado na própria jazida produtora, evitando-se, dessa forma, a emissão desse gás. Essa conceção se aproxima da que a Petrobras vem estudando. Não obstante, há ainda dificuldades técnicas por aprofundar, como, por exemplo, os desafios relacionados ao escoamento do óleo e do gás rico em CO2 em linhas submarinas, assunto que ainda carece de investigação técnica. Uma frente que pode se mostrar promissora é a da "monetização" do gás CO2, que, sob pressão, tem ação de solvente, cujo aproveitamento pode ser considerado para injeção em outras jazidas próximas.

Como recebeu esta distinção que a Universidade de Aveiro lhe concedeu?

Sinto-me profundamente honrado em ser distinguido com o título por uma das mais importantes universidades europeias. Pela elevada qualificação de seu quadro de docentes e investigadores, pelo perfil aberto e moderno, que faz da Universidade de Aveiro uma instituição plenamente afinada com o contemporâneo, num mundo que exige, cada vez mais a interação do conhecimento académico com o mundo da produção.

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Nota: As fotos da cerimónia de entrega do Doutoramento Honoris Causa a Ferreira De Oliveira podem ser vistas aqui. O vídeo com o testemunho do Diretor de Exploração e Produção da Petrobras pode ser visto aqui.

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