Instalações offshore: pioneirismo brasileiro

Edição 50, Março de 2010

Por Weruska Goeking

Após as descobertas de poços de petróleo na área continental, diversos países passaram a explorar também as bacias marítimas. Entretanto, as características diferenciadas dos poços brasileiros forçaram um desenvolvimento tecnológico de extração em águas profundas que levaram o País à liderança nesse tipo de exploração

Todas as instalações offshore (marítimas) existentes no País atualmente têm a finalidade de extrair gás e petróleo, sendo a Petrobras a única a explorar essa tecnologia. Com a exclusividade das operações em território nacional, a empresa teve de investir em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e fazer parcerias com diversas universidades para criar tecnologias de exploração offshore. Assim, o País passou a explorar águas cada vez mais profundas e tornou-se reconhecido internacionalmente como líder em tecnologia offshore.

 

A capacidade de produzir petróleo de cada país é um dos termômetros para quantificar e qualificar sua influência econômica e política no cenário mundial. Atualmente, os maiores produtores de petróleo dividem-se entre os Estados Unidos e diversos países do Oriente Médio, nações constantemente envolvidas em lados opostos de questões polêmicas. O Oriente Médio ainda possui o maior número de poços e também é o maior exportador do insumo.

 

A prospecção de petróleo confere poder político-econômico às nações exploradoras, já que a produção de energia impacta diretamente na indústria e no desenvolvimento do país, fomenta P&D e exportação do insumo e seus derivados. A luta pelos poços de petróleo já levaram a inúmeros conflitos, até mesmo armados, como a Guerra do Golfo, quando o Kuaite foi invadido pelo Iraque e seu território anexado ao país, em 1990, devido à queda de preços do petróleo. O Iraque chegou a bombardear todos os poços petrolíferos kuaitianos. Até hoje, conflitos religiosos e territoriais englobam, também, a luta pelo domínio do petróleo.

Apesar de a luta pelo líquido escuro e valioso ter seu início com o advento da Primeira Guerra Mundial (1914 – 1918), quando foi usado como fonte de energia nos meios de transporte. Mas foi durante a Segunda Grande Guerra (1939-1945) que a disputa por petróleo ficou mais evidente, já que constava entre as estratégias de alguns países envolvidos nos conflitos, como os Estados Unidos.

Contudo, o petróleo já era explorado décadas antes. Um dos primeiros serviços a utilizar o petróleo como fonte de energia foi a iluminação pública no início do século XIX, em substituição a um gás obtido por meio do carvão vegetal. O insumo permaneceu nessa função até meados da década de 1870, quando Thomas Alva Edison inventou a lâmpada incandescente e diminuiu consideravelmente a sua utilização.

Até então, um dos fornecedores do óleo era os Estados Unidos, que perfurou em 1859, na Pensilvânia, o primeiro poço de petróleo do mundo, descoberta que incentivou iniciativas em diversos países. Um deles foi o Brasil, que encontrou seu primeiro poço petrolífero em 1864, em Bofete, interior de São Paulo, que rendeu apenas dois barris. Até o final do século XIX, dez países possuíam produção própria de petróleo onshore (extração terrestre).

Algumas décadas depois, no início do século XX, a invenção dos motores movidos a gasolina e a diesel retomou o interesse econômico e, consequentemente, os investimentos para o desenvolvimento de novas tecnologias para extração do petróleo.

Assim, os primeiros sinais de que o Brasil finalmente entraria na “corrida pelo petróleo” foram dados com a posse, em 1950, do presidente Getúlio Vargas, que tinha o setor de energia como um dos principais dentre seus planos de expansão.

Mas os investimentos em extração de petróleo só alavancaram com a criação, em 3 de outubro de 1953, da Petróleo Brasileiro S.A., mais conhecida como Petrobras. A fundação da empresa ocorreu após uma espécie de “comoção popular” gerada pelo slogan “O petróleo é nosso”, citado por Vargas em 1947 após a descoberta de mais um poço petrolífero, desta vez na Bahia, impulsionando os estudos nessa área.

 

Assim, Vargas abriu caminho para Juscelino Kubitschek e seu “Plano de Metas”, que tinha como lema “Crescer 50 anos em cinco” e incluía a produção de energia elétrica e o refino de petróleo. Para sua empreitada, Kubitschek pôde contar com investimentos estrangeiros devido a sua decisão de manter a Instrução nº 113 da Superintendência da Moeda e do Crédito (Sumoc) que concedia a empresas estrangeiras a isenção de taxas de importação de máquinas e equipamentos, mesmo se houvesse materiais similares de fabricação nacional. Segundo o engenheiro de suporte técnico às plataformas offshore da Petrobras, Estellito Rangel Junior, ainda nessa época houve grande esforço para que os equipamentos fossem fabricados por empresas nacionais. Apesar dos pontos negativos, como a inflação, a indústria elétrica cresceu 300% durante os seis anos do mandato de Kubitschek.

 

Desenvolvimento e expansão

Os Estados Unidos foi o país a tomar a dianteira no desenvolvimento de tecnologias de extração e refino de petróleo e, quando o Brasil entrou neste mercado, muitos fundamentos já haviam sido descobertos. Tanto que a Petrobras contava com um norte-americano entre seus funcionários de alto escalão. No início dos anos 1960, Walter K. Link escreveu considerações sobre a geologia do petróleo em solo brasileiro em um documento denominado “Relatório Link”, que causou polêmica dentro da própria empresa.

 

De acordo com Link, seria impossível extrair petróleo em grandes quantidades e por longo tempo em poços petrolíferos onshore, o que colocava em xeque os grandes investimentos que estavam sendo feitos pela empresa. Contudo, ele afirmava que a situação poderia tornar-se favorável com avanços tecnológicos, principalmente em explorações offshore.

 

O tempo trouxe a resposta para a controvérsia e, no final da década de 1960, outros pesquisadores comprovaram a tese de Link, afirmando que a maioria das bacias petrolíferas brasileiras só poderia ser explorada com instalações offshore.

 

Diante dessa constatação e com a pouca tecnologia offshore desenvolvida até então – já que mesmo as instalações offshore existentes possuíam profundidade bastante reduzida em relação às descobertas aqui –, o Brasil teve de decidir entre importar o insumo, desenvolver tecnologia e processos próprios para a prospecção de petróleo ou recorrer a instituições internacionais para isso.

 

A ditadura militar instalada e seu intrínseco nacionalismo, além da tecnologia ainda incipiente no mundo, levaram o País a optar pelo desenvolvimento próprio de processos. Ainda assim, os pesquisadores da Petrobras ficavam atentos ao que havia de mais moderno sendo aplicado no mundo para adequar às necessidades nacionais.

 

Porém, não havia muitas instalações offshore na época. A primeira extração de petróleo em bacias marítimas foi registrada no Canal de Santa Bárbara, na Califórnia (EUA), em 1896, mas não era exatamente uma exploração offshore, porque se tratava de um píer construído junto à costa. Assim, a plataforma Oil Rocks – instalada em 1947 no Mar Cáspio em área pertencente ao Azerbaijão – é considerada como a primeira plataforma offshore. A partir daí, a indústria offshore propriamente dita iniciou sua expansão, passando por localidades como o Golfo do México e a Venezuela.

 

A própria Petrobras já investia em instalações offshore em 1961 – antes da conclusão do

estudo de Link – e começou a procurar por petróleo na faixa marítima próxima à área continental localizada entre os Estados do Maranhão e do Espírito Santo. Como essas águas tinham pouca profundidade – no máximo 200 metros –, foi empregada tecnologia já utilizada em instalações offshore estrangeiras, apesar de haver, desde 1955, um Centro de Aperfeiçoamento e Pesquisa da Petrobras (Cenap).

 

A exploração de petróleo em reservatórios offshore brasileiros em águas mais profundas teve início em 1968, na Bacia de Sergipe, campo de Guaricema, situado a cerca de 30 metros da costa do Estado. A descoberta do poço ocorreu após inúmeros estudos geográficos. Outras descobertas seguiram em 1969, como o Campo de São Mateus e de Ubarana, ambos no Espírito Santo. Nesta época, as tecnologias disponíveis ainda não permitiam grandes evoluções no processo de extração offshore.

 

Percebendo a necessidade cada vez mais latente de desenvolvimento de tecnologias offshore, a Petrobras fundou, em 1968, o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), que tinha o objetivo de criar, consolidar e expandir o conhecimento técnico da empresa e sua capacidade de exploração em águas profundas. O Cenpes foi o responsável por levar a Petrobras ao patamar da empresa que gera maior número de patentes em todo o mundo e está localizado na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

 

Anos mais tarde, as decisões tomadas pelo presidente Ernesto Geisel (que governou o país de 1974 a 1979) de aumentar as dotações orçamentárias – juntamente com as descobertas do Cenpes – permitiram que a Petrobras iniciasse um processo de capacitação tecnológica para a atuação nesta área específica de exploração e produção.

 

O resultado mais evidente disso foi o estabelecimento de um patamar tecnológico para a exploração de petróleo em águas profundas, o que consolidou a empresa brasileira como um dos principais referenciais internacionais na área de exploração petrolífera em águas profundas e ultraprofundas, chegando hoje a extrair petróleo a mais de dois mil metros de profundidade.

 

Um exemplo disso é a Bacia de Campos, descoberta em 1974 e localizada entre o norte do Rio de Janeiro e o sul do Espírito Santo. Ela possui 100 mil quilômetros quadrados e sua primeira perfuração ocorreu em 1976. Um ano depois teve início sua exploração comercial. Hoje a bacia é responsável por mais de 80% da extração nacional. Para se ter ideia da evolução da tecnologia petrolífera até aqui – e da vantagem da extração offshore para o País –, a produção diária da plataforma era de 10 mil barris diários em 1977, diante dos dois barris conquistados na primeira instalação onshore brasileira.

 

Tecnologia

A diferença de dois anos entre a descoberta da Bacia de Campos e a primeira perfuração
deve-se à complexidade das tecnologias utilizadas para tais funções. A procura por petróleo é feita por sondas, seja no mar ou na terra, e o Golfo do México foi pioneiro ao instalar as primeiras sondas sobre barcos, nos anos 1930. Na década seguinte, a tecnologia já havia evoluído o suficiente para ganhar mobilidade e não mais precisar de uma instalação fixa, transformando-se em uma espécie de barco sonda. O conhecimento técnico das condições de extração marítima ainda proporcionou, na década de 1950, a construção de sondas semi-submersíveis, que ficavam alocadas nas plataformas.

 

Apesar do desenvolvimento desses equipamentos e dos barcos sonda serem usados até hoje, a característica singular das bacias brasileiras tornou a busca por novos poços profundos e em alto mar um dos primeiros grandes desafios para os pesquisadores. A empreitada consistia basicamente em construir sondas marítimas móveis com menor custo e maior eficiência.

 

As técnicas de perfuração das bacias foram amplamente desenvolvidas em todo o mundo durante os anos 1960, tornando possível a extração de petróleo em águas profundas ainda nesta década. Além das sondas e da perfuração, as tecnologias envolvendo dutos de gás e petróleo para condução da produção offshore foram igualmente determinantes no sucesso da exploração de bacias marítimas.

 

Contudo, a partir de 1980, as tecnologias para produção petrolífera davam sinais de defasagem e as plataformas localizadas no Golfo do México, que eram fixas, precisavam passar por modificações para a extração em águas mais profundas. Este fato deixa claro que a Petrobras não tinha outra escolha a não ser investir na criação de equipamentos capazes de extrair e produzir petróleo em poços com mais de mil metros de profundidade, pois nenhum outro país possuía tal tecnologia. Um dos requisitos para alcançar esse objetivo era desenvolver sistemas flutuantes eficazes.

 

Até então, a Petrobras ainda aproveitava em sua produção e extração diversos equipamentos e processos offshore importados, incluindo – em muitos casos – suas inovações tecnológicas para a adaptação às condições brasileiras. Foi assim que a empresa chegou a sua primeira sonda submersível. Mas foi apenas em meados da década de 1980 que a empresa construiu o mesmo tipo de sonda usando apenas tecnologia nacional, graças ao apoio de estaleiros brasileiros.

 

A Petrobras ainda contou com o auxílio do Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas (Procap), fundado em 1986, para desenvolver tecnologias capazes de extrair petróleo a 400 metros de profundidade. Na época, isso significou um grande desafio para os pesquisadores que haviam desenvolvido equipamentos e processos para extração em profundidade média de 150 metros. Mas como o objetivo era investir em novas bacias petrolíferas, a Petrobras precisava alcançar poços a mil metros de profundidade.

 

E vieram outras versões do programa, como o Procap 2000, que durou de 1993 a 1999 e prospectou petróleo em bacias a dois mil metros de profundidade em 20 projetos orçados em aproximadamente US$ 750 milhões, sendo que 80% deles eram para inovação e o restante para extensão dos projetos existentes – proporcionalmente o inverso praticado na fase anterior.

 

A maior descoberta durante o Procap 2000 foi o campo de Roncador, na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, com 1.853 metros de profundidade. O único problema é que a Petrobras ainda não havia desenvolvido equipamentos capazes de explorar petróleo em águas tão profundas. Foram aplicadas diversas tecnologias inéditas nesse projeto, mas como não havia tempo para a construção de uma plataforma, foi “reaproveitada” a Plataforma 36 (P-36), que estava em um campo de profundidade menor, o de Marlim, e prospectava petróleo mais pesado. O sistema de geração de energia do campo de Roncador era feita por turbinas a diesel instaladas na P-36 e transmitida para a P-47 por meio de cabos ao longo do fundo do mar a uma distância de mil metros de profundidade.

 

O bom resultado da adaptação da plataforma levou a Petrobras a conquistar o título de liderança e referência tecnológica mundial em extração de petróleo offshore. O reconhecimento do feito veio em 1991, com o prêmio OTC Distinguished Achievement Award, oferecido pela Offshore Technology Conference, nos Estados Unidos. No ano seguinte, a empresa recebeu novamente o prêmio e foi reconhecida como a instituição que mais contribuiu para o desenvolvimento da indústria offshore.

 

Atualmente, está em curso o Procap 3000 (Programa Tecnológico em Sistemas de Exploração em Águas Ultraprofundas), que visa à produção de petróleo a três mil metros de profundidade da superfície até o fundo do mar. Com o trabalho do Procap, a empresa finalmente alcançou a autossuficiência em tecnologia offshore.

 

Além dos programas próprios, a Petrobras faz parcerias com outras empresas e
instituições para o desenvolvimento de tecnologias, sendo que a mais expressiva delas é com o Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia (Coppe), que já produziu mais de mil projetos junto à empresa e levou à criação do Grupo Interdisciplinar em Tecnologia Submarina, em 1994. Três anos depois, por meio da Emenda Constitucional nº 9, a Petrobras deixa de ter capital somente estatal e se torna uma das maiores empresas de petróleo do mundo.

 

Com o crescimento da empresa e da produção, o Brasil precisava cada vez mais de profissionais especializados. De acordo com o engenheiro eletricista e consultor sênior da Petrobras, Oscar Felizzola Souza, há uma carência nesse setor que se estende até hoje. Para qualificar esses profissionais em diferentes níveis de conhecimento, o governo federal criou o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Promimp), que é coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e também busca aumentar a participação da indústria nacional e sua competitividade frente às estrangeiras. “O Promimp foi criado antes mesmo das descobertas do pré-sal e não é direcionado apenas para a produção e exploração, mas também à refinação e ao transporte do petróleo e seus derivados”, afirma Souza.

 

Nessa época, 1% do faturamento da empresa era direcionado para P&D. Calcula-se que até 2004, cada dólar investido no Procap teve retorno de US$ 8,2. Outra parcela dos recursos investidos é proveniente do Fundo Setorial do Petróleo e Gás Natural (CT-Petro), ligado à Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) e criado em 1999 com o objetivo de estimular a cadeia produtiva do segmento. A fonte do financiamento vem de royalties de petróleo.

 

O consultor destaca ainda o trabalho do Centro de Excelência em ECP (Enginnering, Procurement and Construction – Engenharia, Suprimento e Construção), localizado no Rio de Janeiro, que também tem o objetivo de alavancar o desenvolvimento desses profissionais.

 

É possível perceber que foi necessário um conjunto de ações da própria Petrobras e do governo para que a tecnologia offshore fosse alavancada no País. Para se ter ideia da evolução, a produção de petróleo em águas profundas representava apenas 1,7% em 1987 – no segundo ano do Procap – e subiu para 55% em 2000, sendo a Petrobras a única empresa a ter instalações offshore no Brasil.

 

Ainda no ano 2000, a Petrobras comprou participações em diversas termelétricas que transformavam o gás em eletricidade para auxiliar na diversificação e ampliação da matriz brasileira na maior crise energética vivida pelo País. A termelétrica da Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados (Fafen), na Bahia, foi a primeira usina com participação da Petrobras a entrar em operação.

 

Apesar das evoluções conquistadas com a exploração, ainda hoje não foi desenvolvida tecnologia suficiente para a construção de plataformas no Brasil, mas um acordo com Singapura de transferência tecnológica deve garantir a produção das próximas plataformas em território nacional, ainda que com tecnologia asiática.

 

A despeito disso, em 2006 a empresa atingiu a autossuficiência em produção de petróleo. Hoje ainda importamos o óleo, porque nossa produção corresponde a um tipo de petróleo mais pesado e que exige processos mais demorados nas refinarias. Com a importação, as refinarias processam uma combinação de óleo mais leve com o brasileiro, otimizando os processos. Em 2008 foram importados 147,9 milhões de barris, ao custo de US$ 16,3 bilhões, segundo a Agência Nacional de Petróleo (ANP).

 

O Brasil também exporta sua produção. De acordo com a ANP, foram exportados 158,1 milhões de barris, com receita de US$ 13,6 bilhões, em 2008. Apesar de ter exportado mais, ocorre um déficit na balança porque o petróleo exportado pelo Brasil é do tipo pesado, de menor valor de mercado, e o País ainda precisa importar o petróleo leve, que é mais caro.

 

Atualmente, o Brasil é o 16º maior país em produção de petróleo do mundo, porém, o “Panorama Mundial de Energia 2009” (World Energy Outlook 2009) – relatório divulgado anualmente pela Agência Internacional de Energia (AIE) – afirma que o Brasil deve passar a ocupar a sexta posição em 2030, graças às descobertas de reservas pré-sal de petróleo offshore. O País ainda ocupa a terceira colocação na previsão de crescimento percentual no período de 2008 a 2030, com 2,9% ao ano.

Instalações elétricas

No início da exploração offshore, o Brasil não possuía normas brasileiras para este tipo de instalação, hoje chamadas de atmosferas explosivas. Assim, as primeiras normas aplicadas aqui eram norte-americanas.

No início dos anos 1980, foi estabelecida a Comissão Técnica nº 31 na Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), que ficou encarregada de elaborar normas brasileiras para instalações elétricas em atmosferas explosivas. Essas normas teriam, obrigatoriamente, de estar em consonância com as normas IEC existentes. “Passamos a falar a linguagem internacional ao invés de ficar com uma tecnologia de apenas um país”, explica o engenheiro eletricista especializado em áreas classificadas, Dácio de Miranda Jordão.

 

Não foi preciso alterar as instalações já existentes com a entrada em vigor de normas nacionais, pois não houve alterações em conceitos básicos e as normas estrangeiras aplicadas garantiam um nível mínimo de segurança.

 

Para operar com segurança em instalações offshore, os equipamentos elétricos devem atender a ABNT IEC 60079, que também traz diretrizes sobre metodologia de instalação e as classificações de atmosfera explosiva. Essa classificação é baseada em parâmetros como os tipos de equipamentos envolvidos no processo, pressão, vazão, volume, velocidade do vento, temperatura ambiente e de operação. A partir disso, a norma define o volume de risco dessa área, podendo ser classificada como Zona 0, Zona 1 e Zona 2, sendo que a primeira é a mais perigosa.

 

Os equipamentos elétricos instalados nessas áreas devem trazer um certificado de conformidade de acordo com a zona. Para isso devem trazer uma alternativa construtiva diferente dos equipamentos comuns.

 

Os equipamentos metálicos à prova de explosão existem há mais de cem anos, mas com a evolução da tecnologia de materiais hoje é possível encontrar equipamentos para atmosferas explosivas não metálicos com segurança aumentada, ou seja, com requisitos construtivos adicionais aplicáveis aos equipamentos que, em condição normal ou anormal de operação, não produz centelhamento ou aquecimento. Também podem ser usados equipamentos com segurança intrínseca, ou seja, aquele que não possui energia capaz de causar ignição em condição normal ou anormal de operação e mesmo que ocorra um defeito, a energia liberada não é capaz de causar ignição.

 

Ainda não somos autossuficientes em produção de equipamentos elétricos para atmosferas explosivas, mas já houve grande ampliação na gama oferecida pelos fabricantes nacionais frente ao existente nos anos 1980, por exemplo.

 

Além da necessidade de desenvolvimento tecnológico nacional, Jordão ressalta que a segurança nessas instalações também depende da qualificação dos profissionais envolvidos e este tem sido um problema nas instalações offshore. “Uma coisa muito importante é que, se hoje existe desinformação por parte de quem executa, opera, faz manutenção e projeta as instalações, também não existe pessoal com conhecimento técnico que seja capaz de fiscalizar essas instalações. Faltam muitos profissionais qualificados de modo geral em atmosferas explosivas”, afirma.

 

De acord

o com Jordão, esse problema está ligado ao fato de que os cursos de engenharia elétrica, eletrotécnica e eletrônica não incluem em sua grade o trabalho em atmosferas explosivas, apesar de habilitar o estudante para atuar em qualquer tipo de instalação. Com base nisso, o especialista Dácio Jordão idealizou um curso de extensão – que pode ser feito mesmo durante a graduação – de instalação elétrica em atmosfera explosiva de 180 horas na UFRJ.

 

Além de afetar a segurança elétrica, o especialista afirma que a falta de preparo dos profissionais pode acarretar, inclusive, problemas ambientais. “Não há uma estatística sobre isso, principalmente porque as pessoas que investigaram a causa de acidentes também não possuíam conhecimento adequado. Já vi relatórios dizendo que a causa desses acidentes eram curtos-circuitos, mas, muitas vezes, a verdade era que o equipamento não era conforme e gerou a explosão”, acrescenta.

 

Meio ambiente

A preocupação ambiental é uma constante em todo o processo de extração do petróleo offshore e diversos cuidados são tomados com relação ao descarte de resíduos. Também há programas de controle que verificam periodicamente a conformidade da operação das plataformas às disposições legais sobre o tema, por exemplo.

 

Ainda não há uma norma internacional para esse tema e quem emite os requisitos para as instalações offshore nacionais é o Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama). A Petrobras possui programas de proteção ao meio ambiente desde 1978, como o controle de emissão de gás e treinamento de combate em emergências. Ainda há um teste realizado com pipocas jogadas no mar para simular o trajeto que o óleo poderia percorrer em caso de vazamento real e testar as condições de conservação e manutenção dos equipamentos de combate a emergências e avaliar a preparação da equipe.

 

A empresa também participou de um projeto do Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento, que resultou na construção do primeiro Centro de Combate à Poluição do Mar no País e na importação de equipamentos para o combate a poluição marítima por óleo.

 

Porém, todos os cuidados tomados não foram suficientes para evitar acidentes como o ocorrido na Plataforma P-36 da Petrobras, que explodiu em 15 de março de 2001 e afundou 10 dias depois, na Bacia de Campos (RJ). De acordo com relatório da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e da Marinha, o acidente ocorreu devido a problemas no projeto, na manutenção e na operação da plataforma. Ainda segundo o documento, um dos erros do projeto estaria justamente na classificação da área onde estava o tanque que explodiu, que sequer estava enquadrada em uma das áreas de atmosferas explosivas.

Na opinião de Jordão, os acidentes em plataformas com prejuízos ambientais têm grande impacto na opinião pública, mas servem também para o aprimoramento dos processos.

 

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Energia eólica

Além das instalações offshore de petróleo, também existem as instalações offshore de energia eólica. Contudo, não há geração desse tipo de energia em águas profundas no Brasil. Há seis anos o Estado do Ceará apresentou um estudo baseado em estimativas que afirmava seu grande potencial de gerar energia em alto mar.

 

De acordo com o diretor executivo da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeolica), Pedro Perrelli, essa não é uma característica apenas do Ceará, mas de todos os Estados próximos da linha do Equador. “Nessa região, há a presença dos ventos alísios, que são oriundos do movimento de rotação da Terra que, por sua vez, tem velocidade mais elevada próximo à linha do Equador”, explica.

 

Perrelli explica que, apesar do elevado potencial do País em geração eólica offshore, essa é uma realidade ainda muito distante, pois as instalações offshore de eólica podem custar de seis a oito vezes mais do que as turbinas onshore. Por isso, os países que mais investem em instalações offshore de energia eólica são aqueles com pequena extensão territorial e/ou que não possuem mais espaço onshore disponível.

Um exemplo disso é a China – mercado mais acelerado em geração de energia eólica – que possui extensão territorial 7% maior que o Brasil, mas tem população 14 vezes maior que a brasileira. A China inaugurou sua primeira instalação offshore de eólica neste ano.

 

A Dinamarca é o país com tecnologia mais avançada em instalação offshore de energia eólica e onde está localizado o primeiro parque eólico em alto-mar, o Hörns-Reef, inaugurado há oito anos.

 

Enquanto isso o Brasil sequer possui tecnologia para geração eólica offshore e continua a investir em instalações onshore. Por enquanto isso não é um problema, já que ainda há muito espaço em terra disponível e potencial de geração onshore de 350 GW a 400 GW.

 

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Normalização

As instalações elétricas em atmosferas explosivas são regidas pela série da ABNT IEC 60079, mas ainda existem outras normas, como a ABNT NBR 11901 para luminárias e projetores para atmosfera explosiva de uso naval e a ABNT NBR 15462, que trata do procedimento de projeto, instalação e manutenção de traceamento elétrico resistivo.

 

O Brasil também é membro P do TC 18, Comitê Técnico da IEC 18, que trata de instalações elétricas navais e unidades marítimas móveis e fixas. O UTC 18 foi criado em 1927, quando as instalações offshore sequer existiam.

 

Já os materiais e equipamentos usados em instalações offshore petrolíferas, exceto de eletricidade, eletrônica, telecomunicações e tecnologias correlatas, são regidos pelo Comitê IC 67 da ISO, que conta com a participação do Brasil – junto com mais 28 países – como membro P, ou seja, que tem o direito de votar pode indicar participantes e tem seus comentários analisados pelos outros membros. O Comitê IC 67 foi criado em 1947 e já publicou 161 normas.

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Pesquisa

• Artigo: A Petrobras e a exploração de petróleo offshore no Brasil: um approach evolucionário, de José Benedito Ortiz Neto e Armando Dalla Costa.

• Artigo: Equipamentos elétricos e a segurança na indústria do petróleo e gás, de Estellito Rangel Junior.
• Site da Petrobras S/A: www.petrobras.com.br
• Site da Com Ciência Revista Eletrônica de Jornalismo Científico: www.comciencia.br
• Site da Agencia Latinoamericana de Información: www.alainet.org