relatório de investigação do acidente ocorrido em 31/01 ...to desaparecido. o corpo do...
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Relatório de Investigação do Acidente Ocorrido em 31/01/2016 na REDUC
Superintendência de Refino, Processamento de Gás Natural e Produção de Biocombustíveis – SRP
24/11/2016
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Diretor Geral Substituto
Aurélio Cesar Nogueira Amaral
Diretores
José Gutman
Waldyr Martins Barroso
Superintendente de Refino, Processamento de Gás Natural e Produção de
Biocombustíveis
Alexandre Carlos Camacho Rodrigues
Equipe de Investigação de Acidente
Alex Garcia de Almeida
Bruno Alves de Oliveira
Flávio Barroso Neves
Magno Antonio Calil Resende Silveira
Marcello Gomes Weydt
Romeu Ricardo da Silva (Investigador Líder)
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AGRADECIMENTO
A equipe de investigação agradece a todos os servidores da ANP que
colaboraram para a realização desse trabalho, em especial às colegas da SRP Juliana
Moura, Ana Paula Meneghetti, Beatriz Bouças e Patrícia Poliana pela participação
sempre eficiente em etapas fundamentais.
DEDICATÓRIA
Esse trabalho é dedicado a todos os Técnicos de Operação de Unidades de
Transferência e Estocagem das refinarias do país, em especial aos que trabalham na
TE/ML da REDUC.
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CONTEÚDO
AGRADECIMENTO .................................................................................................................. III
DEDICATÓRIA ......................................................................................................................... III
CONTEÚDO .............................................................................................................................. IV
ACRÔNIMOS E ABREVIAÇÕES .............................................................................................. VI
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... VIII
LISTA DE TABELAS ................................................................................................................. X
1 SUMÁRIO EXECUTIVO .................................................................................................... 1
2 EVENTO DE ACIDENTE .................................................................................................. 3
3 INVESTIGAÇÃO DO ACIDENTE ...................................................................................... 4
3.1 AÇÕES INICIAIS DA ANP – RESPOSTA AO ACIDENTE .................................................. 4
3.2 PROCESSO ADMINISTRATIVO DE INVESTIGAÇÃO ........................................................ 6
3.3 METODOLOGIA DE INVESTIGAÇÃO ............................................................................. 7
3.4 ETAPAS DO PROCESSO DE INVESTIGAÇÃO ................................................................ 7
3.5 AQUISIÇÃO DE INFORMAÇÕES ................................................................................... 8
3.5.1 Documentos Relacionados ao Acidente .................................................... 8
3.5.2 Oitivas de Testemunhas ............................................................................ 9
3.6 DESCRIÇÃO DO ACIDENTE NO TANQUE TQ-7510 ..................................................... 10
3.7 ACONTECIMENTOS APÓS O ACIDENTE ..................................................................... 13
3.8 LINHA DO TEMPO DO ACIDENTE .............................................................................. 15
4 ANÁLISE DE CAUSAS-RAIZ ......................................................................................... 18
4.1 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº1: AUSÊNCIA DE RESTRIÇÕES DE ACESSO AO TANQUE ...... 19
4.2 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº2: ROTA DE ACESSO INCORRETA ...................................... 22
4.3 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº3: NÃO ATENDIMENTO À RECOMENDAÇÃO DE INSPEÇÃO .... 25
4.4 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº4: ATRASO NA EXECUÇÃO DA INSPEÇÃO ........................... 28
4.5 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº5: INOBSERVÂNCIA DE CRITÉRIO NORMATIVO .................... 32
4.6 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº6: INEFICIÊNCIA DO INIBIDOR DE CORROSÃO ...................... 37
4.7 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº7: AUSÊNCIA DE PINTURA INTERNA ................................... 45
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5 ELEMENTOS DE AUDITORIA DO SGSO ...................................................................... 45
5.1 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 1 (CULTURA DE SEGURANÇA) E PRÁTICA DE GESTÃO Nº 2
(ENVOLVIMENTO DE PESSOAL) ................................................................................................ 46
5.1.1 Não Utilização de EPI .............................................................................. 46
5.1.2 Falha na Comunicação entre Equipes ..................................................... 47
5.1.3 Precariedade de Recurso ........................................................................ 47
5.2 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 8 (GESTÃO DA INFORMAÇÃO E DA DOCUMENTAÇÃO) E PRÁTICA
DE GESTÃO Nº 9 (INVESTIGAÇÃO DE ACIDENTES) ..................................................................... 48
5.2.1 Comunicação do Acidente ....................................................................... 48
5.2.2 Alteração de Documentação do Acidente ................................................ 50
5.3 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 14 (PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS) ................................ 51
5.4 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 16 (PERMISSÃO DE TRABALHO) .......................................... 52
6 RECOMENDAÇÕES ....................................................................................................... 53
7 CONCLUSÕES ............................................................................................................... 61
8 REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 62
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ACRÔNIMOS E ABREVIAÇÕES
ACET Asset Condition Evaluation Tool – Sistema de Gerenciamento de Inspeção de Equipamentos
ADTCP Autorização para Desvio Temporário de Camada de Proteção
API American Petroleum Institute
APP Análise Preliminar de Perigos
ARO Análise de Risco Operacional
AVR Avaliação de Vida Remanescente
BV Boca de Visita
CCL Casa de Controle Local
CIPA Comissão Interna de Prevenção de Acidentes
DDS Diálogo Diário de Segurança
EPI Equipamento de Proteção Individual
GG Gerente Geral
IE Inspeção de Equipamentos
IN Instrução Normativa
ME Medição de Espessura
ODES Óleo Desasfaltado (Bright Stock)
OS Ordem de Serviço
PBO Padrão Básico de Operação
PG Prática de Gestão
PH Profissional Habilitado
PT Permissão de Trabalho
RDI Relatório Detalhado de Acidentes
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RDO Relatório Diário de Obra
REDUC Refinaria Duque de Caxias
RTA Relatório de Tratamento de Anomalia
SAP Sistema Corporativo da Petrobras
SGSO Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional
SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde
SPIE Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos
SRP Superintendência de Refino, Processamento de Gás Natural e Produção de Biocombustíveis
TE/ML Transferência e Estocagem/ Movimentação de Lubrificantes
TI Técnico(s) de Inspeção
TO Técnico(s) de Operação
US Ensaio Não destrutivo por ultrassom
ZR Nota de Recomendação de Inspeção
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Local do Acidente: Tanque 7510 (volume:6600m3; diâmetro:24,4m:
altura:14,4m) da Unidade 1750; mobilização de força de trabalho e equipamentos para
o esvaziamento do tanque............................................................................................... 6
Figura 2 – Vista superior da unidade 1750 mostrando a configuração dos tanques e o
local da queda do Técnico de Operação vitimado no acidente. O tanque 7505 estava em
manutenção, sem teto, impossibilitando a passagem para os demais tanques. Apenas
alguns tanques possuem escadas helicoidais de acesso. ............................................ 12
Figura 3 – Falha no teto do tanque 7510 que levou à queda do técnico de operação.
Regiões ao redor da falha evidenciando o processo de corrosão por pites [5] de forma
generalizada na chapa de aço. ...................................................................................... 12
Figura 4 – Árvore de Falhas do acidente. ..................................................................... 19
Figura 5 – Fluxo para equipamentos acompanhados pelo SPIE [30]. .......................... 21
Figura 6 – Causa intermediária nº1: Ausência de Restrição de Acesso. Causa-raiz:
11.2 da PG nº11 do SGSO (Análise de Risco). ............................................................. 22
Figura 7 – Causa intermediária nº2: Rota de Acesso Incorreta. Causas-raiz: 14.2.1 da
PG nº14 do SGSO (Procedimentos Operacionais) e 3.3.1 da PG nº03 (Qualificação e
Treinamento). ................................................................................................................ 25
Figura 8 - Resposta oficial da empresa durante o processo de investigação da ANP [39].
...................................................................................................................................... 25
Figura 9 – Causa intermediária nº3: Não Atendimento à Recomendação de Inspeção.
Causas-raiz: 12.2.2 da PG nº12 do SGSO (Integridade Mecânica); 12.4.2 da PG nº12 e
6.1 da PG nº06 (Monitoramento e Melhoria Contínua do Desempenho). ...................... 28
Figura 10 – Causa intermediária nº4: Atraso na Execução de Inspeção. Causas-raiz:
8.2 da PG nº8 do SGSO (Gestão de Documentação); 12.2.3 da PG nº12 (Integridade
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Mecânica); 12.4.1 da PG nº12 (Integridade Mecânica) e 1.3.2 da PG nº01
(Responsabilidade Gerencial). ...................................................................................... 32
Figura 11 - Telas do ACET indicando os alertas de baixa espessura e a desabilitação
manual [43]. ................................................................................................................... 36
Figura 12 – Causa intermediária nº5: Inobservância de Critério Normativo. Causa-raiz:
12.2.1 da PG nº12 do SGSO (Integridade Mecânica). .................................................. 37
Figura 13 - Corrosão interna avançada aflorando à superfície externa do teto do TQ-
7510. Conjunto de dispersores de produto anticorrosivo instalados em 2009 com vistas
a conter a evolução da corrosão. .................................................................................. 38
Figura 14 - Falhas apontadas pela Petrobras no cumprimento do contrato de aplicação
do inibidor de corrosão no tanque TQ-7510 [16] ........................................................... 40
Figura 15 - Conclusão da Petrobras, após o fim do contrato, sobre o sistema de
prevenção de corrosão com aplicação do inibidor Zerust. ............................................ 42
Figura 16 - Causa intermediária nº7: Ineficiência do Inibidor de Corrosão. Causas-raiz:
15.2 da PG nº15 do SGSO (Gestão de Mudanças); 12.2.4 da PG nº12 (Integridade
Mecânica) do SGSO; 5.2.1.1 do SGSO (Gerenciamento de Empresas Contratadas) e
11.7.1.1 da PG nº11 do SGSO (Identificação e Análise de Riscos). ............................. 45
Figura 17 - Descrição do acidente informada à ANP no primeiro comunicado [1]. ....... 49
Figura 118 - Resposta oficial da empresa durante o processo de investigação da ANP
[39]. ............................................................................................................................... 52
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Principais etapas do processo de investigação. ............................................ 7
Tabela 2 – Sequência cronológica resumida de fatos relacionados ao acidente. ......... 15
Tabela 3 - Resultados da inspeção do teto do tanque TQ-7510 realizada em 2013 [19]
[49] [52].......................................................................................................................... 35
Tabela 4 – Recomendações para a indústria de refino de petróleo e processamento de
gás natural. .................................................................................................................... 54
Tabela 5 - Recomendações adicionais para Petrobras/REDUC. .................................. 58
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1 SUMÁRIO EXECUTIVO
A unidade 1750 da REDUC pertence à área de Transferência e Estocagem de
Movimentação de Lubrificantes (TE/ML), ligada diretamente à Gerência Geral na
estrutura organizacional da refinaria. No dia 31/01/2016, aproximadamente às 21h, um
Técnico de Operação (TO) se direcionou aos tanques TQ-7506, 7507 e 7508 dessa
unidade para realização de serviço de medição manual de volume e temperatura para
realizar a aferição dos radares de medição automática, em cumprimento à instrução
normativa da Lei Sarbanes-Oxlei. Após algum tempo sem retornar à Casa de Controle
Local, os colegas de turno do TO tentaram contato pelo rádio e não obtiveram sucesso.
Em buscas pela área da unidade, o carro utilizado pelo TO foi encontrado em frente ao
TQ-7512 e sua camisa e seu crachá no topo da escada desse equipamento. Na
continuidade das buscas pelo funcionário desaparecido, por volta das 23h30min, um dos
TO relatou pelo rádio que havia uma falha no teto do tanque 7510 com marcas de óleo
na superfície da chapa que evidenciavam que seu colega havia caído no interior do
tanque. Imediatamente, iniciaram-se procedimentos de esvaziamento do óleo
desasfaltado (óleo Bright Stock) armazenado no tanque com a intenção de encontrar o
TO desaparecido. O corpo do funcionário da Petrobras/REDUC foi encontrado no interior
do tanque 7510 aproximadamente às 18h do dia 02/02/16.
A ANP constituiu imediatamente uma comissão de investigação para avaliar as
causas do acidente. Durante o processo de investigação, foram evidenciadas duas
causas imediatas: acesso ao teto do tanque e falha estrutural de material. Embora a
atividade de aferição de radar seja necessária e executada periodicamente pelos
técnicos de operação, a vítima fatal do acidente não deveria ter acessado ao TQ-7510,
pois a passagem por esse tanque não era rota de acesso aos tanques 7506, 7507 e
7508 que seriam objeto das tarefas que iria realizar. O TO só pisou no teto do 7510 por
estar desorientado em relação à rota correta de acesso aos tanques de serviço, agravada
pela realização do trabalho à noite. Esse fato aconteceu, porque ele não estava
familiarizado com a área de tanques da unidade 1750, não havia procedimento explícito
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para acesso de tanques sem escada e tão pouco a obrigatoriedade de supervisão de
técnicos mais experientes na unidade, o que comprovou deficiência em gestão de
procedimentos operacionais e treinamento de equipe. Além disso, a comissão de
investigação da ANP concluiu que o acesso ao teto do tanque TQ-7510 deveria ter sido
interditado pela Gerência de Inspeção de Equipamentos da REDUC em conjunto com a
equipe de SMS, já que havia evidências claras e objetivas do comprometimento da
integridade estrutural do teto desse tanque desde 2013.
A falha estrutural do teto ocorreu devido à existência de um processo avançado
de corrosão interna da chapa de aço. A penúltima inspeção de condições físicas do TQ-
7510 foi iniciada em abril de 2013, mas concluída apenas em fevereiro de 2014 com a
realização do ensaio fundamental de medição de espessura, que indicou valores de
espessura das chapas inferiores ao valor normativo de 2,5 mm, portanto reprovando a
integridade do teto do tanque e determinando a elaboração de uma recomendação de
inspeção de troca integral do teto desse equipamento. Pelo mesmo motivo, o engenheiro
responsável técnico pelo equipamento estipulou que a próxima inspeção deveria ser
realizada no prazo de dois anos (abril de 2015). A recomendação de troca do teto não
foi realizada, pois a interpretação do prazo para execução da manutenção na área de
tanques é a próxima parada de campanha do equipamento, no caso do TQ-7510,
prevista no relatório de 2013 apenas para 2019. Não houve qualquer análise de risco
que levasse em conta a possibilidade de queda de empregados no interior do tanque
após a emissão da recomendação de inspeção. Esse fato demonstra deficiência na
avaliação de riscos operacionais. A inspeção prevista para 2015 foi iniciada, porém não
estava conclusa por falta de realização da medição de espessura até a data do acidente,
comprovando recorrência de falha de gestão de prazos de inspeção.
Destaca-se que os tanques TQ-7509 e TQ-7510 tinham histórico de evolução
acelerada de corrosão nos tetos, resultando num prazo histórico médio de troca de 5 a
7 anos. Informações da empresa atestam que o óleo desasfaltado, por conter teores
significantes de enxofre, promove processos de corrosão por vapores de gás sulfídrico
na superfície interna do teto. A Petrobras/REDUC abriu uma gestão de mudança em
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2008 para utilização de uma tecnologia de aplicação de inibidor de corrosão nos tanques
7509 e 7510, após testes realizados em tanque de armazenamento de gasóleo e concluir
pela eficiência da técnica, pois houve redução das taxas de corrosão nesse
equipamento. Entretanto, ao longo do contrato de cinco anos com a empresa detentora
da patente da tecnologia, houve falhas de cumprimento de prestação de serviço por parte
da terceirizada. O produto inibidor não foi aplicado no tanque 7509 e esse apresentou
menor taxa de corrosão que o tanque 7510 em medições de espessura realizadas em
2013, o que demonstra a ineficiência da tecnologia nesse caso específico. Como optou-
se pela aplicação do inibidor de corrosão, a superfície interna do teto do tanque não foi
protegida com pintura anticorrosiva. Nenhuma atitude corretiva foi realizada pela
Petrobras para conter a evolução da corrosão no tanque, nem sequer o bloqueio de
acesso ao teto foi determinado, evidenciando falhas relacionadas à gestão de mudança.
O processo de investigação do acidente identificou 15 causas-raiz que
contribuíram para a ocorrência da fatalidade, todas relativas a falhas no sistema de
gestão da refinaria e correlacionadas com o descumprimento dos requisitos
estabelecidos no Regulamento Técnico N° 2 anexo à Resolução ANP N° 5 de
29/01/2014, que trata do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional de
Refinarias de Petróleo (SGSO). Também foram apontadas 9 falhas adicionais que,
embora não sejam causas-raiz do acidente, foram evidenciadas durante a investigação
e podem resultar em acidentes no futuro.
2 EVENTO DE ACIDENTE
Ocorrência de queda de Técnico de Operação (TO) no interior de um tanque de
armazenamento de óleo desasfaltado aquecido, vindo a falecer em consequência. Não
houve dano ambiental e nem patrimonial.
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3 INVESTIGAÇÃO DO ACIDENTE
3.1 Ações Iniciais da ANP – Resposta ao Acidente
No dia 01/02/2016 às 10h30min, a ANP recebeu um Comunicado de Acidente
[1] da Refinaria Duque de Caxias descrevendo que um empregado próprio da área de
operação não tinha sido encontrado em sua área de trabalho, tendo deixado o EPI no
carro que utilizava e a camisa e o crachá da Petrobras fora da sua rota de vistoria. Ao
mesmo tempo, eram divulgadas informações através de jornais e pelo SINDIPETRO de
Duque de Caxias de que um técnico de operação da área de TE/ML havia caído dentro
de um tanque de armazenamento de óleo lubrificante.
Pela ausência de informações mais detalhadas na comunicação oficial, a equipe
de Segurança Operacional da SRP respondeu, por correio eletrônico, às 12h ao
comunicado de acidente solicitando mais esclarecimentos. Em seguida, foi realizado um
telefonema à Gerência de SMS da REDUC a fim de obter informações que pudessem
caracterizar mais precisamente a ocorrência do acidente. A gerência de SMS da REDUC
confirmou que o empregado desaparecido era da TE/ML, que haviam encontrado a
camisa e seu crachá em um tanque da unidade 1750, mas que ainda não sabiam o que
tinha ocorrido de fato e que continuavam as buscas pelo empregado, levantando
inclusive a hipótese de suicídio, pois haviam descoberto um “acesso” no teto do tanque
TQ-7510. Nessa conversa, foi solicitado que enviassem essas informações por correio
eletrônico o mais breve possível.
Até às 18h do dia 01/02 não tinham sido enviadas as informações solicitadas
pela ANP, tendo sido decidida uma fiscalização no local do acidente para o dia seguinte
na refinaria a fim de obter informações mais precisas sobre o que de fato havia ocorrido.
A equipe de Segurança Operacional chegou à Refinaria no dia 02/02/2016 por
volta das 13h, sendo recebida pela gerência de SMS e de Inspeção da REDUC, por um
consultor de SMS corporativo do Abastecimento e pelo gerente da área de TE. Foi
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descrito que o técnico de operação tinha desaparecido por volta das 21h30min do dia
31/01 na área de tanques da unidade 1750, que haviam encontrado o carro que o
empregado utilizava próximo ao tanque 7512 e que sua camisa e crachá haviam sido
encontrados no topo da escada desse equipamento. Segundo informações da equipe da
REDUC, o técnico de operação estaria em execução de tarefa de medição de
temperatura e volume para aferição dos radares dos tanques TQ 7506, 7507 e 7508.
Alguns técnicos de operação da TE/ML do turno procuraram pelo empregado
desaparecido em toda área de tanques da unidade 1750, tendo sido encontrada uma
falha no teto do tanque 7510 por volta das 23h30min, nesse momento, foram iniciados
procedimentos de esgotamento do tanque. Entretanto, a equipe da REDUC informou à
ANP que ainda não havia sido homologada a Comissão de Investigação de Acidente
prevista no padrão PG-1AT-00070 [2], porque não haviam encontrado o empregado, mas
a expectativa era de que o esgotamento do tanque terminasse até o fim do dia (meia
noite).
A equipe da ANP fez uma primeira vistoria no local do acidente na U-1750
(Figura 1), tendo sido presenciada a mobilização de pessoal e equipamentos para o
esgotamento do tanque 7510 no intuito de encontrar o empregado vitimado.
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Figura 1 - Local do Acidente: Tanque 7510 (volume:6600m3; diâmetro:24,4m: altura:14,4m) da Unidade 1750; mobilização de força de trabalho e equipamentos para o esvaziamento do
tanque.
O corpo do empregado vitimado foi encontrado através da BV do TQ-7510
(Figura 1) no final da tarde de 02/02/2016, logo após a saída da equipe da ANP da
REDUC. Nesse mesmo dia, deu-se início ao processo de investigação do acidente com
a criação de equipe de investigação da ANP, em conformidade com o subitem 4.1.6 e
da IN ANP nº 1/2009 revisão 01 de 2015.
3.2 Processo Administrativo de Investigação
No dia 03/02/2016, foi instaurado pela ANP o processo administrativo nº
48610.001164/2016-78 com objetivo de apurar os fatores causais e causas-raiz do
acidente, em conformidade com o subitem 4.1.1 da IN ANP nº 1/2009 revisão 01. O
processo foi classificado como sigiloso de acordo com inciso III do art 6º da lei 12.527
(Lei de acesso à Informação).
Em 18 de fevereiro de 2016, a ANP decidiu, com base no art. 5º e seu inciso III
da Lei 9.847/1999, pela interdição cautelar dos tanques TQ-7510 e TQ-7509, que
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possuem características construtivas e de uso semelhantes, com o intuito de evitar novos
acidentes enquanto a integridade física não for garantida pela execução dos serviços de
reparos apropriados previstos em normas pertinentes. Tal medida foi registrada através
do Documento de Fiscalização (DF) nº 802 802 16 33 474035.
3.3 Metodologia de Investigação
As causas-raiz foram identificadas através da caracterização dos fatores causais
do acidente e da utilização da técnica de árvore de falhas. Toda documentação
relacionada ao acidente foi analisada pela equipe de investigação e as conclusões
resultantes são apresentadas neste relatório.
3.4 Etapas do Processo de Investigação
A Tabela 1 a seguir apresenta resumidamente as principais etapas executadas
durante o processo de investigação, entre as quais: reuniões para entrevistas, oitivas,
solicitação de documentos e vistorias de campo.
Tabela 1 - Principais etapas do processo de investigação.
Data Local Participantes Objetivos
02/02/2016 REDUC ANP e
Petrobras
Verificação inicial do acidente. Solicitação de
documentos.
03/02/2016 REDUC ANP e
Petrobras
Primeiras entrevistas com testemunhas:
Equipes de Operação da TE/ML e Inspeção de
Equipamentos Estáticos. Solicitação de documentos.
04/02/2016 REDUC ANP e
Petrobras
Vistoria de campo. Registro fotográfico do
local da queda do empregado no TQ-7510.
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11/02/2016 REDUC
ANP, Petrobras e empresa
Auxílio Assessoria e
Serviços Técnicos LTDA.
Continuação de entrevistas com
testemunhas: técnico de operação e diretor da
subcontratada.
12/02/2016 Escritório
central da ANP ANP e empresa
Auxílio
Entrevista com a empresa subcontratada
para serviço de inspeção no tanque.
19/02/2016 Sede da
Petrobras ANP e
Petrobras
Verificação do sistema ACET de gerenciamento
de inspeção.
01/03/2016 Escritório
central da ANP ANP e
Petrobras Oitivas de testemunhas da Inspeção da REDUC.
02/03/2016 Escritório
central da ANP ANP e
Petrobras
Oitivas de testemunhas Técnicos de Operação
da TE/ML.
04/03/2016 Escritório
central da ANP ANP e empresa
Auxílio. Oitivas de testemunhas
da empresa Auxílio.
07/03/2016 Escritório
central da ANP
ANP e SINDIPETRO
Caxias
Reunião sobre denúncias do acidente
pelo SINDIPETRO Caxias.
08/03/2016 Escritório
central da ANP ANP e
Petrobras
Reunião sobre o inibidor de Corrosão ZERUST
aplicado no teto do TQ-7510.
3.5 Aquisição de Informações
3.5.1 Documentos Relacionados ao Acidente
Desde a ação de resposta no dia 02/02/2016, foram solicitados à Petrobras
vários documentos relacionados ao acidente e às práticas do SGSO, entre os principais:
1) Relatórios de inspeção do equipamento TQ-7510 e respectivos relatórios de
medição de espessura;
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2) Notas de recomendações de inspeção e as respectivas matrizes associadas de
risco;
3) Projeto de reforma do tanque;
4) Documentos de Gestão de Mudança;
5) Procedimentos (padrões) corporativos e específicos de inspeção de equipamento
e de investigação de acidente;
6) Normas Petrobras de inspeção e de projeto de tanques;
7) Manual do programa ACET e registros de acesso ao sistema logo após o acidente;
8) Contrato de serviços de inspeção com empresa terceirizada;
9) Demais padrões da empresa referentes à Investigação de Acidentes, Gestão de
Mudança, etc.
Todos os documentos foram anexados aos autos do processo.
3.5.2 Oitivas de Testemunhas
Inicialmente, os investigadores da ANP acompanharam as entrevistas realizadas
na REDUC pela comissão de investigação da Petrobras, conforme parágrafo único do
art.°4 da Resolução ANP nº44/2009. Essas entrevistas foram registradas em atas e
foram anexadas aos autos do processo, em conformidade com o subitem 4.3.8 da IN
ANP nº 1/2009 revisão 01.
Posteriormente, foram realizados vários depoimentos Oitivas com a finalidade
de obter informações necessárias para a investigação do acidente. As convocações
foram realizadas através de Documento de Fiscalização com base legal no art. 39° da
lei 9874/1999 e em total observância das determinações do art. 26º da mesma lei.
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Ao todo, dez convocados prestaram esclarecimentos no escritório central da
ANP:
1) Três técnicos de operação da TE/ML, colegas de unidade da vítima;
2) O técnico de inspeção de equipamento que exercia a função de fiscal do contrato
da Petrobras com a empresa terceirizada de inspeção;
3) O engenheiro de inspeção (PH) responsável pelas inspeções do tanque do
acidente;
4) O gerente de inspeção de equipamentos da REDUC;
5) O técnico de inspeção encarregado da inspeção do tanque do acidente,
funcionário da empresa Auxílio;
6) O supervisor de inspeção da empresa Auxílio;
7) O inspetor de medição de espessura da empresa Auxílio; e
8) O diretor sócio da empresa Auxílio.
Ademais, foram também convocados a prestar esclarecimentos o gerente
substituto de inspeção da REDUC no momento do acidente e o gerente geral da refinaria.
Ambos não compareceram à ANP nas datas agendadas, não fornecendo justificativa no
prazo estabelecido no instrumento de convocação.
Os termos das Oitivas foram anexados aos autos do processo, em conformidade
com o subitem 4.3.8 da IN ANP nº 1/2009 revisão 01 de 2015.
3.6 Descrição do Acidente no Tanque TQ-7510
No dia 31/01/2016, por volta das 22h, os Técnicos de Operação da área de
TE/ML que trabalhavam no turno iniciaram contato por rádio com o colega que havia
saído do CCL para realizar tarefas de medição de volume com trena nos tanques TQ-
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7506, TQ-7507 e TQ-7508 da unidade 1750 (Parque Sul). Não tendo sucesso na
comunicação, um dos TO iniciou processo de busca para tentar encontrá-lo entre os
tanques dessa unidade [3] [4]. Cerca de 22h30min, o TO encontrou o carro utilizado pelo
técnico desaparecido em uma rua de acesso à unidade (Figura 2), próximo ao tanque
7512, avisando aos colegas pelo rádio. Após realizar buscas pelo teto dos tanques 7506,
7507 e 7508, não passando pelo tanque 7509 por receio, decidiu subir no TQ-7512,
encontrando a camisa e o crachá do TO desaparecido no teto deste tanque, próximo ao
topo da escada de acesso, comunicando ao supervisor de turno pelo rádio que estava
com receio de continuar adiante, pois não sabia o que poderia ter acontecido com o
colega desaparecido. A equipe de vigilância foi acionada para auxiliar nas buscas. Nesse
momento, outros TO também iniciaram tentativa de encontrá-lo no parque de tanques
da unidade 1750. As buscas, dificultadas pela iluminação precária [3] [4], continuaram
nos tanques e pelas bacias de contenção durante cerca de 1 hora. O turno foi trocado
às 23:00h, entrando novo supervisor. Por volta das 23:30h, um dos TO avisou pelo rádio
ao supervisor que iria subir no TQ-7512 e demais tanques interligados. Imediatamente,
após atravessar os tetos dos tanques 7512 e 7511, ao chegar à passarela de interligação
entre os tanques 7511 e 7510, avistou uma falha no teto do TQ-7510 com presença de
marca de óleo por cima (Figura 3), afirmando imediatamente ao supervisor de turno pelo
rádio [3] [4] que o colega teria caído no tanque, pois o óleo em cima da chapa do teto
tinha formato de mãos resultantes de possível tentativa do TO de se salvar. Outros
colegas de turno entraram em contato pelo rádio para saber mais informações. Outros
técnicos de operação também avistaram a falha no tanque. Em sequência, iniciaram-se
procedimentos de esgotamento do tanque 7510 através de gravitação para o tanque
7509 para tentar encontrar o TO vitimado. Todos os trabalhos seguintes objetivaram
aumentar a vazão de esgotamento do tanque. A equipe de enfermagem foi acionada
para monitorar as condições de saúde da equipe de turno da unidade 1750 [4].
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Figura 2 – Vista superior da unidade 1750 mostrando a configuração dos tanques e o local da queda do Técnico de Operação vitimado no acidente. O tanque 7505 estava em
manutenção, sem teto, impossibilitando a passagem para os demais tanques. Apenas alguns tanques possuem escadas helicoidais de acesso.
Figura 3 – Falha no teto do tanque 7510 que levou à queda do técnico de operação. Regiões ao redor da falha evidenciando o processo de corrosão por pites [5] de forma generalizada
na chapa de aço.
Corrosão avançada Marcas de óleo
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3.7 Acontecimentos após o Acidente
No dia 01/02/2016, momentos após a descoberta da falha no teto do tanque
7510, a gerência da REDUC acionou o gerente substituto de inspeção, porque o gerente
titular se encontrava de férias [3]. Pela manhã (início do turno), o gerente substituto de
inspeção entrou em contato com o técnico de inspeção de equipamentos, responsável
pela área de inspeção em tanques e fiscal do contrato de inspeção [6] realizado entre a
Petrobras e empresa subcontratada [3], convocando-o para uma reunião a respeito de
um problema ocorrido na refinaria. Nessa reunião, o TI da Petrobras ficou sabendo que
um TO possivelmente havia caído em um tanque e que o relatório da inspeção de
condições físicas desse equipamento (realizada em maio de 2015) estava assinado
eletronicamente apenas por um TI da empresa subcontratada no sistema ACET,
não havendo cópia impressa do documento. Foi informado também que esse relatório
continha citação à realização de ensaio de medição de espessura no tanque, mas
que não havia registro dos valores no sistema ACET e nem relatório impresso.
Desta forma, o último relatório de inspeção externa do equipamento (iniciado em
28 de maio de 2015) não havia sido concluído até a data do acidente [7]. Esse
relatório citava uma Recomendação de Inspeção (nota ZR) de 2014 (referente à
penúltima inspeção do TQ-7510) que determinava a substituição do teto do tanque
[8], manutenção não contemplada até o acidente.
O gerente de inspeção substituto pediu ao TI que entrasse em contato com a
empresa subcontratada para saber sobre o relatório de medição de espessura por
ultrassom do tanque TQ-7510. O TI da Petrobras solicitou [3] ao supervisor técnico de
inspeção da empresa subcontratada o relatório de medição de espessura por US citado
no relatório de condições físicas [9]. Imediatamente, por rádio, o supervisor solicitou o
relatório ao TI da empresa subcontratada [3], que lhe entregou um papel com valores de
espessura que supostamente seriam referentes ao TQ-7510. Em sequência, o
supervisor da subcontratada entrou no sistema ACET e complementou o relatório com
os valores de ME fornecidos pelo TI. Na manhã do mesmo dia 01/02/2016, o gerente
substituto da IE convocou também o engenheiro de inspeção (PH) responsável pelo
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relatório de inspeção do tanque do acidente para conversar a respeito do fato ocorrido,
que ficou sabendo neste momento que o relatório de inspeção externa do tanque 7510
estava incompleto, pois faltava o relatório de ME [3]. O gerente de inspeção em exercício
também informou, por volta das 8:00h do dia 01/02/2016, ao gerente titular de inspeção
sobre o desaparecimento do TO e provável queda no teto do tanque. Após chegar à
REDUC por volta das 10:30h do dia 01/02/2016, o gerente titular da IE teve acesso ao
relatório de medição de espessura da empresa subcontratada [9] na sala do GG da
refinaria [3]. Na tarde desse mesmo dia, o gerente titular de inspeção convocou o
engenheiro de inspeção (PH), oficialmente responsável pela finalização do relatório [3]
[10], para uma reunião, solicitando-o a concluir o relatório de inspeção de condições
físicas de 2015 do TQ-7510. Na manhã do dia 01/02/2016, estiveram na REDUC o
gerente executivo de refino e representante de SMES corporativo. A comissão de
investigação da Petrobras foi nomeada e o acidente foi classificado como classe 4 [2]
[11]. Ademais, o setor de assistência social da REDUC foi acionado para dar assistência
à família do vitimado. Estes fatos comprovam que já havia ocorrido um acidente
grave claramente reconhecido por toda equipe da Petrobras.
Na manhã do dia 02/02/2016, após inclusão dos supostos valores do ensaio de
medição de espessura do tanque 7510 no sistema ACET [12] pelo supervisor da
empresa subcontratada, o engenheiro P.H da Petrobras assinou eletronicamente o
relatório de condições físicas, mesmo tendo demonstrado contrariedade à
solicitação do gerente titular de inspeção da REDUC por achar que estava
descaracterizando o cenário do acidente [3]. Nenhum desses fatos foram
comunicados à equipe da ANP presente na refinaria na tarde deste dia. Por volta
das 18:00h, após o término do esvaziamento do tanque, o corpo do técnico de operação
foi encontrado e encaminhado ao Instituto Médico Legal.
No dia 03/02/2016, durante a entrevista realizada pela comissão de investigação
da Petrobras na REDUC, o gerente titular de inspeção da refinaria relatou que não tinha
sido encontrada a PT referente à realização do serviço de medição de espessura do
tanque 7510 de 2015, desconfiando que o serviço não tivesse sido realizado pela
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empresa subcontratada da Petrobras. O ensaio de medição de espessura das chapas
do tanque, que completava o relatório de condições físicas do equipamento [7],
não tinha sido realizado de fato, conforme comprovado nas informações prestadas
à ANP [3], na vasta documentação analisada [7] [13] e admitido no próprio
Relatório Detalhado de Acidente enviado pela Petrobras à ANP [11].
3.8 Linha do Tempo do Acidente
A Tabela 2 a seguir descreve a sequência cronológica dos fatos que antecederam
e sucederam o acidente ocorrido no dia 31 de janeiro de 2016.
Tabela 2 – Sequência cronológica resumida de fatos relacionados ao acidente.
Itens Data/Hora Eventos importantes relacionados ao acidente
1 1977 Término da construção do TQ-7510 e início operacional [11].
2 1994 Primeira troca do teto do TQ-7510 [11].
3 2007 a
jan./2009
Parada para manutenção do tanque e segunda troca do teto. Criação do documento de Gestão de Mudança para
instalação do produto anticorrosivo ZERUST em 08/07/2008 [14] no TQ-7509 e TQ-7510. Criação do documento
Solicitação de Estudo de Projeto (SEP) em 08/08/2008 [15]. Início do contrato com a empresa Zerust [16] [17] em
15/12/2008. O TQ-7510 deixou de ser aferido com trena [11].
4 26/04/2013 Realização da inspeção de Condições Físicas e Abertura do
Relatório no ACET [18].
5 10/06/2013. Abertura do Relatório de ME em junho de 2013 [19]. Sem
realização do serviço de ME.
6 13/12/2013
Fim do contrato de aplicação do produto ZERUST no TQ-7510 [16]. A taxa de corrosão foi medida pela Petrobras no
TQ-7510 e estava maior que a prevista em contrato (0,143mm>0,12mm/ano) [20] [21].
7 13/02/2014 Aprovação da realização da ME executada pela empresa
Auxílio [22]. O relatório indicava seis valores de ME abaixo da espessura crítica 2,5 mm no teto do TQ-7510 [18] [19].
8 03/2014
Consolidação do relatório de Condições Físicas CF_793/13 pela Petrobras. As inspeções externas e ME são
antecipadas para abril de 2015 [18]. Confecção da nota ZR de recomendação de inspeção determinando a troca do teto
do TQ-7510 no prazo limite de 360 dias [8].
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9 28/05/2015 Abertura do Relatório de Condição Física do TQ-7510 no
sistema ACET [7].
10 05/06/2015 Empresa terceirizada Auxílio comunica por correio eletrônico
a necessidade de realização de ME no TQ-7510, entre outros [23].
11 23/07/2015
A empresa Auxílio novamente comunica por correio eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510,
entre outros, e solicita abertura de OS [23].
12 30/07/2015 A empresa Auxílio novamente comunica por correio
eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510, entre outros, e solicita abertura de OS [23].
13 06/08/2015
A empresa Auxílio novamente comunica por correio eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510,
entre outros, e solicita abertura de OS [23].
14 15/10/2015. A empresa Auxílio novamente comunica por correio
eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510, entre outros, e solicita abertura de OS [23].
15 31/01/2016
Por volta das 21:00 h, o TO vitimado sai da CCL e se direciona a campo na unidade 1750 para realizar tarefas de
aferição dos tanques TQ-7506, TQ-7507 e TQ-7508. Atravessando os tanques 7512 e 7511, ao chegar ao 7510,
sofre queda no interior do tanque devido à corrosão avançada na chapa do teto [3] [4].
16 31/01/2016 Por volta das 22:00h, ao tentarem contato por rádio com o TO vitimado e não obterem sucesso, iniciam-se as buscas
pela TO nos tanques da unidade 1750 [3] [4].
17 31/01/2016
Por volta das 22:30h, um dos TO encontra o carro utilizado pela vítima em sua unidade em frente ao TQ-7512. Minutos depois, sobe as escadas desse tanque e encontra a camisa
e o crachá da vítima [3] [4].
18 31/01/2016 Às 23:00h, ocorre troca de turno e as buscas continuam [3]
[4].
19 31/01/2016
Por volta das 23:30h, um dos técnicos de operação refez o real trajeto realizado pela vítima e, ao chegar à passarela de interligação entre os tanques 7511 e 7510, avista a falha no
teto do 7510 que ocasionou a queda do TO, comunicando de forma enfática pelo rádio que seu colega tinha caído no
interior do tanque do acidente [3] [4].
20 01/02/2016
Imediatamente, iniciaram-se os processos de esgotamento do TQ-7510 (óleo Bright Stock) por gravitação e
posteriormente utilização de bomba de campo para o TQ-7509 [3] [4].
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21 01/02/2016
Nas primeiras horas do dia, o gerente substituto de inspeção foi acionado pela gerência da REDUC para comparecer à refinaria [3]. No início de turno, o gerente de inspeção em exercício informou ao TI da Petrobras, responsável pelo
contrato com a terceirizada, que um TO havia caído em um tanque e que o relatório de inspeção de condições físicas não estava completo no sistema ACET e que não existia
relatório impresso, solicitando que entrasse em contato com a empresa e perguntasse sobre o relatório de ME [3]. Ainda pela manhã, o gerente de inspeção em exercício convocou o
P.H responsável pelo TQ-7510 para uma conversa, comunicando o ocorrido e sobre o relatório de ME faltante no
relatório de condições físicas do tanque.
22 01/02/2016 Posteriormente à conversa com o gerente substituto de inspeção, o TI da REDUC solicitou o relatório de ME ao
supervisor de inspeção da empresa Auxílio [3].
23 01/02/2016
Em sequência, o supervisor de inspeção da empresa subcontratada pediu informações por rádio sobre o relatório de ME ao TI da empresa Auxílio. O TI da empresa Auxílio entregou um rascunho com supostos valores de ME ao
supervisor de inspeção, que imediatamente os inseriu no sistema ACET e assinou eletronicamente os relatórios de ME
e de inspeção de Condição Física do TQ-7510 [3] [13].
24 01/02/2016
Pela manhã, o inspetor de ME também foi procurado pelo supervisor da empresa Auxílio para saber sobre os valores de ME da inspeção de 2015 do TQ-7510. O inspetor de ME enviou por correio eletrônico os valores de ME referentes ao relatório de 2014 do equipamento. Posteriormente, assinou o
relatório impresso de ME de 2015 a pedido de seu supervisor [3].
25 01/02/2016
Por volta das 10:30h, convocado mais cedo pela gestão da refinaria em função do acidente, o gerente titular de inspeção
da REDUC que estava de férias chega à refinaria e toma ciência do relatório de ME na sala da Gerência Geral [3].
26 01/02/2016
Por volta das 16:00h, o gerente titular de inspeção convocou o PH da REDUC responsável pelo relatório do TQ-7510 para uma reunião, solicitando-o a finalizar o relatório de condição física do equipamento no sistema ACET. O PH demonstra
receio de finalizar o relatório após o acidente [3].
27 02/02/2016 Pela manhã, o relatório de inspeção de condição física do
TQ-7510 é finalizado pela Petrobras com as assinaturas (no ACET e na cópia impressa) do PH [3].
28 02/02/2016 Cerca de 18:00h, após o esgotamento necessário do tanque, o corpo do técnico de operação da TE foi encontrado [3] [11]
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29 03/02/2016
A Petrobras, após verificar que não havia PT e nem OS para execução do serviço de ME do tanque em 2015, conclui que o ensaio de medição de espessura não havia sido realizado pela empresa Auxílio, sendo, portanto, fictícios os valores
utilizados para finalizar o relatório de inspeção do TQ-7510 [3] [11].
4 ANÁLISE DE CAUSAS-RAIZ
Para identificar as causas do acidente, recorreu-se à metodologia de fatores
causais estruturados em árvore de falhas. As causas-raiz foram identificadas com o uso
do mapa de causas-raiz associadas aos requisitos no SGSO, conforme prática
recomendada no Guidelines for Investigating Chemical Process Incidents [25].
Na literatura de investigação de acidentes, encontram-se inúmeras definições
para fator causal, sem que haja uma definição mais correta que outra. Neste trabalho,
considera-se um fator causal como qualquer ocorrência negativa ou condição
indesejada que, caso fosse eliminada, evitaria a ocorrência do acidente, ou reduziria sua
severidade, sendo um evento ou uma condição que não se deseja que se repita. Para
um acidente típico, existem vários fatores causais, que normalmente são identificados
nos primeiros estágios de análise. Causa imediata ou direta é o evento absolutamente
necessário para que o acidente ocorra [26]. Causa intermediária é a razão pela qual
um fator causal ocorreu, mas não em nível de profundidade suficiente para ser uma
causa-raiz. Causas-raiz são deficiências no sistema de gerenciamento que permitem
que fatores causais ocorram ou existam. Para cada fator causal, normalmente existem
de uma a quatro causas-raiz associadas [27].
Primeiramente, apresenta-se a Árvore de Falha do evento de acidente (Figura
4) até o nível de causas intermediárias. Nas próximas seções, a partir das sete causas
intermediárias (ou fatores causais intermediários) identificadas, são apresentadas as
causas-raiz com base nos requisitos elencados nas Práticas de Gestão do SGSO.
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Figura 4 – Árvore de Falhas do acidente.
4.1 Causa Intermediária nº1: Ausência de Restrições de Acesso ao Tanque
A nota ZR de Recomendação de Inspeção [8], finalizada em março de 2014,
conforme já mencionado, determinava a substituição integral do teto do tanque em
função do ensaio de ME ter encontrado valores de espessura inferiores ao valor crítico
de 2,5 mm, de acordo com o critério de aceitação estabelecido no subitem 9.4.1 da
norma Petrobras N-2318 [28]. Na elaboração da nota ZR, de responsabilidade de
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emissão do engenheiro de inspeção (PH), deve ser criada uma matriz de risco de acordo
com o anexo A do padrão PE-4AD-00113-P [29]. A análise de risco da nota ZR [8]
estimou a consequência de falha do tanque como Pouco Grave (D) e a probabilidade
de falha como Provável (2), classificando o risco como C (médio), que determina um
prazo máximo de 360 dias para execução do serviço de manutenção prevista. Essa
matriz de risco não considera os riscos das atividades executadas por técnicos de
operação da TE/ML nos tanques, servindo meramente para estipular o grau de prioridade
na execução da manutenção prevista na nota ZR. Não houve qualquer evidência de
análise de risco de acesso ao teto do tanque na matriz de risco gerada pela nota
ZR, e consequente recomendação de interdição de acesso.
O subitem 6.2 (Figura 5) do padrão PG-AT-00406-B [30] determina que, após a
emissão da nota ZR, se a integridade do equipamento estiver comprometida, deve-se
estabelecer uma medida de contingência, realizando uma ARO ou ADTCP, que será
executada juntamente com a operação pelo engenheiro responsável pelo plano de
inspeção (PH). No padrão PE-2AT-00169-E [31], há um formulário anexo, intitulado
Análise de Criticidade, que é utilizado para avaliar a necessidade de realização de ARO.
Nesse anexo, há item de verificação da necessidade de medidas especiais para mitigar
riscos de lesão pessoal. Na interpretação de que esses riscos não são exclusivos dos
profissionais que executam atividades de inspeção ou manutenção nos tanques,
estendendo-se a todos aqueles que tenham incumbência de executar atividades que
necessitem de acesso ao teto dos tanques, esses documentos não foram
efetivamente considerados após a reprovação da integridade do teto do tanque
para elaboração de uma Análise de Risco Operacional que pudesse prever a queda
de pessoal no interior do tanque e, consequentemente, determinar uma interdição
física de acesso ao teto, o que provavelmente teria evitado a morte do TO.
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Figura 5 – Fluxo para equipamentos acompanhados pelo SPIE [30].
A ausência de qualquer aviso de restrição de acesso e interdição física no
tanque, antes da ocorrência do acidente, foi evidenciada também nas oitivas realizadas
no escritório central da ANP com o técnico e o engenheiro de inspeção (PH) da REDUC,
além do próprio gerente de inspeção de equipamentos [3]. O engenheiro de inspeção
afirmou em sua oitiva que: “No caso específico do TQ- 7510, ele não tinha conhecimento
da rotina da operação e não sabia que a equipe de operação acessava o teto do tanque
diretamente” (sic) [3]. Por fim, destaca-se que os TO são instruídos a não acessarem o
teto de tanques impedidos/isolados pela área de inspeção, SMS ou constantes na
instrução operacional, conforme PBO da área de transferência e estocagem [32] [33].
Por tais evidências, a empresa descumpriu o requisito 11.2 do SGSO (Figura 6),
que determina que o agente regulado é responsável pela identificação dos riscos de
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toda a instalação com o propósito de recomendar ações para controlar e reduzir
acidentes que comprometam a segurança operacional.
Figura 6 – Causa intermediária nº1: Ausência de Restrição de Acesso. Causa-raiz: 11.2 da PG nº11 do SGSO (Análise de Risco).
4.2 Causa Intermediária nº2: Rota de Acesso Incorreta
Após o ingresso das suas ações para negociação na bolsa de valores de Nova
Iorque, a Petrobras teve que atender as exigências da Lei Sarbanes-Oxley (SOX), que
estabelece regras de controle do ativo da empresa de forma a evitar erros de balanço
patrimonial e/ou fraudes nos relatórios demonstrativos [34]. Foi evidenciado nas oitivas
realizadas na ANP com os TO da área de TE/ML [3], assim como nas gravações de rádio
da noite do acidente (31/01/2016) [4], que o TO vitimado se direcionou à área da unidade
1750 (Parque Sul) da REDUC no intuito de realizar medição de nível e temperatura de
óleo desasfaltado nos tanques TQ-7506, 7507 e 7508. Posteriormente ao esgotamento
completo do TQ-7510, foram encontrados uma trena e dois termômetros, equipamentos
utilizados na execução dessas medições [34], corroborando com relato dos TO nas
oitivas, informação também constante no Relatório Detalhado de Investigação da
Petrobras enviado à ANP [11]. Esses valores de nível e temperatura obtidos de forma
manual são utilizados para cálculo de volume nos tanques e posterior comparação com
valores obtidos com medição automática (radar), procedimento executado em
cumprimento da supracitada lei. Para executar tal trabalho, a designação dos tanques a
serem medidos pelos TO é realizada em processo de acordo informal entre eles. A única
documentação que registra essa divisão é a planilha com os valores medidos. O TO
vitimado pertencia ao Grupo C de turno e, no dia do acidente, ficou encarregando das
medições nos tanques 7506, 7507 e 7508, conforme foi relatado pelos TO presentes nas
oitivas da ANP [3] e comprovado na planilha de controle de aferição dos instrumentos
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automáticos [35]. A periodicidade para aferição de tanques de óleo desasfaltado é de
três meses [35].
Para acessar ao teto dos tanques na unidade 1750 sem escada helicoidal, existe
interligação por passarela entre tanques com e sem escada. Desta forma, os tetos dos
tanques são utilizados como passagem, projetados para suportar uma sobrecarga de
100 kgf/cm2 além do peso próprio das chapas de aço, conforme norma de projeto API-
650 [36] da norma Petrobras N-270 [37].
Quando os colegas de turno da vítima encontraram sua camisa e seu crachá no
topo da escada do TQ-7512, a primeira pergunta que surgiu foi: Por que ele acessou o
7512 se esse tanque não é caminho de passagem para acesso aos tanques 7506, 7507
e 7508? Foi relatado pelos TO que o técnico vitimado não conhecia a área da unidade
1750 [3], sendo originário de outra unidade (1560) e que provavelmente nunca tinha
acessado o tanque 7510. Ao analisar a Figura 3, pode-se constatar que, de fato, não
havia como acessar os tanques 7506, 7507 e 7508 passando pelo TQ-7510, pois o
tanque 7505, em parada para manutenção, encontrava-se sem teto. Ademais, a
melhor rota de acesso aos tanques para execução das medições certamente não
era através do acesso ao tanque 7512 (Figura 2) e posteriormente passagem pelos
tanques 7511, 7510, etc., caminho comprovadamente executado pelo TO até sofrer a
queda no interior do tanque 7510 [3] [4]. Desta maneira, concluiu-se que a
desorientação em relação à rota correta de acesso aos tanques 7506, 7507 e 7508
levou a vítima a pisar desnecessariamente no TQ-7510, transformando-se num dos
fatores causais do acidente.
Um dos TO da TE/ML afirmou em sua oitiva que: Errou várias vezes o tanque
destino do serviço a ser realizado; que isso não é raro entre os técnicos de operação;
que todo operador se engana com o tanque (sic) [3]. Há de se destacar que o serviço
estava sendo executado à noite com iluminação precária,
quando uma desorientação do trabalhador fica ainda mais provável, potencializando
riscos de acidentes. Desta forma, durante o processo de investigação pela ANP, o que
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ficou evidenciado nas oitivas, testemunhado pela ANP também nas entrevistas
realizadas pela comissão de investigação da Petrobras com os técnicos e supervisores
de turno [38], é que não havia qualquer procedimento documentado de acesso aos
tanques, nem sequer uma configuração dos tanques da 1750 disponível na CCL
com indicação daqueles que possuem escada. O padrão referente à medição
manual em tanques de lubrificantes [34] aborda apenas a execução do trabalho,
não se reportando a nenhuma verificação prévia de melhor acesso aos tetos dos
tanques. O PBO de Transferência e Estocagem também não aborda nenhuma
verificação prévia de rotas de acesso à área de tanques que não tenham escada
de acesso de forma a mitigar riscos de acidentes [32].
Pelas evidências apresentadas, a empresa descumpriu o requisito 14.2.1. do
SGSO (Figura 7), que estipula que o agente regulado deve elaborar, documentar e
implementar procedimentos operacionais para todas as operações que são realizadas
na instalação, com instruções claras e específicas para execução das atividades
com segurança, levando em consideração as especificidades operacionais e a
complexidade das atividades.
Adiciona-se ao já exposto, o fato de que não havia qualquer documento
estipulando treinamento prévio dos TO no acesso de unidades que não fossem as
de seu conhecimento, ou mesmo que determinasse a necessidade de realização
do serviço com acompanhamento de TO experiente na área e nos equipamentos
da unidade de forma a reduzir o risco de acidentes. Por tal motivo, a empresa
descumpriu o que está explícito no requisito 3.3.1 do SGSO (Figura 7): O agente
autorizado deve estabelecer os requisitos de treinamento para que seus
empregados estejam aptos a realizar as tarefas relativas ao cargo ocupado e/ou
atividade exercida.
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Figura 7 – Causa intermediária nº2: Rota de Acesso Incorreta. Causas-raiz: 14.2.1 da PG nº14 do SGSO (Procedimentos Operacionais) e 3.3.1 da PG nº03 (Qualificação e
Treinamento).
4.3 Causa Intermediária nº3: Não Atendimento à Recomendação de Inspeção
A nota ZR de Recomendação de Inspeção [8] resultante da execução da ME no
TQ-7510, realizada apenas em 2014 [22], determinou a substituição integral das chapas
do teto. A matriz de risco associada a essa nota ZR classificou o risco como médio (C),
que no documento padrão da empresa determina o tempo de até 360 dias para execução
do serviço de manutenção [29]. Entretanto, a Petrobras forneceu a seguinte resposta à
ANP no processo de investigação, conforme Figura 8.
Figura 8 - Resposta oficial da empresa durante o processo de investigação da ANP [39].
O prazo determinado para próxima inspeção interna do TQ-7510 no relatório de
inspeção de condições físicas de 2013 era 22/05/2019 [18]. As oitivas dos profissionais
de inspeção da REDUC (técnico, engenheiro e gerente) [3] ratificaram a resposta
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enviada oficialmente à ANP de que normalmente a manutenção é executada na próxima
parada do tanque. Desta forma, havia uma grande incompatibilidade entre os prazos
da parada operacional do equipamento para a próxima inspeção interna e,
consequentemente, a realização da substituição do teto, e o prazo estipulado na
matriz da nota ZR. O fato é que entre o fechamento da nota ZR (06/03/2014) e a
ocorrência do acidente (31/01/2016) se passaram 696 dias e nenhuma ação efetiva
para manutenção do teto do TQ-7510 havia sido realizada. Ressalta-se também que
não houve reclassificação do risco pela equipe da REDUC (inspeção e operação)
aumentando o prazo previsto.
O engenheiro de inspeção (PH) relatou na ANP que para efetivação da
manutenção de tanques existem restrições para cumprimento da nota ZR em razão da
impossibilidade de parar o equipamento [3]. Na prática, foi evidenciado que o prazo
máximo estimado para substituição do teto do tanque pela nota ZR foi ignorado
pela equipe de manutenção, pois a interpretação foi de que o atendimento à nota
ZR só deveria ser realizado na parada de campanha do TQ-7510. Os procedimentos
devem estar adequados, sem duplicidade que gere confusões de interpretação,
devidamente padronizados entre as equipes de inspeção e manutenção nos
prazos estipulados para execução dos reparos necessários à garantia da
integridade dos equipamentos, e serem efetivamente implementados na prática,
caso contrário são tão “efetivos” quanto os inexistentes. Desta maneira, os padrões
de Gestão de notas ZR [29] e Gestão de Manutenção de Tanques [40] não foram
executados de forma efetiva. Por tais razões, o não atendimento à nota ZR de inspeção
se configurou como um dos fatores causais do acidente, relacionando-se, entre outras,
à causa-raiz explícita no SGSO no requisito 12.2.2 (Figura 9), que determina que o
agente regulado deve estabelecer e implementar procedimentos de inspeção e
manutenção para condução segura das atividades.
Ademais, é importante destacar que a empresa estabeleceu um índice de
Atendimento às Recomendações de Inspeção (IARI) [29], porém o engenheiro de
inspeção (PH) responsável pelo TQ-7510 afirmou em sua oitiva que o IARI não abrange
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os tanques de armazenamento [3]. Um técnico de inspeção da REDUC relatou na oitiva
à ANP que: “existe um passivo grande de recomendações para tanques, sendo que não
foi dado baixa para alguns; que não existe confiabilidade na carteira de notas ZR de
tanques por conta da falta de atualização das atividades de manutenção já realizadas ou
não; que, após o acidente, o levantamento dos tanques, realizado por meio do SAP,
identificou na área 25 tanques com necessidade de reparo, o que ocasionou o bloqueio
de acesso ao teto dos mesmos”(sic). Essas informações são congruentes com as
contidas no relatório de investigação da CIPA [41], que relatam que a Petrobras realizou
um estudo que concluiu pela retirada das notas ZR dos tanques de armazenamento da
identidade do indicador IARI, baseando-se nas particularidades de inspeção e
manutenção desses equipamentos em relação aos demais equipamentos API (em
tanques, as manutenções são realizadas apenas nas interrupções de campanha).
Não houve a criação imediata de um índice específico de controle de
atendimento às recomendações de inspeção para tanques. O acúmulo de
recomendações de inspeção sem atendimento estava colocando em risco não
apenas o TQ-7510, como os demais tanques da REDUC.
Desta forma, houve também descumprimento ao requisito 12.4.2 do SGSO
(Figura 9) que descreve que o agente autorizado deve estabelecer um controle para
acompanhamento das implementações das recomendações dos relatórios de
inspeção. Simultaneamente, a empresa descumpriu o requisito 6.1 do SGSO que
determina a elaboração e o monitoramento contínuo de indicadores de
desempenho e metas que avaliem a eficácia do sistema de gerenciamento da
segurança operacional (que inclui a PG nº12), promovendo a melhoria continua das
condições de segurança das instalações.
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Figura 9 – Causa intermediária nº3: Não Atendimento à Recomendação de Inspeção. Causas-raiz: 12.2.2 da PG nº12 do SGSO (Integridade Mecânica); 12.4.2 da PG nº12 e 6.1
da PG nº06 (Monitoramento e Melhoria Contínua do Desempenho).
4.4 Causa Intermediária nº4: Atraso na Execução da Inspeção
O padrão corporativo Petrobras do abastecimento PG-2AT-00371 [42] tem por
objetivo "estabelecer diretrizes para a elaboração, revisão e execução dos planos de
inspeção dos equipamentos estáticos do Abastecimento-Refino, em consonância com
os requisitos legais, padrões e normas aplicáveis da Petrobras, normas e práticas
recomendadas nacionais e estrangeiras" (sic). Neste documento, a definição de plano
de inspeção é "documento gerado no ACET, que descreve as técnicas e métodos a
serem utilizados para realizar a inspeção, além de conter a programação de inspeção.
Aprovado pelo Engenheiro de Inspeção, o plano tem como base as características de
projeto do equipamento ou tubulação, assim como o histórico operacional e dos relatórios
de inspeção, e deve permitir a realização da inspeção e análise de vida remanescente,
conforme padrões aplicáveis"(sic). A programação de inspeção, conforme definida
nesse padrão, é a "Tabela gerada no ACET, que define os intervalos de inspeção para
cada equipamento ou tubulação controlada pela Inspeção de Equipamentos, assim como
as datas de suas próximas inspeções, assegurando a conformidade às exigências
regulamentares e específicas da UO" (sic).
Em síntese, o plano e a programação de inspeção são os dois documentos que
definem a linha mestra da atuação da Gerência de Inspeção em uma refinaria. O
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programa de gerenciamento de inspeção ACET é alimentado com os dados de
engenharia e ensaios resultantes das inspeções [12] [42]. A partir dessa análise técnica,
o engenheiro responsável pelo equipamento define os próximos prazos de inspeção,
com base na avaliação da vida útil residual estimada e em outras análises de risco, com
o objetivo de garantir a operação segura do sistema durante o período de campanha. A
consolidação destes dados para todos os equipamentos define o planejamento das
atividades de inspeção.
No caso do tanque TQ-7510 da REDUC, após a reforma que ocorreu durante a
parada do equipamento entre os anos de 2008 e 2009, foi definido pelo PH no relatório
de condições físicas que a próxima inspeção interna seria realizada em 2013 [18], com
base na norma Petrobras N-2318 [28] e na vida útil projetada de 20 anos para o
equipamento. Entretanto, a realização efetiva dos ensaios não destrutivos e da avaliação
final do PH ocorreram diversos meses após o fim do prazo definido no plano de inspeção,
já em 2014, conforme demonstram o RDO [22].
Apesar do atraso de 8 meses na execução, as datas de início e término da
inspeção, além da data de conclusão do relatório final, são indicadas nos documentos
retroativamente para a data de cadastro inicial dos documentos no ACET, em 2013 [10]
[12] [42]. Não existe qualquer indício no documento final sobre a data efetiva de
conclusão da inspeção, o que mascara o fato de que a avaliação técnica foi
realizada com grande atraso em relação ao programado no plano de inspeção [18].
Este fato torna inviável a constatação das falhas de gestão por meio de auditoria
dos relatórios de inspeção e impossibilita evidenciar o problema por meio de
indicadores, o que configura ausência de controle e integridade das informações
relativas à segurança operacional da refinaria, em desacordo com o requisito 8.2
do SGSO (Figura 10). É possível que o acidente fatal pudesse ter sido evitado caso a
prática de gestão da integridade das informações tivesse sido implementada no sistema
ACET, evitando assim ocultar uma falha latente de gestão.
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Em 2013, o PH programou no planejamento para o tanque TQ-7510 que a
próxima inspeção externa (condições físicas) deveria ser finalizada no prazo máximo de
2 anos, nesse caso, abril de 2015, devido à baixa espessura das chapas do teto do
tanque constatada no relatório de 2013[18], terminado com atraso com a execução da
ME em 2014 e emissão da nota ZR [8].
O início do procedimento de inspeção do tanque em 2015 ocorreu em maio
desse ano com o cadastramento do relatório de condições físicas no sistema ACET,
conforme evidenciado no relatório de auditoria do sistema [43]. Em seguida, o supervisor
de inspeção da empresa contratada solicitou por correio eletrônico à REDUC a
autorização para realizar o ensaio de ME no TQ-7510. A sequência de mensagens
eletrônicas [23] solicitando a ordem de compra autorizando a realização do serviço teve
início em junho de 2015 e se estende até o fim do ano. Neste ínterim, a ordem de serviço
foi emitida pela REDUC [44], porém não foi transmitida à empresa terceirizada de
inspeção por motivos desconhecidos, conforme relato do técnico de ME da empresa
Auxílio à ANP [3]. Os relatórios de ME e de condições físicas só foram finalmente
inseridos no sistema ACET após a ocorrência do acidente e, como ficou demonstrado e
atestado pela própria Petrobras [11], continha valores fictícios.
Da mesma forma que o lapso de tempo existente para conclusão da inspeção
de 2013 pela falta da realização da ME, a inspeção externa de maio de 2015 não foi
finalizada até a data do acidente, em janeiro de 2016. Se o ensaio de ME de 2015 no
teto do tanque tivesse sido realizado no prazo definido, finalizando a inspeção externa,
o processo de corrosão acentuada com perda total de espessura em diversos pontos do
teto do tanque sob a pintura poderia ter sido detectado a tempo de evitar a morte do TO.
O atraso sistemático dos prazos definidos no plano de inspeção foi também
relatado em oitivas prestadas à ANP tanto pelos técnicos da empresa terceirizada,
quanto pelos profissionais da Gerência de Inspeção da REDUC [3]. Foram citados
diversos motivos para a existência desse passivo de relatórios sem análise pelos
profissionais habilitados da Petrobras, entre eles o excesso de carga de trabalho, o baixo
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número de profissionais alocados para a atividade, a evasão desses profissionais sem a
devida reposição e os atrasos nas liberações de ordem de serviço e documentos
correlatos para a execução das inspeções [3].
Uma das atividades fundamentais da Gerência de Inspeção da refinaria é o
cumprimento do plano de inspeção e sua programação até as datas definidas por
critérios de engenharia e normativos. Na REDUC, ficou constatada a deficiência no
controle sobre o atendimento desses prazos pela gerência. Em sua oitiva [3], o Gerente
de Inspeção afirmou que: “existe uma demanda de relatórios de inspeção e não sabe
informar com precisão o intervalo entre a emissão e a assinatura destes relatórios (sic)".
Sobre o caso do tanque TQ-7510, ele ainda documentou que: "não era de seu
conhecimento o intervalo de 8 meses entre uma inspeção visual e a ME"; "não era de
seu conhecimento que o fechamento do relatório de 2013 também tinha atrasado pelo
tempo de 8 meses e que, na sua opinião não é razoável o intervalo de 8 meses entre a
inspeção visual e a ME (sic) " [3].
Diante das evidências, verifica-se que não há indicadores ou informações
gerenciais implementados que permitam identificar o andamento da execução do
plano de inspeção, fato que, além de atestar a ineficácia da atividade de inspeção
na refinaria por ausência de elementos de gestão adequados, configuram-se
descumprimentos aos requisitos 12.2.3 (implementar a periodicidade para
realização das inspeções, testes e manutenção) e 12.4.1 (monitorar e avaliar os
resultados das inspeções e testes) do SGSO (Figura 10).
Adicionalmente, não foi evidenciado também, no caso da Gerência de
Inspeção de Equipamentos, o cumprimento do requisito 1.3.2 (participação efetiva
dos gerentes nas atividades relacionadas com a segurança operacional), visto que
o gestor de IE afirmou desconhecer vários aspectos de desempenho mínimos de
sua gerência (Figura 10).
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Figura 10 – Causa intermediária nº4: Atraso na Execução de Inspeção. Causas-raiz: 8.2 da PG nº8 do SGSO (Gestão de Documentação); 12.2.3 da PG nº12 (Integridade Mecânica); 12.4.1 da PG nº12 (Integridade Mecânica) e 1.3.2 da PG nº01 (Responsabilidade Gerencial).
4.5 Causa Intermediária nº5: Inobservância de Critério Normativo
Os tanques TQ-7508, TQ-7509, TQ-7510 e TQ-7511 foram projetados pela
empresa inglesa Badger Limited na década de 70 [45], utilizando a API-650 [36] como
código de projeto adotado. De acordo com a norma, o teto e a estrutura que o sustenta
devem ser projetados para suportar o peso próprio, cargas devidas a fenômenos naturais
(ventos, chuva, granizo ou atividade sísmica), carga devido à pressurização ou formação
de vácuo resultante da movimentação do fluido armazenado, além da carga viva de
projeto, isto é, o peso distribuído de pessoas caminhando sobre o equipamento
(aproximadamente 100 kgf/m²), conforme definido na sua edição mais atual [36]. O
projeto e as folhas de dados originais dos tanques citam que as chapas utilizadas na
fabricação do teto atendem ao mínimo exigido pela norma, com sobrecarga sobre o teto
de 60 kgf/m² [46]. O material utilizado na época foi o aço ASTM A-570 Gr. C, com
espessura de 3/16" (4.8 mm). A norma Petrobras N-270 [47] segue critérios similares
aos definidos na API-650 quanto aos materiais utilizados na construção de tanques,
espessura mínima e carga viva sobre o teto.
A inspeção destes equipamentos é padronizada pela norma API 653 [48]. A
seção 4 da norma trata dos critérios de tomada de decisão, após a realização de
inspeções, para determinar se o equipamento continua adequado ao serviço no seu
estado atual. O resultado da análise, de responsabilidade do profissional habilitado (PH),
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pode indicar a necessidade de mudanças nas características de operação ou indicar
reparos, alterações construtivas, descomissionamento, realocação e até mesmo a
reconstrução do tanque. O item 4.1.3 enumera alguns fatores que devem ser
considerados nessa avaliação, entre eles a corrosão interna devido à característica do
produto armazenado e a resistência mecânica remanescente do teto em função de
diversas cargas, como a carga viva (o peso das pessoas sobre o tanque), peso próprio,
resistência aos ventos, entre outras. Especificamente, o item 4.2.1.2 da norma impõe
que as placas que compõe o teto de tanques, quando corroídas, devem ser substituídas
ou reparadas se possuírem espessura inferior a 0,09" (aproximadamente 2,3 mm) ou se
houver furos em qualquer ponto do teto. Quanto ao prazo para a realização de inspeções
externas, a norma define no item 6.3.2.1 o prazo máximo de 5 anos ou de ¼ da vida útil
residual do tanque, sendo o menor indicador o preponderante. A vida útil deve ser
avaliada como a diferença entre a espessura atual e a espessura mínima normativa (em
milímetros) dividida pela taxa de corrosão histórica (milímetros por ano).
A Petrobras utiliza em suas atividades de inspeção de tanques atmosféricos a
norma N-2318 [28]. Em seu item 9.4.1 - Critérios de aceitação da inspeção -, a espessura
mínima para as chapas do teto após corrosão é de 2,5 mm, critério mais conservador
que o da norma API. Pela norma Petrobras, a avaliação da necessidade de substituição
das chapas é a definida na API 653 [48]. O critério estipulado na norma para a frequência
de inspeções externas é idêntico ao da API 653, isto é, a cada 5 anos ou ¼ da vida útil
residual até a espessura crítica.
Em harmonia com os critérios técnicos normativos citados acima, o sistema de
acompanhamento de inspeção de equipamentos estáticos da Petrobras – ACET [12] -
possui programado em suas rotinas o cálculo de taxa de corrosão e de vida útil residual
de tanques. O sistema possui alarmes em pontos pré-definidos, sendo o crítico para tetos
de tanques ajustado para a espessura de 2,5 mm, conforme o critério definido na N-2318
[28]. Todos os cálculos de vida útil no sistema avaliam o tempo estimado, sob as
condições de corrosão inferidas por meio de ensaios não destrutivos de ME, para que o
fim dessa vida útil ocorra quando o teto atingir a espessura mínima de segurança,
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denominada de MAWT (Minimum Alowable Working Thickness, ou espessura mínima
de trabalho permitida). O programa marca pontos próximos a essas condições com cores
e alertas para informar o engenheiro de forma clara. A vida útil residual calculada pelo
programa torna-se negativa caso a espessura medida seja inferior à mínima. Esses
cálculos e alertas constam no relatório de inspeção final aprovado pelo PH, exceto pelos
que o profissional marca como nulos, devido a erros espúrios ou outro motivo que for
julgado pertinente [12].
O relatório de inspeção de condição física de 2009 descreve a última grande
intervenção no tanque TQ-7510 antes do acidente [49]. Na ocasião, ocorreu a parada do
equipamento, com inspeção interna e externa. O relatório informa que houve a
substituição completa das chapas de aço do teto do equipamento devido à corrosão
severa. Não foi realizada a pintura interna do teto devido à instalação e aplicação do
sistema inibidor de corrosão Zerust, gestão de mudança que será detalhada no subitem
4.6.
Em 26/04/2013 foi emitido o primeiro relatório de inspeção externa após a
substituição do teto do tanque [18]. O relatório de ME anexo [19] indicou que havia baixa
espessura em diversos pontos, conforme indicado na Tabela 3. Os pontos marcados
indicam uma espessura menor que a mínima permitida na norma N-2318 [28], dentro da
incerteza docu
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