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domingo, 11 de março de 2012
O ACIDENTE COM A PIPER ALPHA
Como era a Piper Alpha
Situada a mais de 220 quilômetros da costa de Aberdeen (Escócia), a 144 metros do fundo do mar, a plataforma de grande porte mantinha uma produção de gás de dois poços, e de outros 24 poços mantinha a sua produção de óleo. A plataforma era conectada por um oleoduto e um gasoduto ao terminal Flotta, em Orkney, e com outros gasodutos a outras duas instalações.
A instalação consistia em uma torre de perfuração em um lado, uma área de processamento e refino no centro, e alojamentos para sua tripulação no outro lado. Uma vez que Piper Alpha estava mais perto da costa que outras plataformas na área, tinha duas tubulações provenientes destas plataformas conduzindo à sua área de processamento. Esta instalação processava o gás proveniente das outras plataformas mais o petróleo extraído por ela mesma e então bombeava os produtos para a costa.
O acidente
Dia 6 de julho de 1988, um vazamento de condensado de gás natural que se formou sobre a plataforma incendiou-se, causando uma explosão enorme. A explosão iniciou incêndios secundários no óleo, derretendo a tubulação de chegada de gás. O fornecimento de gás causou uma segunda grande explosão que engolfou toda a plataforma. Afirma-se que o desastre foi tão repentino e extremo que uma evacuação tradicional foi impossível, mas há controvérsia a respeito. As pessoas ainda estavam saindo da plataforma após o incêndio e explosão iniciais. O maior problema foi que a maioria do pessoal que tinha autoridade para ordenar a evacuação morreu quando a primeira explosão destruiu a sala de controle.Alguns cálculos indicam que 20% da produção anual de energia do Reino Unido foi consumido na explosão e incêndio. Mas isso foi conseqüência do projeto deficiente da plataforma, a ausência de paredes corta-fogo, e outros fatores. Outro fator importante foi que a plataforma próxima, Tartan, continuou a bombear gás ao núcleo do fogo até que a tubulação interligando ambas plataformas rompeu-se devido ao calor. Os operadores de Tartan não tinham autoridade para parar a produção, mesmo vendo ao horizonte que Piper Alpha estava queimando.A embarcação de suporte Lowland Cavalier reportou a explosão inicial antes das 22h00, e a segunda explosão 22 minutos depois. Quando os helicópteros civis e militares chegaram ao local, as chamas estavam a mais de 100 metros de altura e visíveis a mais de 100 quilômetros (120 km de Maersk Highlander) impedindo aproximação segura.Tharos, uma embarcação especializada em combate ao fogo, pôde aproximar-se da plataforma mas não pôde evitar sua destruição. Dois tripulantes do Lowland Cavalier morreram quando a explosão da plataforma destruiu seu "barco de resgate rápido" que havia resgatado vários sobreviventes da água. Tharos não pôde bombear água suficiente para aproximar-se da plataforma em chamas até após a ruptura do oleoduto que a interligava à Tartan, cerca de duas horas após o início do desastre. Somente quando a plataforma de Tartan parou de bombear óleo, a embarcação Tharos pôde aproximar-se, mas não conseguiu resgatar ninguém. O fogo foi depois extinto pelo navio Red Adair que enfrentou ventos de 80 milhas por hora e ondas de 70 pés.
A investigação do caso
O grupo de investigação coordenado por Lord Cullen foi estabelecido em novembro de 1988 para descobrir as causas do desastre. Em novembro de 1990, ele concluiu que o vazamento inicial de condensado era resultante de trabalho de manutenção sendo realizado simultaneamente numa bomba e sua válvula de segurança. A Occidental Petroleum foi declarada culpada de ter procedimentos de manutenção inapropriados.Uma segunda fase da investigação fez recomendações de segurança mais profundas, as quais foram todas aceitas pela indústria. Praticamente todos os trabalhadores em plataformas no mar do Norte questionariam a sinceridade da indústria em algumas de suas respostas ao Relatório Cullen. Certamente as respostas das companhias petrolíferas às recomendação de Cullen por completa e organizada representação dos trabalhadores foi menos que totalmente sincera.Os restos da Piper estão a aproximadamente a 120 metros a sudoeste da plataforma Bravo, que a substituiu. Um último efeito do desastre da Piper Alpha foi o estabelecimento do primeiro sindicato pós-Margaret Thatcher, o Comitê de Indústria de Plataformas (Offshore Industry Liaison Committee).
Mas o que causou esse acidente
Uma análise dos eventos revela muitos pontos que deram errado, uma seqüência de erros que contribuíram para a magnitude do desastre. Na seqüência, analisam-se os principais:
a) Sistema de ordem de serviço arcaico e não seguido à risca
O evento que iniciou a catástrofe foi a tentativa do turno da noite de ligar a bomba reserva, que estava inoperante por estar em manutenção. O pessoal do turno da noite desconhecia que esta bomba estava em manutenção, por não haver encontrado a ordem de serviço correspondente. Numa instalação industrial, o conhecimento das ordens de serviço em andamento é crucial para o andamento do processo produtivo e para a segurança.
b) Sistema dilúvio antiincêndio não funcionou
O sistema dilúvio coletava a água do mar para o sistema abaixo da plataforma, próxima do local onde os mergulhadores tinham que trabalhar em algumas etapas de perfuração. Para segurança dos mergulhadores, o sistema de coleta de água era colocado em manual cada vez que havia trabalho com mergulho nas proximidades, para evitar que os mergulhadores fossem sugados pelas bombas. Com o tempo, os procedimentos foram relaxados e o sistema passou a ser deixado em manual sempre, independente de haver ou não trabalho de mergulho nas proximidades. Máxima segurança para os mergulhadores, fatal para a plataforma e para outras 167 pessoas pois, quando o sistema foi necessário, estava inoperante.
c) Rota de fuga
As rotas de fuga não eram perfeitamente conhecidas e as pessoas não encontraram o caminho até os barcos salva-vidas e saltaram no mar.
d) Áreas seguras
Ao contrário do que pensavam as pessoas, os alojamentos não eram à prova de fumaça e chamas. A maior parte dos 167 vítimas morreu sufocada na área dos alojamentos.
e) Treinamento
Embora houvesse um plano de abandono, três anos haviam se passado sem que as pessoas recebessem treinamento nestes procedimentos. Planos de Ação de Emergência são inúteis se existem apenas no papel e as pessoas não tomam conhecimento dele.
f) Paredes corta-fogo
As paredes corta-fogo em Piper poderiam ter parado a expansão de um fogo comum. Elas não foram construídas para resistir a explosão. A explosão inicial as derrubou, e o fogo subseqüente se espalhou desimpedido, quando poderia ter sido contido se as paredes corta-fogo tivessem também resistido à explosão. Estações mais novas têm paredes de explosão que evitariam uma repetição das fases iniciais do desastre de Piper.
g) Auditorias
A Occidental Petroleum tinha auditorias de segurança regulares em suas instalações. Estas auditorias foram executadas, mas não foram bem executadas. Poucos ou mesmo nenhum problema eram levantados, embora houvesse assuntos sérios como corrosão de tubos e cabeças de sistema dilúvio e muitos outros problemas. Quando um problema sério era encontrado, às vezes era simplesmente ignorado. Por exemplo, cerca de um ano antes, quando os dutos de gás queimaram e desligaram a estação, uma auditoria independente, cujo propósito era identificar os principais perigos de incêndio, corretamente identificou o perigo e declarou que se eles explodissem, nada poderia salvar a estação. A auditoria recomendou instalar sistemas de segurança específicos para os proteger. Na reunião de diretoria que revisou o relatório, nunca foram mencionados os dutos de gás.
Licões aprendidas:
Foram muitas as mudanças ocorridas após este acidente. Incluíram:
a) Melhoria nos sistemas de gestão de ordens de serviço.
b) Relocação de algumas válvulas de desligamento de emergência de oleodutos e gasodutos.
b) Instalação de sistemas de isolamento de oleodutos e gasodutos submarinos.
c) Mitigação de riscos de fumaça.
d) Melhorias nos sistemas de evacuação e escape.
e) Início de análises formais de segurança.
A indústria investiu aproximadamente um bilhão de libras nestes e em outros itens de segurança, antes que o relatório oficial conduzido por Lord Cullem fosse emitido.
Análises de Riscos passaram a ser obrigatórias para todas as atividades. O processo de elaboração de análise de riscos é, em si, um forte fator de segurança, pois obriga a todos a pensarem em tudo o que poderia dar errado e a buscar formas seguras de fazer o trabalho.
Fonte : Unipeg e wikipédia
PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO ESPÍRITO SANTO
O início das pesquisas petrolíferas no ES deu-se em 1957. A primeira descoberta ocorreu em 1969. Curioso é notar que, nesta época, os trabalhos que se iniciavam na Bacia de Campos também se subordinavam ao Distrito de Exploração e Produção da Petrobras sediado em Vitória.Com o sucesso nas atividades dessa Bacia, em águas fluminenses, as superintendências se desmembraram. A da Bacia de Campos localizou-se em Macaé (RJ) e a da Bacia do Espírito Santo em São Mateus (ES), que também supervisionava as poucas atividades da Bacia de Campos, em águas capixabas. Como se sabe, a porção norte da Bacia de Campos se situa em águas capixabas, indo até o chamado arco geológico de Vitória.
O início da produção deu-se em São Mateus, em 1973. A infra-estrutura de transporte – oleoduto e gasoduto – começou a operar em 1981. A Unidade de Processamento de Gás Natural, por sua vez iniciou suas atividades em 1983. O primeiro fornecimento de gás foi feito em 1982, para a Aracruz Celulose. A primeira descoberta de gás na foz do rio Doce, precursora dos atuais campos de Peroá e Cangoá, deu-se em 1988. Em dezembro de 1993, o Estado deu a concessão para distribuição de gás canalizado, com exclusividade, à BR-Distribuidora. Em agosto de 1996 e maio de 1997, novas descobertas foram feitas na foz do rio Doce. Atualmente as reservas estimadas dos campos submarinos de Peroá e Cangoá são estimadas em 10 bilhões de m3.
A situação atual
A atual produção de óleo está por volta da 12 mil barris diários. Ela já foi o dobro. Com a incorporação das reservas recentemente descobertas (hoje elas montam a 36 milhões de barrís), a produção deve voltar ao patamar dos 24 a 25 mil barris diários no curto prazo. Essa produção é escoada via oleoduto até o porto de Regência, no município de Linhares, de onde é embarcado para as refinarias.
A produção de gás natural está na ordem de 750 mil m3/dia, dos quais 700 mil m3/dia são colocados no mercado consumidor, sendo que, aproximadamente 300 mil são utilizados nas usinas de pelotização da Cia. Vale do Rio Doce (CVRD), na Ponta de Tubarão, município da capital, Vitória. A distribuição do consumo é a seguinte: 54% para o segmento siderúrgico; 23,9% para o de celulose; 9,8% para o cerâmico; 6,8% para o químico; 4,2% para o têxtil; 1% para o alimentício e 0,2% para o cimenteiro.
O gás vem da região produtora no norte do Estado, via gasoduto até os municípios da Grande Vitória. Um ramal contorna a ilha, saindo do município da Serra, levando gás para os municípios de Viana e Cariacica, na parte sul da Capital, ficando sua extremidade bem próxima ao município de Vila Velha.
As reservas de gás natural montam de 12 a 13 bilhões de m3.
Quando o futuro começou
Em março de 1997, numa solenidade no Palácio do Planalto foi assinado um Acordo entre a ADERES, a Petrobras e a CVRD, para estudar a construção do Gasoduto Caiúnas (RJ) – Vitória (ES), diante das perspectivas de maior produção de gás natural na Bacia de Campos, em águas fluminenses. Segundo os estudos de engenharia realizados na Petrobras, este gasoduto terá uma extensão de pouco mais de 300 km, com capacidade de transporte de 7 milhões de m3/dia e investimento montando a US$ 123 milhões. A sua viabilidade seria garantida com a utilização de gás natural em uma Usina Termelétrica na região de Vitória, em uma Fábrica de Ferro Esponja da CVRD e na substituição de óleo combustível por gás nas 7 Usinas de Pelotização da CVRD e Associadas.
Os contatos preliminadres entre a CVRD e a Petrobras foram iniciados por volta de 1995 e à época da assinatura do Acordo apresentavam um indício concreto de viabilidade. Contudo, a privatização da CVRD, por um lado, e as mudanças administrativas na Petrobras retardaram o bom andamento das negociações. Mais recentemente foi firmado um acordo, criando um consórcio tripartite (CVRD, Escelsa e Petrobras) para estudar a viabilidade da construção da Usina Termelétrica de Vitória que, se operando a plena capacidade, prevista para 500 MW, consumiria 2 milhões de m3/dia de gás natural.
Outros consumos no trajeto do gasoduto, além daqueles já mencionados, seriam a substituição do óleo combustível pelo gás na Usina de Pelotização da Samarco, no município de Anchieta e um pólo consumidor em Cachoeiro de Itapemirim, notadamente pela indústria cimenteira local, praticamente situados ao longo do trajeto do gasoduto.
Assim, poder-se-ia esperar o seguinte perfil de consumo para o gás natural a ser transportado pelo gasoduto Cabiúnas – Vitória (em mil m3/dia):
No que diz respeito ao gás natural localmente produzido, com as recentes descobertas em terra e especialmente no mar (campos de Cangoá e Peroá), é esperado para o próximo ano, no mínimo, o seguinte quadro (sempre em mil m3/dia):
A atual rede de gasodutos, que liga a região produtora do Norte do Estado à Região Metropolitana da Grande Vitória, com capacidade, no tronco principal de transporte, de 700 mil m3/dia, está sendo duplicada pela Petrobras, com um investimento da ordem de US$ 18,5 milhões. Logicamente, existe a possibilidade de aumentar esse segundo total para até 1,5 milhão de m3/dia, no médio prazo.
Meses após a solenidade no Palácio do Planalto, foi assinado outro Memorando de Entendimentos, em maio de 1977, desta feita em São Mateus, entre a Escelsa, Petrobras e a ADERES, essa representando o Estado, para o início dos estudos visando a implantação de outra Usina Termelétrica no Norte Capixaba, com capacidade cogitada, naquela oportunidade, de 150 MW. Para tal a Petrobras, disponibilizaria por 15 anos, 600 mil m3/dia de gás, dos Campos de Peroá e Cangoá. O empreendimento englobaria a construção de outra rede de transporte de gasodutos, a partir desses campos submarinos, distantes 50 km da costa, até a Usina Termelétrica. O investimento total está previsto para US$ 173 milhões.
Desta forma, aos totais acima, pode-se acrescentar um terceiro, relativo ao consumo esperado da Usina Termelétrica do Norte (em mil m3/dia):
Esta termelétrica, em vista do volume atual de reservas dos campos submarinos de Cangoá e Peroá pode ter sua capacidade aumentada para 250 MW, consumindo 1 milhão de m3/dia. Trata-se de uma escala mais econômica que a de 150 MW. Os agentes envolvidos devem estudar essa possibilidade.
Feita a somatória dos três totais, ter-se-ia um mercado da ordem de 6.400.000 m3/dia.
O que o futuro nos reserva
Como se sabe, a costa capixaba está dividida em duas bacias sedimentares: ao norte, a Bacia do Espírito Santo, e ao sul, a porção norte da Bacia de Campos.
É da Bacia do Espírito Santo que sai a atual produção de óleo e gás no Estado e é aí que foram descobertos, recentemente, os campos de Peroá e Cangoá, com reservas significativas de gás natural, não associado ao petróleo, já mencionados anteriormente. A Petrobras prevê para essa Bacia, a possibilidade de descobertas de 30 bilhões de m3 de gás natural não associado, o que poderia suportar uma produção de cerca de 6 milhões de m3/dia, durante 15 anos.
Quanto à porção norte da Bacia de Campos, com a recente licitação de blocos sedimentares nesta área, a Petrobras admite a possibilidade de aí serem descobertas reservas espetaculares, que poderiam garantir uma produção de até 1 milhão de barris equivalentes de petróleo. Isto quer dizer, entre óleo e gás natural, somadas as produções, chegar-se-ia aos um milhão de barris. Desse volume, como também adianta a Petrobras, pode-se chegar à uma produção de até 30 milhões de m3/dia de gás natural.
Os investimentos para a atividade de exploração, já iniciados com os trabalhos de sísmica, são calculados em US$ 1 bilhão. Dependendo do sucesso menor ou maior dessa atividade, os trabalhos de produção podem se situar entre US$ 5 e 15 bilhões. Incluindo a Petrobras, estão na área em parceria com a estatal, sozinhas ou em parceria entre si as seguintes operadoras: UNOCAL, SHELL, EXXON, AGIP, YPF, MOBIL e TEXACO, todas internacionalmente conhecidas.
É inimaginável o que isso acarretaria para a economia capixaba, quer como grande produtor de hidrocarbonetos (petróleo e gás), grande mercado consumidor e distribuidor de gás e petróleo para outras regiões do País. As atividades portuárias seriam significativamente desenvolvidas e logicamente, refinarias, pólos gás-químico e petroquímicos, deverão ser contemplados visando a agregação de valor ao óleo e gás a ser produzido.
As finanças do Estado seriam beneficiadas, indiretamente, via impostos, e diretamente com o recebimento de "royalties" pagos aos níveis de governo estadual e municipal. A Petrobras estima que, se aquelas estimativas se concretizarem, o Governo do Estado pode vir a receber cerca da R$ 30 milhões mensais, enquanto aos Governos Municipais repartiriam um valor da ordem de R$ 37 milhões mensais.
Considerações finais
Na pauta de trabalho da ADERES, que se articula em nome do Governo Estadual com os agentes econômicos para viabilizar esses empreendimentos, figura também a criação de uma Companhia Distribuidora de Gás, que assumiria a concessão ora a cargo da BR-Distribuidora, além da implantação da Agência Reguladora dos Serviços Públicos, que também se encarregaria dos negócios de energia. Esta Agência já foi criada por Lei e está em vias de ser implantada. Na área de energia regularia a atividade de distribuição de gás canalizado, que o Estado é o Poder Concedente, bem como, em convênio com as agências reguladoras nacionais, seria o braço descentralizado das atividades destas agências no Estado.
Assim, são extremamente animadoras as perspectivas da área energética no Espírito Santo, principalmente no que daí resultará para o quadro deficiente (*) de geração de energia elétrica no Estado. As reservas de gás natural já descobertas e a descobrir, poderão, ao lado do aproveitamento do seu relativamente pequeno potencial hidráulico, aumentar a capacidade de geração de energia elétrica, através de termeletricidade, como foi mencionado no corpo deste artigo.
(*) A capacidade de geração de energia elétrica no ES é de 200 MW, que necessita de cerca de 1.000 MW para atender às suas necessidades. A despeito de uma capacidade de cogeração (Aracruz Celulose e Companhia Siderúrgica de Turbarão) também da ordem de 200 MW, importa portanto 80% da energia elétrica consumida no Estado.
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A demanda e oferta de GN e petróleo é analisada do ponto de vista histórico e prospectivo. Destaca-se o potencial do Estado na produção - com ênfase no GN - e sua capacidade de absorção no mercado local.
Apoio na Divulgação da FAPEMIG
Na cadeia do petróleo, a locomotiva paulista ainda não está nos trilhos
Muito se fala dos mais de US$ 400 bilhões que serão injetados na cadeia do petróleo nos próximos anos, em um dos maiores programas de investimento do mundo. Somente a Petrobras investirá em média anual de US$ 42,5 bilhões no período 2010-2014. Apenas a título de comparação, os investimentos dos Estados Unidos em sua indústria espacial foram da ordem de US$ 18 bilhões em 2010.
Fala-se também que a indústria nacional não está preparada para atender nem 40% da demanda projetada e que o Brasil corre o risco de ser atingido pela “maldição do petróleo”, como aconteceu em vários países, com a destruição de sua indústria de base e uma invasão pelas empresas estrangeiras. Outros aspectos preocupantes são o “apagão de mão de obra” e a falta de isonomia na competição com os produtos estrangeiros.
Para que as empresas nacionais possam tirar proveito dos grandes investimentos a serem realizados, evitando-se os problemas apontados acima, elas têm que ser protegidas e capacitadas, como ocorreu nos países do Mar do Norte. Hoje, com o a produção em declínio, as empresas destes países, maduras e bem estruturadas, vêem no Brasil um excelente mercado e aqui aportam para disputar com as empresas brasileiras não apenas os contratos de fornecimento, mas também a nossa mão de obra, o nosso “know how” e o capital intelectual envolvido no processo de negócio.
Vários programas têm sido desenvolvidos no sentido de preparar a indústria brasileira, valorizando o conteúdo nacional. Ressaltamos aqui a enorme importância da atuação da Petrobras, do BNDES e de entidades como o SEBRAE. Importante também é a atuação das federações de industrias (como a FIRJAN no Rio de Janeiro, a FIEPE em Pernambuco e a FIESP/CIESP em São Paulo), das associações setoriais (ABIMAQ, ABINEE, etc.) e também os programas como os desenvolvidos pelo Consórcio Intermunicipal Grande ABC, em São Paulo. Todas estas iniciativas visam organizar e capacitar as médias e pequenas empresas para uma maior participação na cadeia do petróleo.
Em paralelo, as próprias empresas estão se organizando, através das Redes Petro. Existem hoje dezesseis destas entidades, organizadas em nível nacional na Rede Petro Brasil. As Rede Petro, além de promoverem o desenvolvimento de oportunidades de negócios para os seus associados, têm como objetivo ajudar as outras organizações envolvidas, como a Petrobras e o SEBRAE, nos planos de curto, médio e longo prazo para que empresas brasileiras tenham uma atuação cada vez mais forte na cadeia do petróleo.
A indústria paulista neste cenário
A indústria paulista já foi considerada a “locomotiva do Brasil”, chegando a contribuir com mais de 45% para o PIB nacional. Este percentual vem caindo, até pela maior industrialização de outras unidades da federação. Mas, mesmo assim, em 2010 a contribuição do Estado de São Paulo foi de 33% do PIB.
Para um observador mais atento, nota-se uma discrepância na participação da indústria paulista na cadeia do petróleo. De acordo com a apresentação realizada em 06/04/2011 no Palácio dos Bandeirantes pelo presidente da Petrobras, Sérgio Gabrielli, a cadeia do petróleo brasileira poderá contar com mais de 220.000 empresas, de variados portes, das quais 30.000 poderiam ser empresas paulistas. A partir do percentual do PIB, o razoável seria esperar a participação de um número muito maior de empresas na cadeia, mas infelizmente, não é o que está acontecendo. Sintomaticamente, só há uma Rede Petro no Estado de São Paulo, ainda em estágio inicial. A indústria paulista ainda atua timidamente neste mercado.
Uma das razões é o fato da indústria paulista ainda estar atrelada a outros setores, entre eles, o agronegócio e o automobilístico. Neste último, o modelo prevalecente nas décadas de 70/80/90 podia ser definido como paternalista: as grandes montadoras promoviam a entrada de empresas menores em suas cadeias produtivas, terceirizando produtos e serviços, mas mantendo grande controle sobre este canal. Até mesmo fabricava parte dos insumos adquiridos, de forma a conhecer os custos de produção e, com isso, negociar melhor com os fornecedores. Fui testemunha de uma situação curiosa, na década de 80: em galpões dentro do pátio de uma grande montadora no Grande ABC, conviviam, lado a lado, dezenas de empresas menores, algumas delas fornecendo o mesmo componente automobilístico. Competição zero: a montadora definia quanto iria comprar de cada fornecedor o produto que ela mesmo especificava e fazia o controle de qualidade.
Era um modelo confortável para todos, as empresas davam lucro, os empresários acumulavam riquezas. Tudo funcionava muito bem. O problema é que este modelo anestesia a competição e, principalmente, a inovação. Em um mundo globalizado, com concorrentes bem preparados e agressivos, provenientes de potências emergentes como a China, isto pode ser fatal.
A indústria paulista pode e deve ter uma participação maior na cadeia do petróleo, adaptando para este mercado as suas áreas de desenvolvimento, produção e marketing. Isto foi feito, com muito sucesso, pela indústria gaúcha, no fim da década de 90. Conforme apontamos no artigo “Change to go deeper”, publicado em nome da Fundação Getúlio Vargas no Congresso Internacional de Gestão da Mudança, ocorrido este ano nos Estados Unidos, um setor industrial inicialmente focado na agroindústria conseguiu se reinventar e é, hoje, um importante player, quando se fala de petróleo.
O mercado do petróleo é importante para as empresas paulistas, mas há uma outra questão que não deve ser negligenciada: a cadeia do petróleo brasileira não se fortalecerá enquanto não ocorrer uma forte mobilização da indústria paulista em relação a ela. Isto geraria, inclusive, novas oportunidades de negócio para empresas localizadas em outras unidades da federação. É importante, pois, que haja uma conjugação de esforços, o que já está ocorrendo, mas talvez de uma forma menos intensa do que seria o ideal.
Neste sentido, a Sociedade Brasileira de Gestão do Conhecimento ( SBGC) apresentou no primeiro semestre de 2011, um projeto que poderia viabilizar a criação de até sete Redes Petro no Estado de São Paulo, com um potencial de mobilização, a curto prazo, de até mil empresas. A médio prazo, este número poderia ultrapassar 10.000 empresas, fortalecendo a cadeia produtiva como um todo.
Isto colaboraria para que a indústria brasileira do petróleo se consolide como uma das mais importantes do mundo, ajudando o Brasil a assumir cada vez mais um papel relevante na economia mundial, com benefícios para o país e para a sua população.
Fernando Jefferson é empresário e diretor da SBGC – Sociedade Brasileira de Gestão do Conhecimento. É coordenador do Comitê de Gestão da Rede Petro Rio e participa do Comitê Gestor da Rede Petro Brasil.
Trabalho em plataformas petrolíferas – Vantagens e Desvantagens
Assim como qualquer tipo de trabalho, trabalhar numa plataforma petrolífera tem as suas vantagens e desvantagens.
Comecemos então por evidenciar as vantagens.
- Os salários pagos numa plataforma petrolífera, principalmente quando esta se localiza no mar, são muito superiores à média dos salários pagos noutro tipo de indústria;
- Há um vasto leque de empregos disponíveis nestas infra-estruturas. Engenheiros, empregados de limpeza, empregados de mesa, bombeiros, mecânicos (em terra) e muito mais. Assim, é possível arranjar trabalho para todos os níveis de habilitações;
- Actualmente, a procura de trabalhadores neste sector é muito elevada, o que propicia uma maior facilidade de conseguir o emprego desejado.
- Possibilidade de trabalhar durante duas ou três semanas e de seguida descansar outras duas ou três (na maioria das empresas do sector).
Mas, como nem tudo é um mar de rosas, evidenciemos também as desvantagens.
- As condições de trabalho nem sempre são as melhores. A maioria dos empregos disponíveis não são trabalhos de escritório, pelo que exige alguma mobilidade e disponibilidade física.
- Geralmente os trabalhos nas plataformas petrolíferas funcionam por turnos. Em alguns casos, é possível que certos trabalhos funcionem em turnos de 24 horas, obrigando a trabalhar 24 horas seguidas.
- As plataformas petrolíferas estão espalhadas por muitos locais no planeta. É importante ter em conta que muitos desses locais têm condições climáticas bastante adversas, desde o risco de furacões, chuva intensa, frio até locais com temperaturas acima dos 40º.
Em suma, se está disponível para ultrapassar todas as desvantagens associadas ao trabalho em infra-estruturas do petróleo, este é sem dúvida um rentável local de trabalho.
Companhia teme atraso na entrega de sondas pelo EAS
A Sete Brasil fixou prazo para que o Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco, resolva seus problemas de gestão e apresente soluções capazes de encaminhar a construção de sete sondas de perfuração que o estaleiro ganhou, em licitação, no fim de 2010. "A má notícia é que existe prazo e o prazo é curto. A boa notícia é que temos reuniões diárias com eles [os sócios do EAS] e vejo uma solução próxima. Os sócios estão com interesses convergentes e existe um alinhamento, entre eles, para transformar o estaleiro em uma unidade de produção eficaz, produtiva e que atenda não só as encomendas da Sete, mas também da Transpetro", disse João Carlos Ferraz, diretor-presidente da Sete Brasil.
O EAS foi contratado para construir as sondas pela Sete International, subsidiária integral da Sete Brasil, com sede na Áustria. Segundo Ferraz, existe um diagnóstico por parte da indústria naval e offshore de que o problema do EAS é de gestão. "E eu, como cliente, corroboro essa visão." Os problemas no estaleiro, que recebeu grandes investimentos, provocaram atraso no cronograma de construção de navios da Transpetro e, como consequência, o faturamento ficou aquém do esperado e o EAS tem dificuldades financeiras.
Mas na visão de Ferraz existe uma solução para o EAS que passa por mudança na gestão. Só que, na opinião dele, essa mudança não significa mudar o atual controle, nas mãos da Camargo Corrêa e Queiroz Galvão. A solução é fazer com que o sócio com expertise no negócio, a Samsung, assuma o controle da parte técnica. Mas essa é uma negociação que passa por aumentar a participação acionária dos coreanos no EAS.
Fonte: Valor Econômico
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