2018...7 trabalhadas. entretanto, foram perfurados 1,8 poços em terra para cada poço perfurado em...

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

Diretor-geral

Décio Fabricio Oddone da Costa

Diretores

Aurélio Cesar Nogueira Amaral

Dirceu Cardoso Amorelli

Felipe Kury

José Cesário Cecchi

Superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente

Raphael Neves Moura

Superintendente-adjunto de Segurança Operacional e Meio Ambiente

Mariana Rodrigues França

Elaboração

Daniela Goñi Coelho

3

CONTEÚDO

1. NÍVEL DE ATIVIDADE DA INDÚSTRIA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL............... 4

2. AUDITORIAS DE SEGURANÇA OPERACIONAL – FISCALIZAÇÃO COM FOCO PREVENTIVO .................................. 7

2.1. AUDITORIAS DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE SEGURANÇA OPERACIONAL (SGSO) EM PLATAFORMAS MARÍTIMAS DE PRODUÇÃO

DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL ................................................................................................................................................. 7

2.2. AUDITORIAS DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE SEGURANÇA OPERACIONAL (SGSO) EM SONDAS MARÍTIMAS .......................... 10

2.3. AUDITORIAS DO SISTEMA DE GESTÃO DE INTEGRIDADE DE POÇOS (SGIP) ............................................................................. 12

2.4. AUDITORIAS DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE SEGURANÇA OPERACIONAL DE SISTEMAS SUBMARINOS (SGSS) ...................... 14

2.5. AUDITORIAS DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE ESTRUTURAL DE CAMPOS TERRESTRES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E

GÁS NATURAL (SGI) ........................................................................................................................................................... 16

3. ANÁLISE DOS INCIDENTES OPERACIONAIS – RESULTADOS DE GERENCIAMENTO DE RISCOS PRATICADOS PELOS AGENTES REGULADOS ......................................................................................................................... 19

3.1. ATIVIDADES MARÍTIMAS .............................................................................................................................................. 20

3.2. ATIVIDADES TERRESTRES ............................................................................................................................................. 31

4. INVESTIGAÇÕES DE INCIDENTES REALIZADAS PELA ANP ................................................................................ 35

5. MULTAS APLICADAS ....................................................................................................................................... 35

6. INTERRUPÇÃO DAS ATIVIDADES DE INSTALAÇÕES ......................................................................................... 36

7. REFERÊNCIAS.................................................................................................................................................. 38

4

1. NÍVEL DE ATIVIDADE DA INDÚSTRIA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE

PETRÓLEO E GÁS NATURAL

Os dados apresentados no Gráfico 1, Gráfico 2 e Gráfico 3 mostram a evolução do nível

de atividades da indústria de exploração e produção de petróleo e gás natural desde 20091,

divididos em: (i) atividades em sondas marítimas2, (ii) atividades de produção marítimas e

(iii) atividades de produção em campos terrestres3. Os valores foram normalizados

utilizando-se como referência o ano de 2009.

Gráfico 1 – Evolução do nível de atividades em sondas marítimas desde 2009

Como pode ser observado no Gráfico 1, a tendência de queda nas atividades em sondas

marítimas observada desde 2012 se manteve no ano passado. A quantidade de sondas

marítimas em operação atingiu o menor valor do período, assim como a quantidade de

poços perfurados em mar. As horas de trabalho têm diminuído desde 2012, tendo em 2018

atingido o segundo menor valor do período.

1 As atividades consideradas neste relatório incluem as sondas e plataformas marítimas, além dos campos terrestres. 2 As atividades em sondas marítimas englobam as atividades de perfuração, completação, testes e intervenções em poços. 3 A atividade em campos terrestres refere-se aos campos que estão sob o regime de segurança operacional estabelecido na Resolução ANP nº 02/2010, ou seja, campos com produção superior a 15 m3/dia de óleo ou 2.000 m3/dia de gás natural.

4,28

5,79

6,68 6,67

5,93

4,86

3,11

2,391,86

1 1,241,66

2,37 2,241,92 1,71

1,08 1,00 0,971,19 1,32 1,26 1,05 0,84 0,59 0,43 0,34 0,36

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Val

or

do

par

âme

tro

no

an

o /

Val

or

do

p

arâm

etr

o e

m 2

00

9

Evolução do nível de atividades de sondas marítimas

Horas de trabalho em sondas marítimas

Quantidade de sondas marítimas

Quantidade de poços perfurados em mar

5

Gráfico 2 – Evolução do nível de atividades em plataformas marítimas desde 2009

As atividades de produção em mar, por sua vez, mantiveram a tendência de aumento

consistente ano após ano conforme o Gráfico 2, em grande parte devido à produção do

pré-sal. A produção de petróleo e gás natural em mar apresentou aumento pelo quinto ano

consecutivo apesar da redução na quantidade de poços produtores, o que consolida o

aumento da produtividade dos poços em mar já apontado anteriormente.

Gráfico 3 – Evolução do nível de atividades em campos terrestres desde 2009

0,80

0,97 1,01 1,01

1,131,19

1,12

1,22

1,56

11,07 1,10 1,10 1,09

1,23

1,351,41

1,50

1,50

1,03

0,96 0,99 0,96

1,050,98

0,940,99

0,880,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Val

or

do

par

âme

tro

no

an

o /

Val

or

do

p

arâm

etr

o e

m 2

00

9Evolução do nível de atividades de produção marítimas

Horas de trabalho em plataformas de produção

Produção de petróleo e gás natural em mar em barris de óleo equivalente

Quantidade de poços produtores em mar

1,00 1,02 1,01

1,07 1,11 1,07

1,06

0,93 0,880,86

0,65

0,88

0,63 0,66

0,84

0,27

0,260,18

11,05 1,07 1,06

1,06 1,06 1,04

1,00

0,861,00

0,760,61

1,03

1,36

0,1

0,3

0,5

0,7

0,9

1,1

1,3

1,5

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Val

or

do

par

âme

tro

no

an

o /

Val

or

do

par

âme

tro

e

m 2

00

9

Evolução do nível de atividades em campos terrestres

Produção de petróleo e gás natural em terra em barris de óleo equivalente

Quantidade de poços perfurados em terra

Quantidade de poços produtores em terra

Horas de trabalho em campos terrestres

6

A análise do Gráfico 3 mostra que a quantidade de poços produtores e a produção de

petróleo e gás em terra caminham praticamente juntas, evidenciando que não houve

ganhos na produtividade média destes poços no período observado. As horas de trabalho,

entretanto, apresentaram o maior valor desde 20144 e os poços perfurados em terra

apresentaram o maior valor do período.

O Gráfico 4 mostra um resumo comparativo entre os resultados das atividades terrestres

e marítimas em 2018.

Gráfico 4 – Comparação entre atividades em instalações marítimas e terrestres

Como pode ser depreendido pela análise do gráfico, as atividades marítimas foram

responsáveis por cerca de 96% da produção de petróleo e 80% da produção de gás no

Brasil em 2018, com apenas 10% do total de poços produtores e 65% do total de horas

4 Os valores de homem-hora trabalhados em campos terrestres começaram a ser reportados à ANP em 2014, motivo pelo qual a comparação é feita deste ano em diante e tendo como referência para normalização o valor relativo a 2014. Os dados de homens-hora apresentados referem-se apenas aos valores relativos aos campos cuja concessionária é a Petrobras.

62

793

32.269

943

43,90

175

7196

7.848

48

18,36

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Poços perfurados

Poços produtores

Produção de gás natural (milhões m3)

Produção de petróleo (milhões barris)

Milhões de Hh de trabalho

Comparação entre atividades marítimas e terrestres

Atividades Marítimas Atividade Terrestres

7

trabalhadas. Entretanto, foram perfurados 1,8 poços em terra para cada poço perfurado em

mar em 2018.

2. AUDITORIAS DE SEGURANÇA OPERACIONAL – FISCALIZAÇÃO COM FOCO

PREVENTIVO

A fiscalização de Segurança Operacional das atividades de Exploração e Produção é feita

pela SSM por meio de auditorias, que verificam a conformidade aos seguintes

regulamentos:

i) Resolução ANP n° 43/2007, que instituiu o regime de segurança operacional e o

regulamento técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional

(SGSO), aplicável às instalações marítimas de perfuração e produção de petróleo

e gás natural;

ii) Resolução ANP n° 2/2010, que amplia a aplicação do SGSO em atividades

terrestres para empresas que possuem atividades marítimas e estabelece o

regulamento técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade (SGI)

estrutural das instalações terrestres de produção de petróleo e gás natural;

iii) Resolução ANP n° 06/2011, que estabelece o Regulamento Técnico de Dutos

Terrestres (RTDT) para a movimentação de petróleo, derivados e gás natural;

iv) Resolução ANP n° 41/2015, que estabelece o regulamento técnico do sistema de

gerenciamento da segurança operacional de sistemas submarinos (SGSS); e

v) Resolução ANP n° 46/2016, que estabelece o regulamento técnico do sistema de

gerenciamento da segurança operacional da integridade de poços (SGIP).

2.1. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO)

em plataformas marítimas de produção de petróleo e gás natural

Em 2018, foram realizadas 47 auditorias em plataformas marítimas de produção, que

identificaram um total de 565 não conformidades. A média de não conformidades por

auditoria resultante foi de 12 não conformidades por auditoria, a menor média desde 2014.

O Gráfico 5 mostra o histórico de quantidade de auditorias realizadas, bem como a

média de não conformidade por auditoria em plataformas marítimas desde o ano de 2009.

8

Gráfico 5 – Quantidade de auditorias realizadas por ano e média de não conformidades por auditoria em

unidades marítimas de produção

O Gráfico 6 mostra a distribuição de não conformidades por prática de gestão emitida

em 2018 e o Gráfico 7 mostra a distribuição histórica de não conformidades, ambos em

relação às auditorias SGSO em plataformas marítimas. Como pode ser observado, as

práticas de gestão que apresentam a maior quantidade de não conformidades permanecem

as Práticas 13, 12, 16 e 14.

Gráfico 6 – Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2018 em plataformas

de produção marítimas

3

34 33

1113

19

24

44

5047

9,3 10,2 8,64,7

18,115,1

18,6 18,415,4

12,0

0

10

20

30

40

50

60

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Auditorias em plataformas marítimas

Auditorias NCs/Auditoria

0%

5%

10%

15%

20%

PG 1 PG 2 PG 3 PG 4 PG 5 PG 6 PG 7 PG 8 PG 9 PG 10 PG 11 PG 12 PG 13 PG 14 PG 15 PG 16 PG 17

Não conformidades por práticas de gestão em auditorias SGSO em plataformas marítimas (2018)

OBSERVAÇÃO LEVE MODERADA GRAVE CRÍTICA

9

Gráfico 7 – Distribuição histórica das não conformidades apontadas em auditorias de plataformas de

produção desde o ano de 2009

Durante as auditorias realizadas em 2018 em plataformas marítimas, foram lavradas 15

não conformidades críticas. A distribuição destas não conformidades por prática de gestão

se encontra na Tabela 1 abaixo.

Tabela 1 – Quantidade de não conformidades críticas por prática de gestão apontadas em auditorias de

plataformas de produção em 2018

Prática de Gestão Quantidade de não conformidades

críticas emitidas em 2018

PG 12 – Identificação e Análise de Riscos 5

PG 10 – Projeto, Construção, Instalação e Desativação 4

PG 11 – Elementos Críticos 4

PG 13 – Integridade Mecânica 1

PG 16 – Gerenciamento de Mudanças 1

O Gráfico 8 abaixo mostra a distribuição de não conformidades por auditoria para cada

classificação de gravidade (crítica, grave, moderada e leve) desde 2009. Pode-se observar

que, exceto pela não conformidades críticas, em 2013 a média de não conformidades por

auditoria aumentava com a gravidade. De 2014 em diante, a média de não conformidades

graves por auditoria diminui, tendo a média de não conformidades moderadas por

auditoria diminuído desde 2015 também, entretanto em menor proporção. A média de não

conformidades leves, por sua vez, apresentou tendência de aumento.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%


Não conformidades por práticas de gestão em auditorias SGSO em plataformas marítimas (histórico)


10

Gráfico 8 – Distribuição de não conformidades por auditoria apontadas em auditorias de plataformas de

produção

2.2. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO)

em sondas marítimas

Em 2018, foram realizadas 13 auditorias em sondas marítimas de perfuração, conforme

o Gráfico 9, acompanhando a tendência de redução das atividades de sondas marítimas.

Gráfico 9 – Quantidade de auditorias realizadas por ano e média de não conformidades por auditoria em

sondas marítimas de perfuração

0,180,54

0,160,88

0,66 0,16 0,321,00 1,85

3,27 1,36

8,779,47

8,25

5,75

3,92

3,814,67 4,47

3,672,18

4,54 4,11

6,63 6,455,94

4,45

2,67 2,53

1,030,91

4,23

1,21

2,83

4,36 5,063,11

0

2

4

6

8

10

12

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Evolução das não conformidades por auditoria SGSOem plataformas marítimas

CRÍTICA GRAVE MODERADA LEVE

1

24

21

18

13

27

2422

1413

11,810,2

5,27,5

9,2

12,3

9,98,4 9,0

0

5

10

15

20

25

30

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Auditorias em sondas marítimas


11

As auditorias realizadas em sondas marítimas em 2018 identificaram 117 não

conformidades, gerando uma média de 9 não conformidades por auditoria.

O perfil de não conformidades por prática de gestão no ano de 2018 difere

significativamente da série histórica. Como pode ser observado no Gráfico 10 e no Gráfico

11, a distribuição histórica das não conformidades era mais homogênea, tendo as não

conformidades emitidas em 2018 se concentrado mais nas práticas da PG 11 em diante.

Gráfico 10 – Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2018 em sondas

marítimas de perfuração

Gráfico 11 – Distribuição histórica das não conformidades apontadas em auditorias de sondas marítimas de

perfuração desde o ano de 2009

Não foi emitida não conformidade crítica nas auditorias de SGSO realizadas em sondas

de perfuração em 2018.

0%

5%

10%

15%

20%

25%


Não conformidades por práticas de gestão em auditorias SGSO em sondas marítimas (2018)


0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%


Não conformidades por práticas de gestão em auditorias SGSO em sondas marítimas (histórico)


12

O Gráfico 12 exibe o perfil de gravidade das não conformidades apontadas em

auditorias do SGSO em sondas marítimas

Gráfico 12 – Distribuição de não conformidades apontadas em auditorias de sondas marítimas de produção

por gravidade

2.3. Auditorias do Sistema de Gestão de Integridade de Poços (SGIP)

A Resolução ANP n° 46/2016 estabeleceu o Regulamento Técnico do Sistema de

Gerenciamento da Segurança Operacional da Integridade de Poços (SGIP). A Resolução

previu um prazo de implementação do regulamento de 3 anos para os operadores que só

dispusessem de poços terrestres e 2 anos para operadores que dispusessem de pelo menos

um poço em ambiente marítimo. Os operadores deveriam se adequar aos requisitos

relativos a abandono de poços em até 180 dias, para poços que ainda não tivessem sido

abandonados permanentemente.

Considerando o disposto acima, iniciaram-se em 2018 as auditorias do SGIP, tendo sido

realizadas neste ano 3 auditorias piloto como forma de verificação da implementação deste

regulamento técnico. Nestas auditorias piloto, os desvios encontrados relativos a requisitos

que se encontravam dentro do período de adequação foram apontados como observações,

sendo os demais desvios objeto de não conformidades.

Sendo assim, as auditorias do SGIP realizadas ensejaram 20 observações e três não

conformidades, todas relativas ao item 10.5 da Prática de Gestão número 10, que dispõe

sobre os requisitos para abandono de poço. Destas, uma não conformidade foi classificada

como moderada e 2 (duas) não conformidades foram consideradas graves. O Gráfico 13

exibe a distribuição destas não conformidades por item do regulamento.

0,430,00 0,07

0,290,05

0,00 0,00

2,002,92

3,43

1,06

3,623,26

3,63

2,68 2,36

2,92

1,00

5,42

3,141,61

1,85

4,41

5,42

4,273,86

4,69

2,48 2,17

1,771,37

2,67

1,95

1,86

1,38

-1

0

1

2

3

4

5

6

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Evolução das não conformidades por auditoria SGSOem sondas marítimas


13

Gráfico 13 – Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2018 em integridade

de poço

Como o SGIP apresenta a mesma filosofia de gestão que o SGSO, os operadores

offshore já apresentavam um sistema de gestão que facilita a adequação do novo

regulamento. Entretanto, essa realidade não ocorre com os operadores de terra que

utilizam uma resolução mais prescritiva e não utilizam integralmente os conceitos de gestão

adotados pelos outros regulamentos.

Assim, os principais desafios que os operadores enfrentam para a implementação do

SGIP são:

• Menor familiaridade dos operadores terrestres com resoluções baseadas em

gestão quando comparados aos operadores marítimos;

• 94% dos poços registrados no banco de dados da ANP são de um único

operador, resultando em um enorme quantitativo de poços que precisam ser

mapeados para identificar se estão de acordo com a Resolução ANP nº 46/2016;

• Um robusto quantitativo de poços que estão em abandono temporário sem

monitoramento (58% dos poços offshore e 37% dos poços onshore em abandono

temporário). Assim, o operador deve criar um programa de monitoramento com

uma frequência baseada em risco ou realizar uma intervenção nos poços caso o

período de abandono temporário não monitorado seja superior a 3 anos,

conforme o item 10.5.3.3.1 do SGIP;

• Os operadores apresentaram dificuldades em diagnosticar a integridade dos

elementos críticos na fase de produção do poço. Adicionalmente, o item 11.3.1.2

do SGIP estabelece que os poços surgentes devem apresentar o DHSV (SSSV)

como elemento de barreira, assim, o operador deve identificar os poços

14

surgentes sem DHSV (SSSV) ou com o dispositivo em falha para realizar

intervenções nesses poços.

2.4. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional de

Sistemas Submarinos (SGSS)

O Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional de

Sistemas Submarinos (SGSS) foi estabelecido pela Resolução ANP nº 41, publicado de

09/10/2015, com o prazo de dois anos para as empresas operadoras adequarem os seus

sistemas submarinos ao regulamento.

Resumidamente, o SGSS abrange os sistemas de coleta e escoamento da produção

offshore, trechos submersos de dutos terrestres, umbilicais e unidades de processamento

marinho. Estão fora do seu escopo as tubulações internas de unidades marítimas de

perfuração e produção, mangotes, poços do sistema de coleta da produção, árvores de

natal, early production risers e risers de produção com completação seca.

A situação geral dos sistemas submarinos no cenário brasileiro consiste em 20.000 km

de dutos submarinos que, em sua maioria, são dutos flexíveis, e o restante são dutos

rígidos. São, no total, 4 mil dutos que, em sua maioria, já apresentam mais de 20 anos de

vida útil. Destes, 22,53% são oleodutos, 6,18% são gasodutos e 11,12% são linhas de

injeção. Com relação ao status destes dutos, 52% estão em operação normal, 3% chegarão

ao fim de sua vida útil em menos de 1 ano, 9% estão desativados temporariamente, 20%

estão fora de operação e um total de 13% está operando em extensão de vida útil.

As fiscalizações do SGSS foram iniciadas em março de 2018, tendo sido realizadas três

auditorias neste regulamento em 2018, que identificaram um total de 37 não

conformidades. O Gráfico 14 exibe a distribuição destas não conformidades por item do

regulamento.

15

Gráfico 14 – Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2018 em sistemas

submarinas

Considerando os desvios identificados até o momento, percebe-se grande concentração

de não conformidades nos capítulos 23 (Gerenciamento da Integridade), 15 (Elementos

Críticos de Segurança Operacional) e 16 (Análise de Riscos). Adicionalmente, em ativos com

sistemas ou componentes operando além da vida de projeto, desvios críticos foram

identificados no âmbito do capítulo 25 (Extensão de Vida Útil).

Como principais questões apontadas em auditoria, pode-se destacar:

• Falta de recursos para o gerenciamento dos sistemas submarinos;

• Operação de dutos além da vida útil calculada, sem avaliação de risco para respaldar

a continuidade operacional;

• Falhas no programa de gerenciamento de integridade, tais como:

− ausência de inspeções relevantes (medição de potencial eletroquímico, inspeção nos

anulares de dutos flexíveis, inspeção entre o trecho entre o alcance do ROV e

inspeção realizada por escalador, entre outros);

− falta de qualidade nas inspeções;

− pareceres técnicos incompletos;

− falha no cumprimento de recomendações de inspeções;

− falha no cumprimento do programa de gerenciamento da integridade para dutos

fora de operação.

• Falha na identificação e gerenciamento de equipamentos críticos e trechos críticos

de segurança operacional;

• Ausência ou atrasos em implementações de recomendações oriundas de análise de

risco.

Nesse sentido, pode-se perceber que os Operadores dos sistemas submarinos têm

demonstrado dificuldades na implementação de um sistema de gerenciamento de

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

8 10 12 13 14 15 16 17 20

Não conformidades por práticas de gestão em auditorias em sistemas submarinos (2018)


16

segurança operacional adequado, embora o período de adequação da Resolução 41/2015

tenha finalizado em 2017.

Algumas hipóteses são levantadas para explicar esse baixo desempenho, a saber: (i) falta

de investimento e disponibilização de recursos para gerenciamento dos sistemas

submarinos; e (ii) falta de integração entre os sistemas de gestão, mais especificamente

entre aquele aplicado para gerenciamento do topside, que possui maior maturidade e mais

tempo de implementação, e aquele que se pretende desenvolver para o sistema submarino.

2.5. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Integridade Estrutural de Campos

Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural (SGI)

Os campos terrestres de produção de petróleo e gás podem ser auditados tanto quanto

ao Regulamento Técnico do SGI (quando apresentam produção de óleo maior ou igual a 15

m³/dia e/ou produção de gás natural maior ou igual a 2.000 m³/dia) quanto ao SGSO,

quando se tratar de Operador que já dispusesse de instalação marítima de produção e que

portanto já dispusesse de um sistema de gestão em conformidade com as práticas do

SGSO. Por esse motivo, as auditorias em campos terrestres verificam a conformidade e as

não conformidades se distribuem entre estes dois regulamentos.

Em 2018 foram realizadas 9 auditorias em campos terrestres, que identificaram um total

de 102 não conformidades. O Gráfico 15 exibe a quantidade de auditorias em campos

terrestres realizadas por ano, bem como a média de não conformidades emitidas nestas

auditorias, desde o ano de 2012.

Gráfico 15 – Quantidade de auditorias realizadas em campos terrestres por ano e média de não

conformidades por auditoria

5

2

4 4

8 8

9

17,2

30,0

4,3

20,523,6

19,5

11,3

0

5

10

15

20

25

30

35

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Auditorias em campos terrestres


17

Conforme pode ser observado no Gráfico 15, a quantidade de auditorias em campos

terrestres tem aumentado desde 2013, atingindo seu maior valor no ano de 2018. Esta

tendência de aumento na quantidade de auditorias realizadas por ano evidencia a

preocupação da ANP em ampliar a taxa de cobertura das instalações terrestres de

produção.

O Gráfico 16 e o Gráfico 17 apresentam, respectivamente, a distribuição das não

conformidades apontadas nas auditorias em campos terrestres realizadas em 2018 e o

histórico de não conformidades por item do RTSGI, do SGSO e outros regulamentos e atos

normativos, considerando a classificação de gravidade.

Gráfico 16 – Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2017 em campos

terrestres

Como indica o Gráfico 16, em 2018 foram apontadas mais não conformidades nos

requisitos 8 (Identificação e Análise de Risco), 13 (Construção e Montagem da Instalação),

17 (Operação e Processo) e 16 (Manutenção de Equipamentos e Tubulações), que juntas

correspondem a mais de 50% das não conformidades apontadas em 2018.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

SGI 6 SGI 7 SGI 8 SGI 9 SGI10

SGI12

SGI13

SGI14

SGI15

SGI16

SGI17

SGSO4

SGSO8

SGSO9

SGSO10

SGSO11

SGSO12

SGSO13

SGSO16

SGSO17

Não conformidades por práticas de gestão em auditorias em Campos Terrestres (2018)


18

Gráfico 17 – Distribuição histórica das não conformidades apontadas em auditorias de campos terrestres

desde o ano de 2012

O Gráfico 17 apresenta a distribuição de não conformidades por requisito, prática de

gestão do SGSO ou item do RTSGI, considerando sua classificação de gravidade, em

auditorias realizadas desde 2012.

As práticas que apresentam historicamente o maior número de desvios são as de

número 9 (Plano de Emergência), 16 (Manutenção de Equipamentos e Tubulações), 8

(Identificação e Análise de Riscos), e 13 (Construção e Montagem da Instalação).

O item 8 é o que apresenta a maior quantidade de não conformidades críticas dentre os

requisitos estabelecidos para os campos terrestres.

Em 2018 foram lavradas 5 não conformidades críticas durante as auditorias realizadas

em campos terrestres. A distribuição destas não conformidades por prática de gestão se

encontra na Tabela 1 abaixo.

Tabela 2 – Quantidade de não conformidades críticas por prática de gestão apontadas em auditorias de

campos terrestres em 2018

Prática de Gestão Quantidade de não conformidades

críticas emitidas em 2018

SGI 8 – Identificação e Análise de Riscos 3

SGI 15 – Inspeção de Equipamentos e Tubulações 1

SGSO 10 – Projeto, Construção, Instalação e Desativação 1

O Gráfico 18 indica a diminuição em relação aos anos anteriores da quantidade de não

conformidades aplicadas por auditoria em 2018.

0%2%4%6%8%

10%12%14%16%18%

Não conformidades por práticas de gestão em auditorias em Campos Terrestres (histórico)


19

Gráfico 18 – Distribuição de não conformidades apontadas em auditorias de campos terrestres por gravidade

3. ANÁLISE DOS INCIDENTES OPERACIONAIS – RESULTADOS DE

GERENCIAMENTO DE RISCOS PRATICADOS PELOS AGENTES REGULADOS

As informações sobre os incidentes comunicados nos termos da Resolução ANP n°

44/2009 são analisadas pela equipe da SSM de forma a identificar tendências e

oportunidades de melhoria, tanto por parte da indústria, quanto no escopo regulatório da

ANP.

O Gráfico 19 apresenta a evolução da quantidade de comunicados de incidentes5

recebidos pela ANP relativos a instalações de exploração e produção, de 2012 até 2018,

classificados como (i) acidentes (ii) ou quase acidentes.

5 Os eventos que eram considerados comunicáveis pela revisão anterior do Manual de Comunicação de Incidentes, mas que foram retirados na revisão atual do manual, não são exibidos em nenhuma destas duas categorias, sendo os responsáveis pela diferença entre a quantidade total de comunicados e a soma dos comunicados relativos a quase acidentes e acidentes.

0,50

2,25

0,50 0,56

4,80

14,50

5,00

23,25

12,887,88

5,44

8,8010,50

1,50

8,0011,63

7,00

2,893,205,00

1,25

6,38

5,13 2,33

-5

0

5

10

15

20

25

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Evolução das não conformidades por auditoria em campos terrestres


20

Gráfico 19 - Evolução da quantidade de comunicados de incidentes desde 2012

Como é possível observar no Gráfico 19, em 2012 foram comunicados mais eventos

relativos a acidentes do que relativos a quase acidentes, numa proporção de 0,68 quase

acidente para cada acidente comunicado. A proporção entre quase acidentes e acidentes

comunicados aumentou ano após ano.

Este fato não deve ser interpretado como indicativo do aumento na ocorrência de quase

acidentes, mas sim como aumento da comunicação destes nas diferentes atividades

desempenhadas no desenvolvimento do Regime de Segurança.

A diferença entre a quantidade de comunicados e a soma dos eventos classificados

como quase acidentes e acidentes se deve a comunicados relativos a tipologias de

incidentes que foram excluídas na revisão 3 do Manual de Comunicação de Incidentes, e

por este motivo não são mais acompanhadas como quase acidentes ou acidentes conforme

a classificação atual.

3.1. Atividades marítimas

Nesta seção são exibidos os principais dados referentes aos incidentes ocorridos em

instalações marítimas de exploração e produção, na forma de taxas que correspondem à

quantidade de ocorrências do incidente dividida por uma grandeza representativa do nível

de atividades da indústria que pode ser relacionada àquele tipo de incidente.

Escolheu-se exibir os incidentes na forma de taxas, em vez de exibir suas quantidades

absolutas, pois essa forma de análise considera a variação no nível de atividade da indústria,

possibilitando depreender se o aumento ou diminuição da incidência de determinado tipo

de incidente foi proporcional ao aumento ou diminuição do nível de atividades. Esta forma

299 469926 1066 1032

1358 1266439

426

498540 607

664 719

764

996

2063

2337

2907

2061 1986

0,68

1,10

1,861,97

1,70

2,05

1,76

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Raz

ão q

uas

e a

cid

ente

s/ac

iden

tes

Qu

anti

dad

e d

e co

mu

nic

ado

s to

tal

e p

or

tip

oEvolução dos comunicados de incidentes (histórico)

21

de exibição também permite realizar comparações com benchmarks internacionais, relativos

a países com níveis de atividades significativamente diferentes do cenário brasileiro.

Os benchmarks de taxas de incidentes utilizados neste relatório foram obtidos a partir

dos dados divulgados pelo IRF (International Regulators Forum)6 em seu Projeto de

Acompanhamento de Desempenho, e são referentes aos dados do Reino Unido, Estados

Unidos, Austrália e Noruega, para os anos de 2012 a 2018.

A Tabela 3 abaixo apresenta os tipos de incidentes que foram analisados, bem como a

grandeza representativa do nível de atividades que é utilizada para a normalização dos

dados.

Tabela 3 – Tipos de incidentes e grandezas relativas ao nível de atividades utilizadas para normalizar os dados

Tipo de incidente Dados normalizados por

Fatalidades Milhão de horas trabalhadas

Ferimentos graves

Perda de contenção significante de gás

inflamável Produção de gás em milhão de

barris de óleo equivalentes Perda de contenção maior de gás inflamável

Abalroamento significante

Quantidade de instalações Abalroamento maior

Incêndio significante

Incêndio maior

Perda significante de controle de poço Quantidade de atividades

relacionadas a poços Perda maior de controle de poço

Nos gráficos a seguir, serão apresentadas as taxas relativas a cada tipo de acidente

analisado, para o período de 2012 a 2018, comparadas aos valores de benchmark. Os

valores de referência obtidos a partir dos dados divulgados pelo IRF foram apresentados na

forma de uma faixa, englobando os valores mínimos e máximos das taxas dos países de

referência, entre os anos de 2012 a 2018.

O FAR (Fatal Accident Rate) é um parâmetro internacionalmente utilizado e considera as

fatalidades comunicáveis à ANP7 ocorridas em instalações de exploração e produção

offshore (plataformas, sondas e dutos marítimos). Os dados são exibidos na forma de taxas

que correspondem à quantidade de fatalidades por cada cem milhões de horas trabalhadas:

6 O IRF, do qual o Brasil é participante, consiste em um fórum internacional de órgãos reguladores das atividades de petróleo offshore. 7 Fatalidades comunicáveis à ANP são os óbitos decorrentes de incidentes ocorridos na operação da instalação ou da

queda de helicópteros de transporte de pessoal desde que ocorram em até um ano da data do incidente. São excluídos

destes eventos os óbitos ocorridos por causas naturais e em acidentes de trânsito terrestre. As fatalidades não incluem

as ocorrências ocasionadas por doenças profissionais, mortes naturais, desaparecimentos ou suicídios ocorridos nas

instalações offshore.

22

Os valores de referência relativos às instalações de exploração e produção offshore

foram obtidos a partir dos dados divulgados pelo IRF (International Regulators Forum for

Offshore Safety) em seu Projeto de Medição de Desempenho. O Gráfico 20 apresenta o FAR

das atividades offshore no Brasil de 2012 a 2018, comparado com o índice apurado com os

dados de Reino Unido, Estados Unidos e Noruega, países de referência e com nível de

atividades comparáveis ao Brasil8. No período analisado, as taxas se encontram dentro da

faixa de referência, tendo apresentado um aumento súbito em 2015. Neste ano, a taxa de

fatalidades se aproximou do limite superior de controle devido a um único evento (FPSO

Cidade de São Mateus) que ocasionou todas as nove fatalidades ocorridas no ano.

Gráfico 20 – FAR em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2018

Analogamente ao conceito de FAR, o Gráfico 21 mostra a taxa de ferimentos graves,

referente à quantidade de colaboradores feridos gravemente por cada milhão de horas

trabalhadas em instalações offshore. Tais taxas apresentaram aumento de 2012 a 2015. Em

2016, a taxa diminuiu sensivelmente em relação ao ano anterior e em 2017 voltou a subir.

8 Os dados dos países de referência relativos a 2018 ainda não se encontram disponíveis.

0,00

2,451,23

11,87

1,63

6,66

1,451,73 1,69 1,22 0,94 1,15 1,24*

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

8h

ora

s tr

abal

had

as

FAR em instalações offshore

FAR Brasil Benchmark - dados do IRF

http://www.irfoffshoresafety.com/country/performance/scope.aspx

23

Gráfico 21 – Taxas de ferimentos graves em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2018

O Gráfico 22 ilustra as taxas de perda de contenção significante de gás inflamável9 nas

instalações analisadas. Em todos os anos do período analisado exceto em 2017 (quando

não foi registrado este tipo de incidente em instalações offshore) a taxa apresentou valor

acima do benchmark utilizado.

Gráfico 22 – Taxas de perdas de contenção significante de gás inflamável em instalações de exploração e

produção offshore de 2012 a 2018

9 Perda de contenção significante de gás inflamável é qualquer liberação de gás inflamável que atenda ao menos uma

das seguintes condições:

a) Taxa de liberação entre 0,1 kg.s-1 e 1 kg.s-1, com duração entre 2 e 5 minutos;

b) Taxa de liberação maior ou igual a 0,1 kg.s-1, com liberação de uma massa total entre 1 e 300 kg durante todo o

evento.

0,16

0,52

0,64

0,74

0,37

0,53 0,510,54

0,430,36

0,480,42 0,39

*0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

6h

ora

s tr

abal

had

asFerimentos graves em instalações offshore

Taxa de Ferimentos Graves Benchmark - dados do IRF

20,82

9,93

20,9227,16

41,10

16,63

7,69

1,16 2,41 0,693,93 2,37 1,46 *

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

0 m

ilhõ

es

BO

E d

e g

ás p

rod

uzi

do

s

Perdas de contenção significantes de gás inflamável em instalações offshore

Perda de contenção significante de gás inflamável - taxa Benchmark - dados do IRF

24

As taxas de perdas de contenção maiores10 de gás inflamável são mostradas no Gráfico

23 abaixo. As taxas apresentaram aumento de 2012 a 2015. Em 2016, houve sensível

redução da taxa de perdas de contenção maiores de gás inflamável, apesar de não ter sido

suficiente para reduzir o valor a um patamar localizado dentro da faixa de benchmark, com

posterior aumento em 2017.

Gráfico 23 – Taxas de perdas de contenção maior de gás inflamável em instalações de exploração e produção

offshore de 2012 a 2018

Como pode ser concluído, ao se comparar os gráficos correspondentes, as taxas de

perdas de contenção significante são superiores às taxas de perda de contenção maior em

todos os anos do período analisado, conforme esperado (uma vez que o evento de perda

de contenção maior é um evento de maior gravidade, espera-se que ocorra em menor

frequência). Esta tendência de ocorrência em menor frequência de eventos com maior

gravidade pode ser observada também nos valores de referência: a quantidade de eventos

de perda de contenção significante é em média correspondente ao quádruplo da

quantidade de eventos de perda de contenção maior.

10 Perda de contenção maior de gás inflamável é qualquer liberação de gás inflamável que atinja ao menos uma das

seguintes condições:

a)Taxa de liberação maior que 1 kg.s-1 com duração superior a 5 minutos; e/ou

b)Taxa de liberação maior ou igual a 0,1 kg.s-1, com a liberação de uma massa total maior do que 300 kg durante todo

o evento.

0,000,76

4,05

7,67

2,70

4,40

1,440,74 0,57 0,34 0,41 0,21 0,00 *

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

0 m

ilhõ

es

BO

E d

e

gás

pro

du

zid

os

Perdas de contenção maiores de gás inflamável em instalações offshore

Perda de contenção maior de gás inflamável - taxa Benchmark - dados do IRF

25

Os eventos de abalroamento também estão alinhados a esta tendência. Enquanto há

eventos de abalroamento significante11 comunicados à ANP, não há registros de

abalroamentos maiores em instalações de exploração e produção atuando no Brasil. O

Gráfico 24 apresenta a variação nas taxas de abalroamentos significantes em instalações de

exploração e produção.

Gráfico 24 – Taxas de abalroamentos significantes em instalações de exploração e produção offshore de 2012

a 2018

Conforme pode ser observado no gráfico acima, no período analisado quando há

abalroamentos significantes, as taxas correspondentes se situam acima dos valores de

benchmark. Destaca-se que não houve ocorrências reportadas deste tipo de incidente nos

anos de 2012, 2013, 2016, 2017 e 2018.

A seguir, serão avaliados os eventos de incêndio. Além dos eventos de incêndio

significante e incêndio maior, os quais são monitorados pelo IRF, também serão

11 Abalroamento Significante é qualquer abalroamento entre instalações offshore, de instalações com embarcações

e/ou aeronaves que cause: (a) ferimento que cause um ou mais dias de afastamento e que não seja categorizado como

ferimento grave; (b) dano a uma Instalação que é julgado com potencial de causar fatalidade(s) ou ferimento(s)

grave(s); (c) dano a uma instalação que tenha ocasionado mobilização da tripulação para ponto de reunião ou

abandono da unidade ou (d) dano severo que compromete significantemente a integridade estrutural de uma

Instalação (de uma perspectiva de meio ambiente ou segurança), caso esta continue operando sem reparo imediato.

Abalroamento Maior é qualquer abalroamento entre instalações, de instalações com embarcações e/ou aeronaves que

cause: (a) fatalidade(s) ou ferimento grave(s); (b) perda da instalação ou (c) dano para uma instalação offshore que

cause uma parada não-programada de no mínimo 72 (setenta e duas) horas.

0,00 0,00

0,45

1,94

0,00 0,00 0,000,15 0,13 0,14 0,14

0,04 0,08*

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

0 in

stal

açõ

es

Abalroamentos significantes em instalações offshore

Abalroamento significante - taxa Benchmark - dados do IRF

26

apresentadas as taxas relativas aos eventos de princípio de incêndio12, tipo de incidente não

monitorado pelo IRF.

O Gráfico 25 apresenta a variação nas taxas de princípios de incêndio em instalações de

exploração e produção. Como pode ser observado, as taxas apresentaram seu menor valor

em 2013, aumentando de forma praticamente linear até 2016, tendo apresentado tendência

de queda posteriormente.

Gráfico 25 – Taxas de princípios de incêndio em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a

2018

As taxas de incêndios significantes, apresentadas no Gráfico 26 oscilaram entre o valor

máximo no ano de 2014 e valor nulo nos anos de 2012, 2015 e 2018.

12 Princípio de Incêndio é qualquer incêndio que tenha sido debelado ou interrompido de forma que não tenha causado

danos que o qualifiquem como Incêndio Maior ou Significante.

Incêndio Significante é qualquer incêndio que cause: (a) ferimento que cause um ou mais dias de afastamento e que

não seja categorizado como ferimento grave; (b) dano a uma Instalação que é julgado com potencial de causar

fatalidade(s) ou ferimento(s) grave(s); (c) dano a uma instalação que tenha ocasionado mobilização da tripulação para

ponto de reunião ou abandono da unidade ou (d) dano severo que compromete significantemente a integridade

estrutural de uma instalação (de uma perspectiva de meio ambiente ou segurança), caso esta continue operando sem

reparo imediato.

Incêndio Maior é qualquer incêndio que cause: (a) fatalidade(s) ou ferimento grave(s); (b) perda da instalação ou (c)

dano para uma Instalação que cause uma parada não-programada de no mínimo 72 (setenta e duas) horas.

31,53

20,96

29,60

39,32

53,59 54,44

41,85

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

0 in

stal

açõ

es

Princípios de incêndio em instalações offshore

27

Gráfico 26 – Taxas de incêndios maiores em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2018

O Gráfico 27 abaixo mostra as taxas de incêndios maiores. O único ano com

ocorrência de incêndios maiores foi o ano de 2013. É importante ressaltar que, neste ano,

houve uma única ocorrência de evento de incêndio maior (incêndio na plataforma P-20).

Logo, o valor do limite superior da faixa de controle (0,31 incêndios a cada 100 instalações),

é ultrapassado com apenas uma ocorrência de incêndio maior, considerando um universo

de menos de 320 instalações. Uma vez que a quantidade de instalações de exploração e

produção no ano de 2013 foi de 234 instalações, ultrapassou-se o limite superior da faixa

de controle neste ano com apenas uma ocorrência de incêndio maior.

Gráfico 27 – Taxas de incêndios maiores em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2018

0,00

1,31

2,24

0,00

0,55 0,56

0,00

0,63

0,350,24

0,36

0,59

0,35

*0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

0 in

stal

açõ

es

Incêndios significantes em instalações offshore

Incêndio significante - taxa Benchmark - dados do IRF

0,00

0,44

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

0,63

0,35

0,24

0,36

0,59

0,35

*0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

0 in

stal

açõ

es

Incêndios maiores em instalações offshore

Incêndio maior - taxa Benchmark - dados do IRF

28

A seguir são exibidos alguns gráficos relativos a incidentes que passaram a ser

produzidos e acompanhados mais recentemente pela ANP, e divulgados na seção de

indicadores de Segurança Operacional do site da ANP13.

O Gráfico 28 abaixo apresenta a distribuição das taxas de incidentes por milhão de

horas trabalhadas em instalações offshore, divididas por classificação de gravidade dos

incidentes14.

Gráfico 28 – Quase acidentes e acidentes comunicados relativos a atividades de exploração e produção

terrestres entre 2012 e 2018

Outro indicador de Segurança Operacional que passou a ser acompanhado e divulgado

recentemente trata-se do Índice de Eventos de Segurança de Processo. A classificação dos

dados é fundamentada na norma internacional API RP 754, que classifica incidentes do tipo

“perda de contenção” (TIER)15, conforme figura abaixo.

13 http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-

desempenho/indicadores-de-desempenho 14 A classificação de gravidade vigente dos incidentes definidos por meio do Manual de Comunicação de Incidentes de

Exploração e Produção Rev. 3 foi estabelecida por meio da Nota Técnica nº 069/SSM/2018, disponível no site da ANP

em:

http://www.anp.gov.br/images/EXPLORACAO_E_PRODUCAO_DE_OLEO_E_GAS/Seguranca_Operacional/procedimento

s/NT_069_SSM.pdf 15 TIER: palavra inglesa que significa “categoria”. Uma divisão de categorias por numeração de 1 a 4, sendo a 1 a de

maior relevância, é estabelecida na norma API RP 754.

15,66

18,82

23,84

28,35

23,31

2,39 2,40 2,91 2,88 2,200,17 0,05 0,11 0,22 0,09

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

6h

ora

s tr

abal

had

as

Taxas de incidentes por gravidade offshore

Taxa de incidentes leves Taxa de incidentes moderados Taxa de incidentes graves

http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/indicadores-de-desempenho

http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/indicadores-de-desempenho

http://www.anp.gov.br/images/EXPLORACAO_E_PRODUCAO_DE_OLEO_E_GAS/Seguranca_Operacional/procedimentos/NT_069_SSM.pdf

http://www.anp.gov.br/images/EXPLORACAO_E_PRODUCAO_DE_OLEO_E_GAS/Seguranca_Operacional/procedimentos/NT_069_SSM.pdf

29

Figura 1 – Classificação dos eventos de segurança de processo conforme API 754

Os incidentes classificados como TIER 1 e TIER 2 nos termos da norma API RP 754 são

recebidos pela ANP através das tipologias informadas nos Comunicados Iniciais de

Incidentes (CI), conforme a Resolução ANP n° 44/2009 e o Manual de Comunicação de

Incidentes de Exploração e Produção (MCI). Já os incidentes categorizados como TIER 3 e

TIER 4 não fazem parte do escopo de incidentes comunicáveis à ANP, portanto, não são

aqui apresentados.

Entretanto, através dos regulamentos de Segurança Operacional e Meio Ambiente, os

Agentes regulados são responsáveis por estabelecer critérios de registro, investigação e

análise de desempenho tanto para os incidentes comunicáveis à ANP, como para os demais

eventos registráveis apenas no âmbito destas empresas. A adequação das empresas na

aplicação destes requisitos é verificada periodicamente através das auditorias da ANP.

A Tabela 4

Tabela 4 abaixo indica a correlação entre as tipologias existentes no Manual de

Comunicação de Incidentes de Exploração e Produção (MCI) e os critérios de TIER 1 e TIER 2

da API RP 754:

Tabela 4 – Correlação entre as tipologias existentes no MCI e os critérios de TIER 1 e TIER 2 da API RP 754

Tier 1 Tier 2

Perda de contenção primária maior de óleo

Perda de contenção maior de gás inflamável

Perda de contenção de H2S

Explosão de atmosfera explosiva

Explosão mecânica

Incêndio maior

Incêndio significante

Perda de contenção primária significante de óleo

Perda de contenção significante de gás inflamável

30

Os dados contidos no Gráfico 29 abaixo são exibidos na forma de taxas que

correspondem à quantidade de eventos TIER 1 e TIER 2 por cada milhão de horas

trabalhadas. Internacionalmente esta taxa é conhecida como PSER – Process Safety Event

Rate.

Gráfico 29 – Índice de Eventos de Segurança de Processo offshore entre 2012 e 2018

Além dos indicadores exibidos acima, motivada pela percepção de que houve um

aumento significativo nos eventos com descarga de óleo no mar, a SSM passou a produzir

o indicador de volume de óleo descarregado, dividido pelo volume da produção, exibido no

gráfico abaixo.

Gráfico 30 – Volume de óleo descarregado por óleo produzido offshore entre 2012 e 2018

0,25 0,260,18

0,35 0,32

0,64

0,94

1,51

1,02

0,67

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

6h

ora

s tr

abal

had

as

Índice de Eventos de Segurança de Processo offshore

Taxa de eventos Tier 1 Taxa de eventos Tier 2

0,042

0,005

0,020 0,020

0,010

0,0050,007

0,00

0,01

0,01

0,02

0,02

0,03

0,03

0,04

0,04

0,05

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Vo

lum

e v

azad

o (

m3 )

/pro

du

ção

o

ffsh

ore

(1

06

bb

l)

Volume de óleo descarregado por óleo produzidooffshore

31

3.2. Atividades terrestres

Neste capítulo, serão expostos os principais indicadores gerados para acompanhamento

dos de incidentes ocorridos em atividades de exploração e produção terrestres, em campos

de produção, dutos e sondas terrestres.

A principal discrepância entre a comunicação de incidentes nos ambientes marítimo e

terrestre é o volume de comunicados: enquanto para atividades offshore foram realizadas

mais de 1700 comunicações de incidentes em 2018, para atividades terrestres no mesmo

ano foram realizadas menos de 300 comunicações, ou seja, o universo de comunicados

terrestres é de aproximadamente 15% dos comunicados relativos a atividades marítimas.

O Gráfico 31 exibe as taxas de quase acidentes e acidentes por milhão de horas

trabalhadas comunicados para a ANP relativas a instalações terrestres entre os anos de

2012 e 2018.



Como pode ser visualizado no gráfico acima, foram realizados mais comunicados

relativos a eventos de acidentes do que eventos de quase acidentes, em todos os anos do

período analisado, diferentemente do ocorrido nas unidades offshore.

Conforme mencionado anteriormente os quase acidentes, de maneira geral, tratam-se

de eventos precursores de acidentes, ou seja, eventos que possuem potencial para

escalonamento e se tornarem eventos de dano (acidentes) em caso de falha em uma ou

mais barreiras de segurança e, portanto, é esperado que ocorram em maior quantidade do

que os acidentes. Portanto, os dados disponíveis levam à conclusão sobre a necessidade de

1,041,33

2,81 3,05 3,21

2,03

3,21

5,44

7,52

5,61

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

6h

ora

s tr

abal

had

as

Quase acidentes e acidentes em instalações onshore

Quase acidentes Acidentes

32

aprimoramento do processo de comunicação de incidentes em instalações terrestres, de

modo a ampliar a confiabilidade da base de dados para que sejam realizadas análises mais

detalhadas.

O aumento nas taxas de acidente e quase acidentes ao longo do tempo, por sua vez, é

indicativo de que a subnotificação tende a diminuir como efeito das ações empregadas pela

SSM para aumentar a adesão dos operadores terrestres aos regulamentos de segurança.

De forma análoga ao apresentado para os incidentes em ambiente marítimo, os dados

relativos aos incidentes ocorridos em ambiente terrestres serão apresentados na forma de

taxas, correspondentes à quantidade de ocorrências do incidente dividida por uma

grandeza representativa do nível de atividades da indústria que pode ser relacionada

àquele tipo de incidente. Como o IRF monitora apenas os dados relativos a instalações

offshore, para as instalações terrestres será utilizado como benchmark a taxa gerada com as

informações de incidentes reportados pelo IOGP, quando estiverem disponíveis. O IOGP

(International Association of Oil & Gas Producers) congrega informações relativas a

operadores que atuam tanto no ambiente marítimo quanto no terrestre, portanto, estes

dados são mais adequados para fins de comparação.

O Gráfico abaixo apresenta o FAR das atividades onshore no Brasil de 2014 a 2018,

comparado com o índice apurado com os dados do IOGP. No período analisado, as taxas se

encontram comparáveis aos valores de referência, exceto no ano de 2017.

Gráfico 32 – FAR em instalações de exploração e produção onshore de 2014 a 2018

O Gráfico 33 mostra a taxa de ferimentos graves em instalações onshore:

2,613,41

0,00

16,34

8,02

0,96 1,19 1,50 1,100,00

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

8h

ora

s tr

abal

had

as

FAR em instalações onshore

FAR Brasil Benchmark - dados do IOGP

33

Gráfico 33 – Taxas de ferimentos graves em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2018

O Gráfico 34 abaixo apresenta a distribuição das taxas de incidentes por milhão de

horas trabalhadas em instalações offshore, divididas por classificação de gravidade dos

incidentes.



O Índice de Eventos de Segurança de Processo em atividades terrestres entre 2012 e

2018 encontra-se no gráfico abaixo:

0,16

0,52

0,64

0,74

0,37

0,53 0,510,54

0,430,36

0,480,42 0,39

*0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

6h

ora

s tr

abal

had

asFerimentos graves em instalações offshore

Taxa de Ferimentos Graves Benchmark - dados do IRF

2,373,41

6,12

9,59

8,26

0,831,47

3,25 3,00 2,93

0,10 0,10 0,06 0,38 0,28

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

6h

ora

s tr

abal

had

as

Taxas de incidentes por gravidade onshore

Taxa de incidentes leves Taxa de incidentes moderados Taxa de incidentes graves

34

Gráfico 35 – Índice de Eventos de Segurança de Processo onshore entre 2012 e 2018

Conforme é possível perceber, as taxas de eventos de segurança de processo em

ambiente terrestre aumentaram ano a ano. Acredita-se que esse aumento é motivado

possivelmente por um aumento na comunicação dos eventos por parte dos operadores

terrestres, e não na ocorrência.

O indicador de volume de óleo descarregado em terra, dividido pelo volume da

produção, é exibido no gráfico abaixo.

Gráfico 36 – Volume de óleo descarregado por óleo produzido offshore entre 2014 e 2018

0,08 0,14 0,06

0,49

0,200,210,34 0,45

1,96

2,77

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

2014 2015 2016 2017 2018

Qtd

e d

e o

corr

ên

cias

/10

6h

ora

s tr

abal

had

asÍndice de Eventos de Segurança de Processo onshore

Taxa de eventos Tier 1 Taxa de eventos Tier 2

0,0001

0,0000

0,0009

0,0000 0,00000,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2014 2015 2016 2017 2018Vo

lum

e v

azad

o (

m3 )

/pro

du

ção

off

sho

re

(10

6b

bl)

Volume de óleo descarregado por óleo produzidoonshore

35

4. INVESTIGAÇÕES DE INCIDENTES REALIZADAS PELA ANP

A Instrução Normativa nº 001/2009 instituiu o procedimento de investigação de

incidentes a ser conduzido pelos servidores da ANP em instalações e atividades reguladas

das indústrias do petróleo, gás natural, e biocombustíveis. Esta norma determina os tipos

de incidentes que devem ser investigados pela ANP, cabendo às suas unidades

organizacionais responsáveis estabelecerem os critérios desta investigação.

O procedimento de investigação de incidentes a ser conduzido pelos servidores da ANP

tem o intuito de: (i) esclarecer os fatores causais e causas raiz do incidente; (ii) avaliar as

medidas mitigadoras adotadas pelo agente regulado e apresentar recomendações quando

necessário; (iii) apresentar ações complementares a serem tomadas, tanto pelo agente

regulado quanto pela ANP, para se evitar a recorrência do incidente e/ou aprimorar a

segurança operacional; (iv) verificar a aderência das operações à regulamentação aplicável e

(v) tornar públicas as informações relacionadas ao incidente e os resultados da investigação

realizada pela Agência quando esta julgar que tal informação possa contribuir para o

incremento da segurança operacional de outros agentes regulados, ressalvadas as

informações classificadas como reservadas de acordo com a legislação aplicável.

Em 2018, foi encerrado pela ANP um processo de investigação de incidentes em

instalações de exploração e produção, relativo ao acidente de explosão com fatalidades na

sonda Norbe VIII. O relatório completo da investigação do incidente pode ser acessado no

site da ANP16.

5. MULTAS APLICADAS

Respeitando-se o contraditório, a ampla defesa e os demais requisitos da legislação

pertinente, são aplicadas multas pela ANP quando constatado que os agentes regulados

não cumpriram as normas relativas ao gerenciamento da segurança operacional e do meio

ambiente. Dentre as principais causas da aplicação de multas destacam-se: (i) não

atendimento aos prazos estabelecidos para o saneamento de não conformidades

identificadas em ações de fiscalização realizadas pela ANP; (ii) descumprimento de

notificações expedidas pela ANP; (iii) não comunicação à ANP sobre a ocorrência de

incidentes operacionais e (iv) não conformidades evidenciadas durante as investigações de

incidentes realizadas pela ANP.

16 http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-

ambiente/comunicacao-e-investigacao-de-incidentes/sonda-norbe-viii

http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/comunicacao-e-investigacao-de-incidentes/sonda-norbe-viii

http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/comunicacao-e-investigacao-de-incidentes/sonda-norbe-viii

36

Do rol das principais causas de aplicações de multas, observa-se que, apesar da atuação

preventiva na forma de apresentar prazos para a correção de desvios, os agentes regulados

por vezes ainda apresentam ações aquém das esperadas pela ANP. Tal situação demanda a

aplicação de medidas de caráter punitivo, sem prejuízo da correção do fato constatado.

A Tabela 5 apresenta a distribuição das infrações constantes nos autos de infração

emitidos pela SSM, objeto de condenação administrativa ano de 2018 por

regulamento/tipo.

Tabela 5 – Infrações emitidas por tipo de descumprimento

Regulamento Infringido Número de

Infrações % do total

Resolução ANP n° 43/2007 (SGSO) 221 90,57%

Resolução ANP n°02/2010 (SGI) 13 5,33%

Descumprimento de notificação 4 1,64%

Resolução ANP n°41/2015 (SGSS) 2 0,82%

Resolução ANP n° 46/2016 (SGIP) 1 0,41%

Contrato de Concessão 1 0,41%

Resolução ANP n° 37/2015 1 0,41%

Resolução ANP n°06/2012 (RTDT) 1 0,41%

Total 244 -

Ao avaliar as infrações aos regulamentos de gestão da segurança operacional offshore,

apresentaram maior recorrência, em 2018 as infrações relacionadas aos requisitos de

integridade mecânica, ambiente de trabalho e fatores humanos, gestão da informação e da

documentação e procedimentos operacionais. Para atividades terrestres, verificou-se que o

requisito de inspeção de equipamentos e tubulações aparece com maior recorrência.

As infrações relativas à Resolução ANP nº 37 de 2015 se referem, de forma geral, a não

conformidades não sanadas no prazo fixado e indeferimento dos planos de ação

apresentados pelo Operador.

6. INTERRUPÇÃO DAS ATIVIDADES DE INSTALAÇÕES

Ao identificar desvios que possam gerar risco grave e iminente às pessoas ou ao meio

ambiente (classificados como não conformidades críticas), os agentes de fiscalização

lavram, de forma cautelar, um auto de interdição que pode interromper total ou

parcialmente a operação de uma instalação. Somente após a correção das não

conformidades que ensejaram a interdição da unidade é que os agentes regulados são

autorizados a retornar com as atividades da unidade, sem prejuízo do processo

administrativo para a aplicação de multas.

37

No ano de 2018, foram realizadas três interdições decorrentes de ações de fiscalização

da SSM, destas, duas ocorreram em campos terrestres e uma em unidade de produção

marítima, conforme apresentado na Tabela 6.

Tabela 6 – Interdições realizadas no ano de 2017

Instalação interditada Tipo de

Instalação

Operador

do

Contrato

Interdição

parcial ou

total

Data da

interdição

Data da

desinterdição

Estação Coletora Fazenda

Pocinho Central e Estação

Coletora Alto do Rodrigues A

Campo Terrestre Petrobras Total 28/05/2018 06/06/2018

FPSO Cidade de Itajaí Plataforma de

Produção Petrobras Total 11/05/2018 13/05/2018

Periquito e Periquito Norte Campo Terrestre Phoenix Parcial 09/11/2018 -

Entre os desvios que motivaram interdições das instalações realizadas em 2018, observa-

se: sistemas críticos de segurança operacional que estavam fora de operação e/ou

degradados, sem que medidas temporárias fossem estabelecidas para suprir a falta desses

sistemas; implementação incompleta do sistema de proteção passiva contra incêndio,

prevista no estudo de segurança de incêndio e explosão e não apresentação de certificado

de inspeção periódica para equipamento pressurizado.

Cabe ressaltar que, apesar de terem sido realizadas apenas três interdições em 2018,

neste ano foram lavradas 21 não conformidades críticas, o que evidencia que nestes casos o

Operador realizou ações de correção da não conformidade crítica durante a auditoria, sem

prejuízo da lavratura de auto de infração.

38

7. REFERÊNCIAS

IRF Country Performance Measures, disponível em:

http://www.irfoffshoresafety.com/country/performance/

Resolução ANP nº 43, de 06/12/2007, publicada no Diário Oficial da União em 07/12/2007.

Resolução ANP n° 44, de 22/12/2009, publicada no Diário Oficial da União em 24/12/2009.







Resolução ANP n° 46, de 01/11/2016, publicado no Diário Oficial da União em 03/11/2016 e

retificado no Diário Oficial da União em 07/11/2016.

http://www.irfoffshoresafety.com/country/performance/

2018...7 trabalhadas. entretanto, foram perfurados 1,8 poços em terra para cada poço perfurado em...

Documents