sistema de gestÃo de seguranÇa de processo...
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SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA DE PROCESSO
BASEADA EM RISCO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Felipe Silva Lobo Leite
Rio de Janeiro
Agosto de 2018
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro de Petróleo.
Orientador: Carlos André Vaz Junior
Co-orientador: Regis da Rocha Motta
ii
iii
Leite, Felipe Silva Lobo
SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA DE PROCESSO
BASEADA EM RISCO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO /
Felipe Silva Lobo Leite – Rio de Janeiro: UFRJ / Escola
Politécnica, 2018.
XIV, 67 p.: il.; 29,7 cm
Orientador: Carlos André Vaz Junior
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso de
Engenharia de Petróleo, 2018.
Referências Bibliográficas: p.63-67.
1. Segurança de Processo. 2. Indicador de desempenho. 3.
Gerenciamento de Risco. 4. Petróleo.
I. Junior, Carlos André Vaz. II. Universidade Federal do Rio
de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia de Petróleo.
III. SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA DE PROCESSO
BASEADA EM RISCO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO.
iv
“Não se melhora o que não se mede”
(Autor desconhecido)
v
AGRADECIMENTO
Primeiramente, a minha família, por me guiar e acreditar em mim.
A meus irmãos Gabriel e Gustavo, pelo amor e apoio durante todos os
momentos.
À Luciene, pelo companheirismo e amor diários e ininterruptos.
Ao Fridão, pelos momentos únicos.
Ao querido amigo Pedro Ivo, pela amizade e parceria em toda nossa história.
Ao amigo Tiago Jacques, pelas orientações e apoio ao longo do trabalho e
diariamente na ANP.
Ao Prof. Carlos André Vaz, pela oportunidade, dedicação e apoio
imprescindível para a realização desse trabalho.
Aos amigos da faculdade, pelos momentos de estudo, de diversão e descontração
ao longo do curso.
À equipe da ANP, pela confiança e aprendizados diários.
vi
RESUMO
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica / UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo.
SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA DE PROCESSO BASEADA EM RISCO
NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Felipe Silva Lobo Leite
Agosto/2018
Orientador: Carlos André Vaz Junior
Co-orientador: Regis da Rocha Motta
Curso: Engenharia de Petróleo
As atividades da indústria do petróleo são essenciais para a economia do Brasil.
Expectativas positivas apontam para um crescimento dos níveis de atividade no setor
para os próximos anos, devido às descobertas do pré-sal. Entretanto, o risco de
acidentes de grandes proporções pode ameaçar o desenvolvimento do setor, impactando
a sociedade. Nesse contexto, vê-se a importância do estabelecimento de um sistema de
gestão de segurança de processo eficiente para a continuidade das operações, proteção
da vida humana e do meio ambiente. O presente trabalho visa avaliar a abordagem da
implantação de um Sistema de Gestão de Segurança de Processo Baseada em Risco nas
instalações, com o estabelecimento de um processo de gerenciamento de riscos e
métricas e indicadores de segurança. Concluiu-se que a implementação de um sistema
de gestão e o gerenciamento de riscos, auxiliados à medição do desempenho, avaliam a
eficácia com que os riscos estão sendo controlados e permite aferir o desempenho das
ações e projetos do sistema de gestão. Usados de forma eficaz, os indicadores de
vii
segurança de processo podem fornecer um aviso antecipado, antes de uma falha
catastrófica.
Palavras-chave: Segurança de Processo, Indicador de desempenho, Gerenciamento de
Risco, Petróleo.
viii
ABSTRACT
Abstract of Undergraduate Project presented to Escola Politécnica/UFRJ as a partial
fulfillment of the requirements for the degree of Petroleum Engineer.
Risk-Based Process Safety Management System in the Petroleum Industry
Felipe Silva Lobo Leite
August/2018
Advisor: Carlos André Vaz Junior
Co-advisor: Regis da Rocha Motta
Course: Petroleum Engineering
The activities of the petroleum industry are essential for the Brazilian economy. Positive
expectations point to a growth in the activity level of the sector in the next few years
due to pre-salt discoveries. However, the risk of major accidents can threaten the
development of the sector, impacting the society. In this context, it is important to
establish an efficient process safety management system for the continuity of
operations, protection of human life and the environment. The present work aims to
evaluate the approach of the implementation of a Risk-Based Process Safety
Management System in the facilities, with the establishment of a risk management
process and metrics and process safety indicators. It was concluded that the
implementation of a management system and risk management, with the contribution of
the measurement of performance, can evaluate the effectiveness which risks are being
controlled and allow evaluating the performance of the actions and projects of the
ix
management system. Used effectively, process safety indicators can provide early
warning before a catastrophic failure.
Keywords: Process Safety, Performance Indicators, Risk Management, Petroleum.
x
SUMÁRIO
I. Introdução e Motivação ................................................................................................. 1
I.1 Metodologia ............................................................................................................. 2
I.2 Objetivo.................................................................................................................... 2
I.3 Estrutura do trabalho ................................................................................................ 2
II. Aspectos Gerais da Indústria do Petróleo .................................................................... 4
II.1 A Evolução da Indústria do Petróleo ...................................................................... 4
II.2 Acidentes na Indústria do Petróleo ......................................................................... 8
II.2.1 Plataforma P-36 ............................................................................................... 9
II.2.2 FPSO Cidade de São Mateus ......................................................................... 10
II.2.3 Refinaria de Texas City .................................................................................. 11
II.2.4 Piper Alpha .................................................................................................... 11
II.2.5 Deepwater Horizon ........................................................................................ 12
II.3 Considerações ....................................................................................................... 13
III. Segurança de Processo.............................................................................................. 14
III.1 Introdução............................................................................................................ 14
III.2 Gestão da Segurança de Processo baseado em Padrões ...................................... 15
III.3 Gestão da Segurança de Processo baseada na conformidade .............................. 16
III.4 Gestão da Segurança de Processo baseada em melhoria contínua ...................... 17
III.5 Gestão da Segurança de Processo Baseada em Risco ......................................... 17
III.5.1 Cultura de Segurança de Processo ............................................................... 19
III.5.2 Conformidade com Padrões e Normas ......................................................... 19
III.5.3 Competência em Segurança de Processo ..................................................... 19
III.5.4 Participação da Força de Trabalho ............................................................. 20
III.5.5 Abrangência às Partes Interessadas ............................................................. 20
III.5.6 Gestão do Conhecimento de Processo .......................................................... 21
III.5.7 Identificação de Perigos e Análise de Risco ................................................. 21
III.5.8 Procedimentos Operacionais ........................................................................ 21
III.5.9 Práticas de Trabalho Seguro ........................................................................ 23
III.5.10 Integridade de Ativos e Confiabilidade ...................................................... 23
III.5.11 Gestão de Contratadas ............................................................................... 25
III.5.12 Treinamento e Competência ....................................................................... 25
III.5.13 Gestão de Mudanças (MOC) ...................................................................... 26
III.5.14 Prontidão Operacional ............................................................................... 28
III.5.15 Realização das Operações .......................................................................... 28
III.5.16 Gestão de Emergências............................................................................... 29
xi
III.5.17 Investigação de Incidentes .......................................................................... 30
III.5.18 Auditoria ..................................................................................................... 31
III.5.19 Métricas e Indicadores ............................................................................... 31
III.5.20 Análise da Gestão e Melhoria Contínua ..................................................... 32
III.6 Considerações finais ............................................................................................ 32
IV. Gerenciamento de Riscos ......................................................................................... 33
IV.1 Processo de Gerenciamento de Riscos ................................................................ 33
IV.2 Estabelecimento do contexto .............................................................................. 34
IV.3 Identificação de riscos ......................................................................................... 34
IV.4 Análise de riscos ................................................................................................. 34
IV.4.1 Análise Preliminar de Riscos (APR) ............................................................. 36
IV.4.2 Hazard and Operability Studies (HAZOP) ................................................... 39
IV.4.3 Layer of Protection Analysis (LOPA) ........................................................... 41
IV.4.4 Análise Quantitativa de Riscos (AQR) .......................................................... 44
IV.5 Avaliação de riscos ............................................................................................. 44
IV.6 Tratamento de riscos ........................................................................................... 45
IV.7 Comunicação e consulta...................................................................................... 45
IV.8 Monitoramento e análise crítica .......................................................................... 45
IV.9 Considerações ..................................................................................................... 46
V. Métricas e Indicadores de Segurança ........................................................................ 47
V.1 Introdução ............................................................................................................. 47
V.2 Indicadores proativos e reativos ........................................................................... 49
V.3 Indicadores de segurança na Indústria do Petróleo .............................................. 49
V.4 Indicadores de Segurança de Processo Baseada em Risco ................................... 53
V.4.1 Exemplos de indicadores ................................................................................ 53
V.5 Considerações finais ............................................................................................. 60
VI. Conclusão ................................................................................................................. 61
VII. Bibliografia ............................................................................................................. 63
xii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Conceito de acidente e quase acidente como tipos de incidentes. .................... 9
Figura 2. Evolução das estratégias de Segurança de Processo ...................................... 15
Figura 3. Processo de Gerenciamento de Riscos ........................................................... 34
Figura 4. Diagrama de fluxo da metodologia HAZOP ................................................... 41
Figura 5. Diagrama do modelo do “queijo suíço” ......................................................... 48
Figura 6. Pirâmide de hierarquização de eventos de segurança de processo ................. 50
Figura 7. Etapas do processo de seleção e revisão de indicadores de segurança de
processo .......................................................................................................................... 52
xiii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Reservas provadas de petróleo no mundo. ....................................................... 6
Tabela 2. Princípios de Segurança de Processo Baseada em Risco ............................... 18
Tabela 3. Técnicas de análise de riscos .......................................................................... 35
Tabela 4. Planilha de Análise Preliminar de Riscos ....................................................... 37
Tabela 5. Categorias de frequência................................................................................. 37
Tabela 6. Categorias de severidade ................................................................................ 38
Tabela 7. Categorias de risco ......................................................................................... 39
Tabela 8. Matriz de tolerabilidade de risco ................................................................... 39
Tabela 9. Lista de possíveis desvios de processo. .......................................................... 40
Tabela 10. Exemplo de planilha de LOPA ..................................................................... 43
xiv
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1. Reservas provadas de petróleo no mundo por continente. .............................. 7
1
I. Introdução e Motivação
O petróleo é um produto de grande importância para a sociedade atual, visto que,
além de sua utilização como fonte de energia, é matéria-prima para a fabricação de
diversos materiais.
Segundo a US Energy Information Administration (EIA) (2016), nos próximos
25 anos os consumos de gás natural e petróleo ao redor do mundo irão aumentar,
respectivamente, 50% e 20%.
No contexto brasileiro, os reservatórios dos prospectos em regiões de pré-sal
aumentaram as reservas petrolíferas e introduzem novos anseios para um mercado em
expansão. Os desafios tecnológicos introduzidos pela indústria do petróleo em
condições fora do comum no mundo implicam em investimentos para o
desenvolvimento tecnológico e estratégico.
Entretanto, com o crescimento das atividades, aumenta-se o risco de eventos
acidentais de grandes proporções, tais como o da plataforma P-36, no Brasil e o da
plataforma Piper Alpha, no Reino Unido, impactando negativamente a indústria do
petróleo, causando perdas de um número considerável de vidas e danos significativos ao
meio ambiente.
Recentemente, o acidente com a plataforma Deepwater Horizon aumentou
drasticamente as preocupações da sociedade acerca do nível de segurança das atividades
petrolíferas. Este acidente gerou prejuízos estimados em cerca de 37 bilhões de dólares
à empresa British Petroleum (BP), contabilizando apenas os gastos com a contenção do
derramamento e demais compensações diretas pelo ocorrido, no entanto, sem ponderar
os prejuízos referentes à desvalorização do valor de mercado da empresa, por exemplo
(SMITH, L.; SMITH,M.; ASHCROFT, 2010).
De acordo com a AIChE (2007), a ocorrência de grandes acidentes demonstra
que, quando em sincronia, as falhas resultantes de um sistema de gerenciamento de
riscos mal implementado ou inexistente em uma organização resultam em grandes
perdas.
Diante desse cenário, ao longo dos anos algumas ferramentas foram
desenvolvidas para que quando implementadas em conjunto, consistam um sistema de
gestão de segurança, com foco no gerenciamento dos riscos envolvidos na operação da
instalação. Dessa forma, a implementação de um sistema de gestão efetivo e eficiente
evita a ocorrência de perdas relacionadas com os acidentes, através da identificação e
2
manutenção de salvaguardas e a identificação de desvios para o estabelecimento de
ações corretivas e preventivas, mantendo assim a melhoria contínua das operações.
I.1 Metodologia
A metodologia utilizada para a elaboração deste documento foi a realização de
uma ampla pesquisa bibliográfica sobre o tema em questão. Buscou-se referências em
diretrizes e normas recomendadas da indústria, regulamentações, tanto do Brasil quanto
de outros países, bem como em dissertações, teses e artigos científicos.
I.2 Objetivo
O presente trabalho tem o objetivo de descrever e demonstrar a importância de
um sistema de gestão de segurança de processo numa organização baseado em: (i)
gerenciamento de riscos; (ii) indicadores de desempenho preventivos e reativos. Para
tal, utiliza-se a abordagem do Center for Chemical Process Safety (CCPS), pertencente
à American Institute for Chemical Engineers (AIChE), que estabeleceu a Segurança de
Processo Baseada em Risco (RBPS) como alicerce para a gestão de segurança de
processo.
Por sua vez, os objetivos específicos buscam:
Avaliar o nível de alinhamento internacional entre os diversos atores da
indústria do petróleo: agências reguladoras, associações, operadores,
entre outros.
Descrever as etapas do processo de Gerenciamento de Riscos e as
principais técnicas de análise de riscos.
Apresentar os indicadores de segurança de processo mais praticados
internacionalmente.
I.3 Estrutura do trabalho
A introdução do trabalho apresenta uma visão geral do tema estudado, os
objetivos gerais e específicos, além da estrutura deste projeto.
No capítulo II elaborou-se a fundamentação teórica relativa aos conceitos
fundamentais do estudo, como a evolução da indústria do petróleo São abordados,
ainda, o contexto brasileiro e o histórico de acidentes catastróficos.
3
No capítulo III estão dispostos os fundamentos de Segurança de Processo com
foco na abordagem da Segurança de Processo Baseada em Risco, identificando sua
relevância em normas, guidelines e regulamentações mundiais.
No capítulo IV tem-se por objeto, apresentar o processo de gerenciamento de
riscos, onde são apresentadas as etapas do processo e as principais técnicas aplicadas à
análise dos riscos das instalações.
O capítulo V está disposto à análise das métricas e indicadores de segurança de
processo. Apresenta-se, ainda, exemplos de indicadores reativos e preventivos mais
difundidos na indústria.
Os resultados serão apresentados e analisados no capítulo VI, onde serão feitas
as considerações finais concluindo sobre a importância da implantação de um sistema
de gestão de RBPS, que se apresenta como uma oportunidade de correção de
deficiências e aprimoramento da gestão da segurança de processo, além de permitir a
priorização da alocação de recursos nos riscos mais significativos.
Ao final são apresentadas as referências bibliográficas utilizadas.
4
II. Aspectos Gerais da Indústria do Petróleo
Neste capítulo são apresentadas informações gerais sobre a indústria do petróleo
e seu desenvolvimento ao longo dos anos, de forma a contextualizar a importância deste
setor no Brasil e no mundo. Além disso, são apresentados alguns acidentes catastróficos
que ocorreram nessa indústria ao longo de sua história.
II.1 A Evolução da Indústria do Petróleo
A história do petróleo no mundo teve seu início na década de 1860, nos Estados
Unidos, com a descoberta da primeira jazida comercial, no estado da Pensilvânia.
Edwin L. Drake descobriu vestígios de petróleo ao perfurar um poço rudimentar de
pouca profundidade.
Quase 80 anos depois da descoberta de Edwin Drake, que o petróleo teve sua
primeira descoberta no Brasil. Foi em Lobato, no Recôncavo Baiano, em 1939, que
ocorreu a descoberta da primeira acumulação de petróleo em solo brasileiro (MORAIS,
J., 2013).
A partir dessa primeira acumulação, dezesseis novos poços foram perfurados
em Lobato. Posteriormente, essa área em volta de Lobato foi nacionalizada pelo
governo federal como “área petrolífera” para efeito de continuidade das explorações.
Essa descoberta deu início a uma extensa atividade de exploração e extração no Brasil,
o que gerou descobertas nos Campos de Candeias, Itaparica e Aratu, em 1941-1942, e
outros campos no estado da Bahia.
Segundo o autor, naquela época, o que se viu foi uma busca intensa pela
autossuficiência do petróleo. Porém, somente 35 anos depois das descobertas iniciais
que se revelou a possibilidade de se produzir petróleo em volumes capazes de viabilizar
a autossuficiência brasileira na produção, com a revelação dos primeiros campos de
petróleo na Bacia de Campos, em 1974-1976 (MORAIS, J., 2013).
Em seu artigo “A Idade de Petróleo”, ROSA (2004) rotula a era do petróleo
como uma segunda revolução industrial, com suas grandes realizações técnicas e a
organização de grandes setores industriais. Além disso, este autor situa a indústria
petrolífera como sendo o centro do sistema produtivo contemporâneo, e explica: “o
petróleo é (ainda) a principal fonte de energia que move a produção material quer
porque vários e muito poderosos setores industriais se desenvolveram sobre ela:
automóvel, aeronáutica, química, materiais sintéticos, dentre outros”.
5
A importância do petróleo e de seus derivados é reforçada devido ao caráter
estratégico associado aos países que detêm essa matéria prima, as tecnologias e
estruturas para produção e refino do petróleo. Em termos de vantagens estratégicas, os
ganhos são relativos à importância na geopolítica mundial, segurança interna nos setores
de transporte e geração de energia elétrica (ANEEL, 2008).
A maior parte das reservas provadas1 de petróleo no mundo encontra-se na
região do Oriente Médio. Essa região é responsável por 47,7% das reservas mundiais. A
região com a segunda maior concentração de jazidas de petróleo é a região da América
do Sul e América Central, com 19,2% das reservas, seguido pela América do Norte e
Europa & Eurásia, com 13,3% e 9,5%, respectivamente (Gráfico 1).
Dentre as maiores reservas, os países que se destacam são os participantes da
OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo: Venezuela (17,6%), Arábia
Saudita (15,6%), Irã (9,3%) e Iraque (9,0%). O Canadá, com 10,0% das reservas, é o
único país não pertencente à OPEP com concentração expressiva das reservas
petrolíferas mundiais. O Brasil ficou na 16ª posição no ranking mundial de reservas
provadas de petróleo, com um volume de 12,6 milhões de barris (Tabela 1).
No que se refere à produção de petróleo, em 2016, a produção brasileira ficou
em torno de 2,6 milhões de barris diários, de modo que o país alcançou a 10ª posição no
ranking dos produtores mundiais. Em comparação com o ano de 2015, a produção
nacional apresentou um aumento de 3,2% (ANP, 2017).
O crescimento da produção de petróleo brasileira está vinculado à elevação da
produção no pré-sal, que aumentou 33,1% em relação a 2015. Segundo a Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a produção de petróleo no
pré-sal passou de 280,1 milhões de barris em 2016, representando 40,6% da produção
nacional total.
1 Segundo o “BP Statistical Review, 2017”, reservas provadas são as quantidades de petróleo
que, com razoável certeza, podem ser produzidas no futuro com a utilização de condições
operacionais e econômicas existentes atualmente. Com a evolução na tecnologia e qualidade das
informações, essas reservas podem mudar ao longo do tempo, aumentando ou diminuindo a
estimativa de produção de uma área.
6
Tabela 1. Reservas provadas de petróleo no mundo (Modificado de BP Statistical
Review, 2017).
País / Região
1996
(bilhões de
barris)
2006
(bilhões de
barris)
2015
(bilhões de
barris)
2016
Bilhões de
barris % total
Estados Unidos 29,8 29,4 48,0 48,0 2,8
Canadá 48,9 179,4 171,5 171,5 10,0
México 48,5 12,8 8,0 8,0 0,5
América do Norte 127,3 221,7 227,5 227,5 13,3%
Argentina 2,6 2,6 2,4 2,4 0,1
Brasil 6,7 12,2 13,0 12,6 0,7
Colômbia 2,8 1,5 2,3 2,0 0,1
Equador 3,5 4,5 8,0 8,0 0,5
Peru 0,8 1,1 1,2 1,2 0,1
Trinidad & Tobago 0,7 0,8 0,7 0,2 < 0,005
Venezuela 72,7 87,3 300,9
90,5
300,9 17,6
Outros 1,0 0,8 0,5 0,5 < 0,005
América do Sul e Central 90,7 110,8 329,0 327,9 19,2%
Azerbaijão 1,2 7,0 7,0 7,0 0,4
Dinamarca 0,9 1,2 0,5 0,4 < 0,005
Itália 0,8 0,5 0,6 0,5 < 0,005
Cazaquistão 5,3 9,0 30,0 30,0 1,8
Noruega 11,7 8,5 8,0 7,6 0,4
Romênia 1,0 0,5 0,6 0,6 < 0,005
Rússia 113,6 104,0 102,4 109,5 6,4
Turcomenistão 0,5 0,6 0,6 0,6 < 0,005
Reino Unido 5,0 3,6 2,5 2,5 0,1
Uzbequistão 0,6 0,6 0,6 0,6 < 0,005
Outros 2,4 2,2 2,1 2,1 0,1
Europa e Eurásia 142,8 137,6 154,9 161,5 9,5%
Irã 92,6 138,4 158,4 158,4 9,3
Iraque 112,0 115,0 142,5 153,0 9,0
Kuwait 96,5 101,5 101,5 101,5 5,9
Omã 5,3 5,6 5,3 5,4 0,3
Qatar 3,7 27,4 25,2 25,2 1,5
Arábia Saudita 261,4 264,3 266,6 266,5 15,6
Síria 2,5 3,0 2,5 2,5 0,1
Emirados Árabes 97,8 97,8 97,8 97,8 5,7
Iêmen 2,0 2,8 3,0 3,0 0,2
Outros 0,2 0,1 0,2 0,2 < 0,005
Oriente Médio 674,0 755,9 803,0 813,5 47,7%
Argélia 10,8 12,3 12,2 12,2 0,7
Angola 3,7 9,0 11,8 11,6 0,7
7
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
América do
Norte
América do
Sul e Central
Europa e
Eurásia
Oriente
Médio
África Ásia Pacífico
Tabela 1. Reservas provadas de petróleo no mundo – Continuação (Modificado de BP
Statistical Review, 2017).
País / Região
1996
(bilhões de
barris)
2006
(bilhões de
barris)
2015
(bilhões de
barris)
2016
Bilhões de
barris % total
Chade - 1,5 1,5 1,5 0,1
República do Congo 1,6 1,6 1,6 1,6 0,1
Egito 3,8 3,7 3,5 3,5 0,2
Guiné Equatorial 0,6 1,8 1,1 1,1 0,1
Gabão 2,8 2,2 2,0 2,0 0,1
Líbia 29,5 41,5 48,4 48,4 2,8
Nigéria 20,8 37,2 37,1 37,1 2,2
Sudão do Sul - - 3,5 3,5 0,2
Sudão 0,3 5,0 1,5 1,5 0,1
Tunísia 0,3 0,6 0,4 0,4 < 0,005
Outros 0,7 0,7 3,7 3,7 0,2
África 74,9 116,9 128,2 128,0 7,5%
Austrália 3,8 3,5 4,0 4,0 0,2
Brunei 1,1 1,2 1,1 1,1 0,1
China 16,4 20,2 25,7 25,7 1,5
Índia 5,5 5,7 4,8 4,7 0,3
Indonésia 4,7 4,4 3,6 3,3 0,2
Malásia 5,0 5,4 3,6 3,6 0,2
Tailândia 0,2 0,5 0,4 0,4 < 0,005
Vietnã 0,9 3,3 4,4 4,4 0,3
Outros 1,3 1,4 1,3 1,3 0,1
Ásia Pacífico 39,0 45,5 48,8 48,4 2,8%
Total no mundo 1148,8 1388,3 1691,5 1706,7 100%
(-) Informação indisponível
Gráfico 1. Reservas provadas de petróleo no mundo por continente (Elaboração própria
com base em BP Statistical Review, 2017).
8
De acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) – ligada ao Ministério
de Minas e Energia (2017), a previsão para 2026 é que a produção brasileira de petróleo
atinja o patamar de 5,2 milhões de barris por dia, representando o dobro do valor
registrado em 2016. Além disso, espera-se que o pré-sal responda por cerca de 74% da
produção nacional.
O petróleo no Brasil é responsável por 33% da matriz energética brasileira, e o
gás natural por 7,2%. Dessa forma, apesar de buscas por fontes alternativas de energia,
o petróleo, gás natural e o carvão continuam as principais fontes de energia, no cenário
atual. Com isso, por sua relevância na matriz energética brasileira, a produção de
petróleo deve atender a critérios de sustentabilidade, uma vez que os incidentes têm alto
impacto para as empresas e para a sociedade (CHIANCA, M. 2010).
II.2 Acidentes na Indústria do Petróleo
Por se tratar de uma indústria com processos de alta complexidade e
envolvimento de substâncias perigosas, qualquer tipo de vazamento pode surtir grande
impacto na vida marinha e nos seres humanos. Eventualmente, devido a causas
distintas, podem ocorrer acidentes catastróficos, como por exemplo uma explosão.
Geralmente incidentes desse porte são decorrentes de uma série de eventos precursores
não controlados, que escalonaram para eventos de grandes proporções. A seguir, serão
apresentados grandes acidentes na indústria do petróleo.
Para a elaboração deste trabalho, considera-se a terminologia da área de
segurança operacional para incidente, conforme definição da Resolução ANP nº
44/2009:
“Incidente é qualquer ocorrência, decorrente de fato ou ato intencional ou
acidental, envolvendo: risco de dano ao meio ambiente ou à saúde humana; dano ao
meio ambiente ou à saúde humana; prejuízos materiais ao patrimônio; ocorrência de
fatalidades ou ferimentos graves; ou interrupção não programada das operações por
mais de 24 (vinte e quatro) horas”.
Para os termos acidente e quase acidente considera-se a definição da Resolução
ANP nº 43/2007:
“Acidente é qualquer ocorrência indesejada que cause consequências negativas,
tais como poluição ou danos ao meio ambiente, à saúde humana, ao patrimônio
(próprio ou de terceiros) ou descontinuidade operacional.”
9
“Quase acidente é qualquer ocorrência indesejada que tenha potencial de
causar consequências negativas, tais como poluição ou danos ao meio ambiente, à
saúde humana, ao patrimônio (próprio ou de terceiros) ou descontinuidade
operacional, embora não as tenha causado, tendo em vista que não houve elementos ou
circunstâncias suficientes para tal.”
Portanto, incidente representa o conjunto de acidentes e quase acidentes,
conforme demonstrado de forma resumida na Figura 1. Dessa forma, uma explosão com
fatalidades (acidente) e uma queda de objeto que não gerou consequências (quase
acidente) são denominados incidentes.
Figura 1. Conceito de acidente e quase acidente como tipos de incidentes.
II.2.1 Plataforma P-36
Ocorrido em março de 2001, esse acidente pode ser considerado um dos maiores
da história da indústria. Na época do acidente esta era a maior plataforma de produção
de petróleo offshore em operação no mundo. A unidade P-36 situava-se no Campo de
Roncador, na Bacia de Campos. O acidente ocorreu devido a explosões em tanques de
óleo e gás. Identificou-se o evento crítico como sendo a pressurização excessiva no
tanque de popa boreste da unidade, que foi gerada por falhas operacionais. O acidente
acarretou em onze fatalidades, sendo todos integrantes da equipe de emergência, que
estavam próximos ao local em que ocorrera uma das explosões (ANP, 2001).
Com as explosões, diversos módulos da unidade foram alagados com água, óleo
e gás, o que acabou provocando uma inclinação de 16 graus na plataforma.
Durante a emergência foi possível evacuar 138 pessoas e mantidas a bordo
apenas a equipe responsável pela resposta à emergência.
Incidente
Acidente
Quase acidente
10
De forma a compensar a inclinação da plataforma, operadores da Petrobras
admitiram água em tanque situado no lado oposto aos módulos que haviam sido
alagados com a explosão. Essa medida acarretou no aumento indesejável do calado2 e
na submersão contínua da unidade. Após verificarem que as possibilidades de manter a
plataforma nivelada havia se esgotado, a equipe de resposta à emergência abandonou a
plataforma.
Diversas tentativas de reverter a situação e reflutuar a unidade ocorreram, como
por exemplo, a injeção de nitrogênio e ar comprimido para expulsar a água dos
compartimentos alagados, porém elas não tiveram êxito. A submersão total da unidade
ocorreu no dia 20 de março de 2001.
Após investigação, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP) concluiu que as causas do acidente foram não conformidades
identificadas quanto a procedimentos operacionais, de manutenção e de projeto. Ainda
segundo a ANP, “o acidente foi causado por uma série de fatores que, isoladamente, não
seriam suficientes para determiná-lo”.
II.2.2 FPSO Cidade de São Mateus
Ocorrido em fevereiro de 2015, o acidente do FPSO Cidade de São Mateus
(CDSM) é aquele de grandes proporções mais recente ocorrido no Brasil. O FPSO3 era
operado pela empresa BW Offshore, sob concessão da Petrobras e situava-se nos
campos de Camarupim e Camarupim Norte, na Bacia do Espírito Santo. O acidente
ocorreu devido a vazamento de condensado de gás natural na casa de bombas da
unidade. Com o vazamento, detectores de gás foram sensibilizados e alarmos sonoros e
visuais da plataforma foram ativados.
Com a presença confirmada de atmosfera explosiva na casa de bombas, três
equipes distintas foram enviadas até o local em momentos diferentes, a fim de
investigarem a origem da ocorrência, limpar a poça de líquido no local e apertar os
parafusos da conexão que apresentava vazamento. No momento da descida da terceira
equipe de emergência, houve uma grande explosão.
2 É a designação dada à profundidade que se encontra o ponto mais baixo de uma embarcação a
partir da superfície da água. 3 Unidade flutuante de produção, processamento, armazenagem e transferência de petróleo e gás
natural.
11
Após investigação, a ANP concluiu que a causa do acidente foi a falta de
estruturação da empresa concessionária e da operadora da instalação para o
gerenciamento da segurança operacional da unidade. O processo de investigação do
acidente indicou 61 recomendações mandatórias para a indústria no segmento de
produção de petróleo e gás natural. Tais recomendações possuem o objetivo de evitar a
recorrência de acidentes semelhantes.
Além de nove vítimas fatais, o acidente também resultou em 26 feridos.
II.2.3 Refinaria de Texas City
Ocorrido em março de 2005, o acidente na refinaria da British Petroleum (BP)
na cidade de Texas é considerado uma das maiores catástrofes industriais dos Estados
Unidos (EUA). A refinaria, na época, era a terceira maior dos Estados Unidos. O
acidente ocorreu devido a um transbordamento de torre de destilação com
hidrocarbonetos, que gerou explosões (CSB, 2007).
Alarmes críticos e instrumentos de controle falharam e não foram capazes de
alertar os operadores da unidade sobre o nível excessivo de hidrocarbonetos na torre. O
transbordamento gerou vazamento e uma liberação de líquido inflamável para a
atmosfera.
Após investigação, o CSB concluiu que o desastre de Texas City foi causado por
diversos desvios de segurança de processo e organizacionais em todos os níveis da
empresa. Ademais, o CSB também observou que:
“Sinais de um possível desastre estiveram presentes por diversos anos, porém
gestores da empresa não interviram de forma eficiente para prevenir o
acidente.” (BP Texas City – Final Investigation Report – página 18)
O acidente resultou em quinze fatalidades, além de 180 feridos. Muitas das
vítimas estavam dentro ou perto de estações de trabalho que situavam-se próximas à
torre de destilação que originou a explosão.
II.2.4 Piper Alpha
Ocorrido em 1988, a explosão na plataforma Piper Alpha, no Mar do Norte, é
considerado o maior acidente da indústria do petróleo. No dia 6 de julho de 1988,
ocorreu um grande vazamento de condensado de gás na plataforma. Este entrou em
ignição, causando uma explosão que gerou incêndio de grandes proporções. A
12
plataforma Piper Alpha era conectada a outras plataformas por meio de dutos de
transferência de óleo e gás. A explosão inicial rompeu os dutos e destruiu a sala de
controle da unidade (Oil & Gas UK, 2008).
Devido à destruição, a comunicação com instalações vizinhas não foi
estabelecida, de forma que a Piper Alpha continuou a receber hidrocarbonetos
provenientes de dutos. Com isso, o calor do incêndio inicial auxiliado pelo inventário
constante de gás proveniente das instalações vizinhas gerou uma nova explosão,
também de enormes proporções. O desastre foi de escala catastrófica. No total, 167
pessoas morreram e apenas 62 sobreviveram.
No Reino Unido, uma comissão presidida pelo juiz escocês William Cullen foi
estabelecida para investigar o acidente. Segundo o relatório de Cullen, as causas do
acidente foram falha na gestão de integridade da unidade, falta de treinamento dos
trabalhadores em certos procedimentos operacionais e gestão de riscos ineficiente. O
relatório fez 106 recomendações para a indústria, com o objetivo de alterar os
procedimentos de segurança do Mar do Norte. Entre as recomendações mais
importantes está a designação do órgão de Saúde e Segurança do Reino Unidade
(Health and Safety Executive – HSE) como responsável pela regulação e supervisão das
operações no Mar do Norte; e a introdução do Safety Case, documento que Operadores
devem submeter ao HSE antes da instalação entrar em operação. Este documento deve
evidenciar, com detalhes, que a gestão da segurança operacional e o controle de
acidentes graves serão efetivos. De forma resumida, segundo “Oil & Gas UK”:
“O Safety Case, por exemplo, deve demonstrar que a empresa possui um sistema
de gestão da segurança operacional, identificou os riscos e os reduziu ao nível mais
baixo possível, introduziu sistemas de controle, providenciou um refúgio temporário na
instalação e providenciou rotas de fuga”.
II.2.5 Deepwater Horizon
Ocorrido em 2010, o acidente com a sonda de perfuração Deepwater Horizon no
Golfo do México é considerado a maior catástrofe ambiental dos Estados Unidos. No
dia 20 de abril de 2010, um evento de perda de controle de poço gerou um vazamento
de hidrocarbonetos, resultando em explosões e incêndios na sonda. O incêndio
continuou por 36 horas até o momento em que a sonda afundou. Porém, o vazamento
13
continuou por 87 dias, descarregando mais de 4,9 milhões de barris de óleo no mar. No
total, onze trabalhadores morreram devido à explosão (BP, 2010).
Segundo o relatório de investigação do acidente, emitido em setembro de 2010
pela British Petroleum, empresa que era operadora do contrato do bloco de exploração,
desafios tecnológicos e ambientais do poço Macondo, decisões críticas dos engenheiros
de perfuração e falhas na gestão da indústria, foram definidas como causas raiz do
evento. O relatório fez diversas recomendações, que se dividem a necessidade de
implementação de um Sistema de Gestão e relacionadas à BP e sua gestão de serviços e
empresas contratadas. Dentre as recomendações supracitadas, destaca-se a
recomendação 4.1, referente à Gestão da Segurança de Processo, no qual se preconiza o
estabelecimento de indicadores reativos e proativos.
A regulação da segurança offshore nos Estados Unidos foi profundamente
modificada após serem analisadas as conclusões das investigações do acidente, com a
adoção de regulação baseada em desempenho após a publicação do Code of Federal
Regulation 30 CFR part 250, subpart S. Este regulamento estabelece como mandatória
a implantação de um Sistema de Gestão de Segurança e Meio Ambiente (SEMS) em
todas as operações offshore nos Estados Unidos da América.
II.3 Considerações
Frente ao exposto, a indústria do petróleo apresenta papel fundamental na
sociedade atual, porém precisa garantir que as atividades da Indústria do Petróleo
ocorram de forma controlada e com o mínimo de impacto social, ambiental e
econômico.
Com isso, de forma a prevenir acidentes como os expostos, a adoção das
melhores práticas da indústria, em especial a implantação de um Sistema de Gestão de
Segurança de Processos e um processo de Gerenciamento de Riscos torna-se primordial,
inclusive para a sustentabilidade das empresas.
14
III. Segurança de Processo
A Occupational Safety and Health Administration (OSHA), órgão americano
responsável pela segurança do trabalhador, define Segurança de Processo como
responsável pela prevenção de possíveis incidentes, e se utiliza de técnicas para
identificação dos riscos presentes e mitigação desses antes que um incidente ocorra.
A gestão da Segurança de Processo é amplamente reconhecida como
responsável pela redução do risco de acidentes de grandes proporções e pelo processo
de melhoria do desempenho da indústria. (AIChE/CCPS, 2007).
A Norma Técnica CETESB P4.261 (2011) define perigo como “uma ou mais
condições físicas ou químicas com potencial para causar danos às pessoas, à
propriedade e ao meio ambiente” e risco como “medida de danos à vida humana,
resultante da combinação entre frequência da ocorrência de um ou mais cenários
acidentais e a magnitude dos efeitos físicos associados a esses cenários”.
Para o presente trabalho, considera-se risco não só como uma medida de danos à
vida humana, mas também o dano ao meio ambiente e ao patrimônio.
Assim sendo, neste capítulo apresentam-se os fundamentos de Segurança de
Processo, abordando com mais detalhe a filosofia da Segurança de Processo Baseada
em Risco.
III.1 Introdução
A Segurança de Processo faz parte da Gestão de Segurança e está direcionada às
preocupações com os riscos de grandes impactos aos seres humanos, segurança, danos
ao meio ambiente e prejuízos materiais (API RP 75, 2004).
É importante entender que, mesmo com objetivos próximos, a Segurança
Ocupacional (ou segurança do trabalho) é diferente da Segurança de Processo. Riscos
pessoais ou ocupacionais, tais como escorregões, quedas e cortes, costumam produzir
efeitos sobre um único trabalhador. Por outro lado, riscos de processo podem ocasionar
acidentes maiores, envolvendo liberação de materiais com alto potencial de dano,
incêndios e explosões (AIChE/CCPS, 2008).
Os incidentes de segurança de processo podem ter efeitos catastróficos e podem
resultar em múltiplas mortes e feridos, assim como danos à economia, à propriedade e
ao meio ambiente. Além disso, diferente de incidentes individuais, incidentes de
15
segurança de processo podem causar dano tanto aos trabalhadores no interior de uma
unidade, quanto nas pessoas que vivem próximas, comunidades vizinhas, por exemplo.
As práticas de Segurança de Processo e os sistemas de gestão de segurança estão
em vigor, em algumas empresas, há muitos anos. Porém, muitas vezes, devido à maior
frequência e facilidade na avaliação das lesões dos trabalhadores, os recursos das
empresas são desproporcionais, focando em segurança do trabalho ou ocupacional ao
invés da segurança de processo (AIChE/CCPS, 2007).
Ao longo dos anos, as indústrias desenvolveram diversas abordagens
relacionadas à Segurança de Processo. A seguir, na Figura 2, é apresentada a evolução
dessas estratégias.
Figura 2. Evolução das estratégias de Segurança de Processo (Adaptado de
AIChE/CCPS, 2007).
III.2 Gestão da Segurança de Processo Baseada em Padrões
A primeira estratégia na gestão da segurança de processo, que perdurou durante
um longo período na indústria, dependia apenas das normas baseadas na experiência.
Como experiência, incluíam-se tanto práticas internas da empresa, quanto padrões
reconhecidos da indústria, como as normas do Instituto Nacional Americano de Padrões
(ANSI) e do Instituto Americano do Petróleo (API).
Utilizando-se de uma estratégia baseada em Padrões e experiência, a
organização depende da aplicação das práticas amplamente comprovadas, que
evoluíram e foram desenvolvidas, muitas vezes, após acidentes e eventos de perdas.
Entretanto, incidentes de Segurança de Processo costumam ser pouco frequentes e,
dessa forma, apenas a experiência passada não é o suficiente na prevenção de acidentes
futuros (AIChE/CCPS, 2007).
Estratégia
Baseada em
Padrões
Estratégia
Baseada na
Conformidade
Estratégia
Baseada na
Melhoria
Contínua
Estratégia
Baseada em
Risco
16
III.3 Gestão da Segurança de Processo Baseada na Conformidade
Com o passar do tempo, preocupados com os potenciais acidentes na indústria
de processos químicos, agências governamentais começaram a estabelecer
regulamentações definindo requisitos mínimos de atividades de prevenção de acidentes.
Regulamentações baseadas em desempenho, incluindo as normas da ANP para o
Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO), norma OSHA 3231 dos
EUA e a norma Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act 2006 (OPGGS
Act) da NOPSEMA4, estabelecem requisitos para implementação de um sistema de
gerenciamento de segurança pela adoção de práticas não prescritivas. Esta abordagem
não cria entraves ao avanço à inovação e ao avanço tecnológico da indústria, permitindo
que os operadores moldem suas próprias ações de Segurança de Processo ao nível de
risco apropriado.
A norma OSHA 3231 (2000), por exemplo, estabelece que os operadores
possuam uma Process Safety Management (PSM), em português, Gestão de Segurança
de Processo. O principal foco da PSM é a análise de riscos, preconizando que
operadores identifiquem os cenários de maiores riscos e realizem uma avaliação e
tratamento desses riscos. Além disso, essa norma prevê o uso de um sistema de gestão
composto por 14 elementos, que são aplicáveis durante toda a vida útil da instalação. O
sistema auxilia na prevenção e mitigação dos efeitos de liberações indesejadas de
produtos químicos e energia, provenientes de um processo contendo produtos perigosos.
No Brasil, o Regulamento Técnico do SGSO é aplicável às instalações
marítimas de perfuração e produção de petróleo e gás natural. O SGSO é composto por
17 práticas de gestão orientadas ao desempenho e à gestão de risco, conduzindo o
processo de melhoria contínua na operação das instalações.
De acordo com a ANP (2007), a supervisão da segurança operacional das
instalações tem o objetivo de identificar se o operador cumpre as boas práticas de
gestão, e estabelece a cultura de segurança nas operações.
Instalações petrolíferas offshore e atividades ou operações correlacionadas nas
águas jurisdicionais australianas são reguladas pelo “Offshore Petroleum and
4 National Offshore Petroleum Safety and Environmental Management Authority (NOPSEMA)
atua como órgão regulador da Austrália, com atribuição de regular os aspectos de saúde e
segurança, integridade de poço e gerenciamento ambiental das operações offshore de petróleo e
gás.
17
Greenhouse Gas Storage Act 2006 – OPGGSA”, que trata sobre exploração e
desenvolvimento de todas as atividades de petróleo offshore da Austrália, e inclui três
documentos: o “Environment Plan”, “Safety Case” e “Well Operations Management
Plan”. É uma legislação predominantemente não prescritiva, baseada em desempenho,
com exceção à parte de segurança ocupacional, que também consta no Safety Case, e
possui parâmetros prescritivos. No Brasil, segurança ocupacional é de competência do
Ministério do Trabalho e Emprego, e também é predominantemente prescritiva.
Segundo o AIChE/CCPS (2007), “as regulamentações da Gestão da Segurança
de Processo estabelecem exigências mínimas que, em determinadas situações, podem
não ser suficientes para gerenciar riscos adequadamente, enquanto, em outros casos,
podem forçar as empresas a dar atenção excessiva às questões da Segurança de
Processo”.
III.4 Gestão da Segurança de Processo Baseada em Melhoria Contínua
As expectativas da sociedade no que concerne à segurança aumentam
constantemente. De forma a cumprir com essas expectativas, as empresas passaram a
incorporar padrões de melhoria contínua referentes à segurança, saúde e políticas
ambientais, uma abordagem semelhante aquela já adotada em sistemas de qualidade,
por exemplo (AIChE/CCPS, 2007).
De acordo com a ISO 9001 (2008), referente à Sistema de Gestão da Qualidade,
um modelo de gestão baseado em melhoria contínua deve utilizar indicadores de
desempenho (métricas) para conduzir mudanças. Entretanto, esta estratégia pode não ser
a mais adequada para gerenciar a Segurança de Processo, já que muitos indicadores são
reativos, baseados em incidentes de baixa frequência e de consequências elevadas, o que
não necessariamente indicam o nível de segurança de uma unidade.
III.5 Gestão da Segurança de Processo Baseada em Risco
A abordagem de Segurança de Processo Baseada em Risco (RBPS) combina as
estratégias anteriores, cumprindo as exigências regulatórias, aplica as lições aprendidas
através da experiência na empresa ou na indústria, e utiliza os indicadores de
desempenho na condução da Segurança de Processo. Além disso, utiliza de um
programa de gerenciamento de riscos e indicadores de tendência (indicadores
proativos), ajudando a medir e antever, de modo confiável, o desempenho dos diversos
18
aspectos do sistema de segurança, independentemente de quaisquer eventos de perda
(AIChE/CCPS, 2007).
A Tabela 2 apresenta os quatro pilares do Sistema de Gestão de Segurança de
Processo Baseada em Risco proposto pelo AIChE/CCPS (2007).
Tabela 2. Princípios de Segurança de Processo Baseada em Risco (Adaptado de
Diretrizes para Segurança de Processo Baseada em Risco, AIChE/CCPS, 2007).
Pilares do Sistema de Gestão de Segurança de Processo Baseada em Risco
Comprometimento com a Segurança de Processo
Cultura de Segurança de Processo
Conformidade com Padrões e Normas
Competência em Segurança de Processo
Participação da Força de Trabalho
Abrangência às Partes Interessadas
Compreensão dos Riscos e Perigos
Gestão do Conhecimento de Processo
Identificação de Perigos e Análise de Risco
Gestão de Risco
Procedimentos Operacionais
Práticas de Trabalho Seguro
Integridade de Ativos e Confiabilidade
Gestão de Contratadas
Garantia de Treinamento e Competência
Gestão de Mudanças (MOC)
Prontidão Operacional
Realização das Operações
Gestão de Emergências
Aprender com a experiência
Investigação de Incidentes
Auditoria
Medição e Métricas
Análise da Gestão e Melhoria Contínua
19
III.5.1 Cultura de Segurança de Processo
O HSE5 (2005) define Cultura de Segurança como sendo o conjunto de valores
individuais e de grupo, atitudes, percepções, competências e padrões de comportamento
que determinam o compromisso e a competência referentes à saúde e segurança de uma
organização.
Organizações com uma cultura de segurança bem desenvolvida são
caracterizadas por comunicações baseadas na confiança mútua, compreensão da
importância da segurança e pela confiança na prevenção de acidentes.
Fraquezas comuns na cultura de segurança de processos foram identificadas no
acidente de Piper Alpha. Após investigações, foram apontadas ausências em
características essenciais de uma cultura adequada, como a falta da conscientização dos
riscos e a falha da comunicação e confiança (AIChE/CCPS, 2007).
Decisões de gerenciamento que aparentam colocar produção ou custo antes da
segurança, e violações sistemáticas generalizadas de procedimentos são alguns sintomas
de fatores culturais de segurança mal desenvolvidos (HSE, 2005).
III.5.2 Conformidade com Padrões e Normas
A operação segura das instalações industriais exige que os sistemas de gestão de
segurança de processo permaneçam em conformidade com regulamentos e leis
aplicáveis, assim como com padrões e normas, incluindo padrões adotados de forma
voluntária pela empresa.
Vale ressaltar que mesmo com a aplicação das melhores práticas e padrões, sem
uma cultura apropriada, as operações não acontecerão conforme as normas e códigos
(AIChE/CCPS, 2007).
III.5.3 Competência em Segurança de Processo
O elemento de Competência em Segurança de Processo aplica práticas de gestão
para identificar de forma proativa necessidades de aprendizagem para a segurança de
processo, compartilhando experiências e desenvolvendo competências no auxílio à
tomada de decisão baseada em risco.
5 O Health and Safety Executive (HSE) é o órgão responsável pela regulamentação e aplicação
de diretrizes relacionadas a saúde, segurança e bem-estar no Reino Unido.
20
Uma Gestão da Segurança de Processo baseada em risco preconiza que os
seguintes princípios fundamentais devem ser desenvolvidos na organização:
I. Prática segura
II. Manutenção e aperfeiçoamento da competência em segurança de
processo
III. Avaliação e compartilhamento dos resultados desenvolvendo a
aprendizagem na organização e na indústria.
III.5.4 Participação da Força de Trabalho
Outro elemento importante do pilar de comprometimento com a Segurança de
Processo é a participação ativa da Força de Trabalho6. De acordo com o HSE (2005), a
gestão deve desenvolver uma cultura de segurança no qual os funcionários lembrem-se
de que a segurança é papel de todos e que depende da participação de cada um.
O envolvimento da Força de Trabalho no compromisso com a segurança teve
seu desenvolvimento no Reino Unido após relatório da Comissão de Inquérito em
Segurança e Saúde no Trabalho, no qual se derivou uma recomendação fundamental
que previa a mudança da ênfase da segurança do governo para a auto regulação,
exigindo que os operadores colaborassem na criação de ambientes de trabalho mais
seguros (CULLEN REPORT, 1990).
No Brasil, a ANP (2007) preconiza que o Operador da Instalação é responsável
por estabelecer condições para que haja participação da força de trabalho no
desenvolvimento do sistema de gestão de segurança de processo. Além disso, o
Operador deve promover atividades de conscientização e informação relacionadas com
a segurança das operações, propiciando oportunidades para participação dos operadores
conforme seu envolvimento.
III.5.5 Abrangência às Partes Interessadas
O próximo elemento refere-se ao gerenciamento das partes interessadas. Este
elemento tem como objetivo assegurar que uma instalação possua um relacionamento
6 A definição de Força de Trabalho de acordo com o Regulamento Técnico do SGSO da
ANP (2007) é “Todo o pessoal envolvido na operação da Instalação, empregados do
operador ou contratadas”.
21
com os acionistas, grupos industriais, governamentais e públicos relevantes
(AIChE/CCPS, 2007).
III.5.6 Gestão do Conhecimento de Processo
Primeiro elemento do pilar de Compreensão dos Riscos e Perigos, a gestão do
conhecimento de processo tem como objetivo definir procedimentos de elaboração,
divulgação, atualização, controle e acesso à documentação relativa ao processo.
Segundo o AIChE/CCPS (2007), o Operador deve desenvolver, documentar e
manter o conhecimento do processo de maneira estruturada durante todo o ciclo de vida
da instalação.
A Gestão do Conhecimento de Processo deve estar alinhada à participação da
Força de Trabalho. A Organização deve garantir o acesso às informações, na medida em
que são desenvolvidas e alteradas, para a Força de Trabalho.
III.5.7 Identificação de Perigos e Análise de Risco
A Identificação de Perigos e Análise de Risco é um elemento essencial do
RBPS. A prática de identificação e análise de riscos que podem resultar em eventos,
deve ser conduzida em todas as fases do ciclo de vida da instalação.
Muitas técnicas para identificar riscos existem, porém em todos os casos, a
pergunta básica “O que pode dar errado?” deve ser respondida.
Devido à importância de um processo de Gerenciamento de Riscos, o capítulo
IV abordará com mais profundidade esse elemento.
III.5.8 Procedimentos Operacionais
O primeiro elemento do pilar de Gestão de Riscos é o de Procedimentos
Operacionais. Esse elemento prevê que para, gerenciar o risco, o Operador deve focar
em desenvolver procedimentos que descrevam de forma segura como iniciar, operar e
encerrar processos. Deve ainda disponibilizar procedimentos específicos instruindo
operadores a como abordar condições perigosas e anormais (AIChE/CCPS, 2007).
A abordagem de Procedimentos Operacionais também existe em normas e
regulamentos. A PSM possui um elemento específico sobre procedimentos
operacionais, que se refere ao desenvolvimento e implementação de procedimentos
22
operacionais escritos para os processos químicos, incluindo procedimentos para cada
fase operacional, limitações e faixas de operação e considerações de segurança e saúde
(OSHA, 2000)
A norma API RP 75 (2004) estabelece que o sistema de gestão deve incluir
requisitos para procedimentos operacionais, projetados para tornar as operações mais
eficientes, seguras e ambientalmente saudáveis. Além disso, uma organização pode
aplicar um mesmo procedimento para múltiplas instalações, desde que previamente
avaliados e com todas as diferenças estudadas.
O nível de detalhamento necessário de um procedimento deve estar adequado ao
risco associado à tarefa. Procedimentos ou atividades que são de alto risco ou alto
perigo, necessitam de um escopo mais minucioso e um nível maior de detalhes
(AIChE/CCPS, 2007).
A gestão ineficiente do elemento de Procedimentos Operacionais foi uma das
causas raiz identificadas na investigação do acidente do FPSO Cidade de São Mateus. A
causa raiz CR14 refere-se a procedimento operacional incompleto e com ausência de
instruções claras (ANP, 2015). Dessa causa raiz, derivaram-se três recomendações
mandatórias para a indústria, estabelecendo que:
I. Os procedimentos operacionais devem possui instruções e proibições
bem definidas.
II. Devem garantir a integridade e clareza das informações traduzidas.
III. Deve-se estabelecer em procedimento escrito os limites e valores de
parâmetros operacionais manipuláveis a serem considerados na operação
dos sistemas para o controle de riscos operacionais.
A ANP (2007), por meio do Regulamento Técnico do SGSO, estabelece a
terminologia “procedimento crítico”. Um procedimento é considerado crítico quando
essencial para a prevenção ou mitigação ou que, em caso de falha, possa provocar um
acidente operacional. Portanto, o Operador, a partir da identificação de perigos e análise
de risco, deve identificar os procedimentos críticos da instalação. De acordo com a
ANP, o gerenciamento e controle desses procedimentos devem aplicar mais esforços e
recursos do Operador, de forma a serem priorizados.
23
III.5.9 Práticas de Trabalho Seguro
O elemento de Práticas de Trabalho Seguro tem o objetivo de estabelecer um
sistema de controle para gerenciar atividades em ambientes de perigo. As atividades que
forem identificadas em áreas de risco devem contemplar medidas adicionais de
precaução e mitigação, para que o trabalho seja realizado com segurança.
Além disso, o Operador deve estabelecer um sistema de inspeção nas áreas de
trabalho para determinar se os procedimentos estão sendo seguidos, se as condições da
permissão de trabalho estão sendo seguidas e se permanecem apropriadas.
As Práticas de Trabalho Seguro devem ser projetadas para minimizar os riscos
associados à operação, manutenção, atividades de modificação e manuseio de materiais
e substâncias que possam afetar a segurança ou o meio ambiente. Além disso, fatores
humanos devem ser considerados no desenvolvimento de práticas seguras (API RP 75,
2004).
A falta de medidas adicionais de precaução de trabalhos foi observada como
uma das causas do acidente de Piper Alpha. O Relatório de Lord Cullen (1990)
destacou que o sistema de Permissão para Trabalho (PT) não era estabelecido conforme
o procedimento. O Relatório destaca como exemplo o fato dos responsáveis pelo
monitoramento dos locais de trabalho não inspecionarem o local de trabalho durante as
atividades. Destaca ainda ocasiões em que os supervisores frequentemente deixavam os
documentos da PT na sala de controle, em vez de devolvê-los ao representante de
operações responsável, conforme exigido pelo procedimento.
Os procedimentos operacionais e as práticas de trabalho seguro se
complementam. Os procedimentos fornecem detalhes sobre a execução do trabalho. As
permissões devem descrever os perigos específicos e as salvaguardas do trabalho.
Ambos os elementos ajudam a garantir que a Força de Trabalho entenda os perigos e
tomem as medidas necessárias para gerenciar os riscos durante atividades não rotineiras
(AIChE/CCPS, 2007).
III.5.10 Integridade de Ativos e Confiabilidade
As atividades de integridade dos ativos consistem na implantação sistemática de
atividades de inspeção e manutenção de equipamentos para garantir a integridade
mecânica.
24
A Prática de gestão nº 13, do RT-SGSO da ANP (2007) descreve requisitos para
o planejamento de inspeção, teste, manutenção e suprimento de materiais, a fim de
buscar a integridade mecânica dos sistemas, estruturas e equipamentos.
É importante ressaltar que essa prática de gestão possui uma das maiores
frequências de não conformidades apontadas em auditorias realizadas em 2016 em
sondas e instalações de produção marítimas (ANP, 2016).
Segundo a API RP 75 (2004), o gerenciamento da integridade deve incluir os
seguintes aspectos:
a. Procedimentos e práticas de trabalho de forma a manter a integridade
mecânica dos equipamentos.
b. Treinamento da Força de Trabalho responsável pelas inspeções, testes e
manutenções na aplicação de procedimentos, riscos das tarefas e práticas
de trabalho seguras.
c. Procedimentos de controle de qualidade para verificar o atendimento às
especificações de projeto.
d. Procedimentos para verificação de mudanças na instalação.
Inspeções e testes devem ser realizados em conformidade com procedimentos
que seguem boas práticas reconhecidas da indústria. A frequência das inspeções e testes
de equipamentos devem seguir as recomendações dos fabricantes e as boas práticas, ou
caso determinado por experiência operacional prévia. Cada inspeção e teste deve ser
documentado, identificando a data da inspeção ou teste, o nome do responsável pela
execução, o número de identificação do equipamento, uma descrição da inspeção ou
teste realizado e os resultados (OSHA, 2000).
Falhas na gestão da integridade foram observadas no acidente de Texas City. De
acordo com o Relatório de investigação produzido pelo CSB (2007), vários
instrumentos estavam em falha, provavelmente devido a manutenção e testes
inadequados, contribuindo para o incidente.
Instrumentos com histórico de problemas, como o alarme de nível alto da torre,
não foram rastreados para garantir a ação adequada e evitar a manutenção corretiva. As
deficiências de integridade mecânica da unidade resultaram no start-up da torre de
destilação sem um transmissor de nível devidamente calibrado, sem um alarme de nível
alto da torre em funcionamento, sem um visor de nível e sem um alarme de nível alto no
tambor de purga (CSB, 2007).
25
A NORSOK Z-013 (2001) apresenta uma metodologia muito utilizada na
indústria que tange a Gestão de Integridade, que é a Risk Based Inspection (RBI). A
RBI é uma metodologia que visa estabelecer um programa de inspeção baseado em
mecanismos de falha que pode estar sujeito a inspeção (corrosão, vibração, etc.).
A metodologia combina uma análise de risco ao processo de inspeção. A entrada
para a análise é a probabilidade de falha do equipamento e a consequência para os
ativos. A RBI fornecerá informações sobre os mecanismos e frequências de falha,
provendo dados para a otimização dos programas de inspeção.
III.5.11 Gestão de Contratadas
Uma parte importante do pilar de gestão de riscos é o gerenciamento de
contratadas ou terceirizadas. De acordo com a ANP (2007), o Operador deve conduzir
uma prática de gestão de modo a estabelecer parâmetros para a seleção e avaliação de
contratadas, considerando aspectos de segurança operacional nas atividades.
A PSA7 (2017) estabelece, em sua regulamentação, que o Operador deve
garantir que os contratados e fornecedores estejam qualificados para cumprir a
regulamentação relativa à saúde, segurança e meio ambiente. Além disso, o Operador
deve assegurar que quaisquer deficiências no sistema de gestão das contratadas sejam
corrigidas e os ajustes necessários sejam feitos, para assegurar a uniformidade
necessária.
III.5.12 Treinamento e Competência
De acordo com a OSHA (2000), a implantação de um programa de treinamento
eficiente é uma das etapas mais importantes na gestão da segurança de processo baseada
em risco. A PSM exige que a Força de Trabalho envolvida na operação de um processo
deve ser treinada em uma visão geral do processo e em seus procedimentos
operacionais. O treinamento deve focar na conscientização dos riscos de segurança de
processo, operações de emergência, incluindo operações de Emergency Shutdown, e
outras práticas de trabalho que se aplicam às tarefas do operador.
7 Petroleum Safety Authority (PSA) atua como órgão regulador na Noruega, sendo responsável
pela segurança, resposta à emergência e ambiente de trabalho nas atividades da indústria do
petróleo na Noruega.
26
A partir do relatório de investigação do acidente da Deepwater Horizon (2010),
destaca-se a recomendação referente a gestão de treinamento. Essa recomendação
estabelece que o Operador deve desenvolver um programa avançado de treinamento em
controle de poços em águas profundas, de forma que os resultados dos treinamentos
desenvolveriam uma maior capacidade de resposta e um entendimento mais profundo
das condições exclusivas de controle de poço existentes na perfuração em águas
profundas.
Atualmente diversas empresas trabalham com o conceito de “Matriz de
Treinamentos”. A matriz relaciona o cargo com os treinamentos necessários,
especificando ainda o grau de profundidade requerido em cada caso (ex: treinamento
introdutório, intermediário, ou avançado).
De forma a alcançar altos níveis de confiabilidade humana, os elementos de
Procedimentos, Treinamento e Cultura devem estar alinhados.
Os procedimentos operacionais documentados, atuais e precisos ajudam a
garantir que cada equipe e operador execute sua função de modo seguro e consistente.
Entretanto, nada disso será eficaz caso o elemento de Cultura de Segurança não englobe
a utilização de sistemas de gestão confiáveis e o treinamento da Força de Trabalho nos
procedimentos não seja realizado periodicamente (AIChE/CCPS, 2007).
A identificação de perigos e análise de riscos tem papel fundamental na gestão
de treinamentos. A partir dos cenários de acidentes identificados, definem-se diversas
características do sistema de gestão, tais como: periodicidade do treinamento, tipo de
treinamento, entre outros.
III.5.13 Gestão de Mudanças (MOC)
Um dos principais elementos do pilar de Gestão de riscos, e toda a Gestão da
Segurança de Processos baseada em Risco (RBPS) é o de Gestão de Mudanças ou
MOC. Esse elemento prevê que o Operador deve garantir que as mudanças não
aumentem os riscos existentes (AIChE/CCPS, 2007).
Uma instalação está sujeita a mudança contínua para aumentar a eficiência,
melhorar as operações e acomodar inovações tecnológicas. Reparos, conexões e outras
modificações podem ser realizados por necessidade operacional. Dessa forma, qualquer
mudança, não originalmente prevista e analisada, pode introduzir novos riscos,
comprometer as salvaguardas existentes, etc.
27
O sistema de gestão deve estabelecer procedimentos para identificar e controlar
os perigos associados às mudanças, sendo elas tanto mudanças nas instalações, quanto
mudanças na Força de Trabalho (API RP 75, 2004). Mudanças de fornecedores de
matérias-primas ou equipamentos também são consideradas. Mudanças de diretores,
gerentes, compras, aquisições e fusões também devem ser gerenciados em MOC.
Os tipos de alterações que exigem o uso do procedimento de Gestão de
Mudanças devem ser definidos pelo procedimento (AIChE/CCPS, 2011). Normalmente
incluem-se:
Alterações nos equipamentos, instalações e parâmetros operacionais fora
dos limites definidos pelos estudos e documentos de segurança de
processo da instalação.
Modificações no controle de processos.
Introdução de novos produtos químicos.
Alterações nas especificações químicas ou fornecedores.
Locais de construção e padrões de ocupação.
Questões organizacionais, como níveis de pessoal e atribuições de
trabalho.
Dependendo da natureza da mudança, o Operador deve escolher uma ou mais
técnicas a serem utilizadas para a análise dos riscos. Entretanto, a análise de riscos, para
mudanças mais simples, podem se resumir ao preenchimento de checklists se
precisamente definidos, que a depender dos critérios, pode dispensar a necessidade de
análises robustas.
A partir das causas raiz identificadas, a ANP (2015) estabeleceu recomendações
consideradas necessárias para evitar a recorrência de acidentes semelhantes ao do FPSO
Cidade de São Mateus. Dentre as recomendações oriundas da investigação do acidente,
as recomendações R01 e R11 referem-se à prática de gerenciamento de mudanças, já
que duas das causas raiz identificadas no acidente foram o gerenciamento de mudanças
não realizado (R01) e ausência do gerenciamento de mudança de pessoas (R11):
“R01: Garantir que o gerenciamento de mudanças seja prática realizada
em todas as fases do ciclo de vida de uma unidade, incluindo o seu projeto, construção
e comissionamento.”
28
“R11: Garantir a aplicação do processo de gerenciamento de mudanças
de pessoas, incluindo os casos de redução, aumento e acúmulo de funções, entrada e
saída de pessoas.”
Além do relatório de investigação de São Mateus, o relatório de investigação
realizado pelo CSB (2007) referente ao acidente na refinaria de Texas City também
observou diversas aplicações erradas no processo de Gestão de Mudanças. Entre essas
aplicações erradas, o CSB destaca que uma válvula de controle de pressão encontrava-
se fora de operação, entretanto, a partida da torre de destilação prosseguiu sem iniciar o
processo de gestão de mudança.
Várias mudanças também foram realizadas nos procedimentos de start-up da
torre de destilação sem um gerenciamento adequado. O CSB também apontou diversas
alterações de projeto e equipamento para os vasos e tambores que não foram avaliados
sobre a política de MOC, embora estes equipamentos tenham sido designados pela
refinaria como sendo críticos para a segurança.
Outro ponto de falha no gerenciamento de mudanças referente ao acidente de BP
Texas City foram os trailers temporários localizados próximos à planta de processo.
Um processo de MOC eficaz seria capaz de analisar previamente os riscos da utilização
dos trailers adjacente à planta, identificando assim a localização mais favorável destas
habitações na qual a exposição humana aos perigos pudesse ser reduzida.
III.5.14 Prontidão Operacional
De acordo com o elemento de Prontidão Operacional, o sistema de gestão deve
garantir que os processos que foram desligados sejam reinicializados de forma segura.
Esse elemento é especialmente relevante para processos sazonais, que não operam o ano
todo.
O Operador deve assegurar que o processo de shutdown da instalação seja
avaliado para saber se as condições estão seguras para a reinicialização (AIChE/CCPS,
2007).
III.5.15 Realização das Operações
A condução das operações de forma confiável é um dos elementos do pilar de
gestão de riscos. De acordo com o AIChE/CCPS (2007), quando implementado
29
adequadamente, a gestão das operações deve trabalhar junto com o projeto, o
treinamento, a manutenção e a engenharia, fornecendo resistência contra perdas.
III.5.16 Gestão de Emergências
Apesar do melhor planejamento, caso ocorra um incidente, é essencial que a
Força de Trabalho seja capaz de executar as ações adequadas. Dessa forma, um Plano
de Emergência deve ser desenvolvido e estabelecido (OSHA, 2000).
De acordo com a ANP (2007), o Operador deve assegurar o adequado
planejamento e gerenciamento de grandes emergências que possam ocorrer durante a
operação da Instalação, incluindo implantar um Plano de Emergência para a Unidade,
gerenciar recursos de resposta, e estabelecer exercícios simulados.
Segundo o HSE (2016), a resposta de emergência abrange a ação em resposta a
possíveis acidentes graves e também para alguns incidentes menores, especialmente
observados em operações offshore. Por exemplo, pessoas ao mar, doença ou ferimentos
a pessoas que necessitem de evacuação urgente da instalação para tratamento médico ou
recuperação.
A Gestão de Emergências está diretamente relacionada ao elemento do risco.
Para que sejam desenvolvidos planos de resposta a emergência, a identificação dos
cenários plausíveis de acidentes faz-se necessária. Os produtos do trabalho do elemento
de risco devem ser utilizados para limitar a faixa de acidentes que podem ocorrer
(AIChE/CCPS, 2007).
Ao se desenvolver planos para situações de emergência, é importante questionar
três pontos essenciais do risco (AIChE/CCPS, 2007):
I. O que pode dar errado? – Esse questionamento fornece informações dos
tipos de emergências que devem ser planejadas.
II. Quão severo pode ser? – Esse questionamento induz a identificação das
medidas necessárias de contingência.
III. Com que frequência pode acontecer? – Esse questionamento reflete se a
probabilidade de um determinado cenário é suficiente para justificar as
ações.
O elemento de Gestão de Emergências foi muito abordado no relatório da
Comissão de Sindicância sobre o acidente da P-36. Dentre os itens passíveis de atenção,
30
na parte que versa sobre o aprimoramento dos procedimentos e planos de emergência, o
relatório aponta “a ida da brigada de incêncio diretamente para o local da ocorrência”.
O relatório sugere como medidas a serem adotadas o uso de detectores portáteis de gás e
de sistemas de comunicação durante as emergências (ANP, 2001).
III.5.17 Investigação de Incidentes
O primeiro elemento do pilar de Aprender com a Experiência é o de
Investigação de Incidentes. Segundo o AIChE/CCPS (2007), “a investigação de
incidentes é uma forma de aprender com os incidentes que ocorrem ao longo da vida de
uma instalação, e de comunicar as lições aprendidas para o pessoal interno e de outras
partes interessadas”.
A API RP 75 (2004) preconiza que um sistema de gestão de Segurança de
Processo deve estabelecer procedimentos para investigação de todos os incidentes de
sérias consequências para a segurança ou o meio ambiente.
Ainda segundo a API, a investigação de um incidente deve abordar:
I. A natureza do incidente.
II. Os fatores que contribuíram para o início do incidente e seu
desenvolvimento.
III. Recomendações para melhorias no sistema de gestão, visando evitar a
ocorrência de eventos similares.
A OSHA 3132, por meio da Process Safety Management (2000) possui
requisitos mandatórios relacionados à investigação de incidentes. Entre os requisitos,
destaca-se a obrigatoriedade de que a investigação do incidente deve ser iniciada tão
prontamente quanto possível, mas não depois de 48 horas após o incidente. Além disso,
a investigação deve ser realizada por uma equipe composta por pelo menos uma pessoa
que conheça os processos envolvidos, de forma que a equipe deve possuir pessoas com
conhecimento e experiência apropriados para investigar e analisar o incidente.
Em relação ao elemento de Investigação de Incidentes, o Regulamento Técnico
do Sistema de Gestão de Segurança Operacional da ANP (2007) estabelece que o
Operador da Instalação será responsável por estabelecer, documentar e instituir ações
corretivas para minimizar as consequências imediatas dos incidentes e ações preventivas
para evitar recorrências.
31
III.5.18 Auditoria
O elemento de Auditoria refere-se a um processo capaz de avaliar a eficácia da
implantação e do funcionamento do sistema de gestão. O processo de auditoria deve
identificar e corrigir de maneira proativa as deficiências no projeto e no gerenciamento
da segurança (AIChE/CCPS, 2007).
A OSHA 3132 (2000) estabelece que os operadores devem avaliar o
cumprimento de suas disposições pelo menos a cada três anos, para que se tenha certeza
de que a gestão da segurança de processo é eficaz. Essas auditorias verificarão se os
procedimentos e as práticas desenvolvidas são adequadas e estão sendo seguidas.
Segundo a ANP (2007), a execução das auditorias deve utilizar informações
sobre auditorias anteriores, avaliações de desempenho, investigações de acidentes e o
risco da unidade.
A API RP 75 (2004) preconiza que o escopo das auditorias deve incluir o
seguinte:
I. Determinação se os elementos do programa de gerenciamento estão
adequados e incorporam os componentes necessários.
II. Avaliação do sistema de teste quanto à eficácia do sistema de gestão.
III. Identificação de pontos de melhoria na segurança e no gerenciamento da
segurança de processo.
III.5.19 Métricas e Indicadores
Este segundo elemento do pilar de Aprender com a Experiência possui o
objetivo de promover a melhoria contínua das condições de segurança das instalações.
Isso deve ser o resultado de um processo de estabelecimento e monitoramento de
métricas e indicadores de desempenho, assim como metas que avaliem a eficácia do
sistema de gestão.
Idealmente, as instalações, em vez de esperar pelo acontecimento de acidentes
ou a realização de auditorias, devem monitorar o desempenho em tempo real. Somente
assim é possível identificar falhas antes que acidentes ocorram, permitindo que medidas
sejam tomadas (ANP, 2007).
As características essenciais das métricas e indicadores são descritas mais
detalhadamente no Capítulo V.
32
III.5.20 Análise da Gestão e Melhoria Contínua
A avaliação periódica do sistema de gestão, buscando o desempenho pretendido
e o alcance de metas, é preconizada pelo elemento de Análise da Gestão e Melhoria
Contínua (AIChE/CCPS, 2007).
Os resultados das análises da gestão devem ser monitorados ao longo do tempo,
e, em caso de oportunidades de melhoria, ou problemas evidentes, revisões do sistema
de gestão devem ser realizadas.
De forma geral, durante análise de gestão, o Operador deve ser capaz de
responder as seguintes questões:
Qual é a qualidade do nosso sistema de gestão da segurança de processo?
Estes são os resultados que queremos?
Estamos trabalhando nas circunstâncias certas?
III.6 Considerações finais
Neste capítulo, observa-se que a Gestão da Segurança de Processo Baseada em
Risco (RBPS) é difundida em toda a indústria, seja por meio de normas e guidelines
mundiais, como a API RP 75 e as “Diretrizes para Segurança de Processo Baseada em
Risco”, seja por meio de Regulamentações, como as diversas citadas.
Entretanto, os acidentes ocorridos na indústria do petróleo demonstram que,
apesar das instalações gerenciarem a segurança, muitas vezes as organizações não
estabeleceram métodos para a identificação de falhas latentes do sistema de
gerenciamento da segurança, e nem estabelecem suas respectivas ações de melhoria
contínua.
Alguns acidentes comprovam a mera passividade da gestão da segurança, já que
a organização não atua pró-ativamente, por meio de indicadores preventivos que
avaliam a confiabilidade do sistema de gestão.
Além disso, faz-se necessário o estabelecimento de um conjunto de indicadores
de desempenho de segurança para garantir que os riscos estão sendo controlados.
Nesse sentido, os elementos de Identificação de Perigos e Análise de Riscos, e
Métricas e Indicadores serão descritos com mais detalhes nos capítulos 3 e 4,
respectivamente.
33
IV. Gerenciamento de Riscos
Sistemas de Gestão eficazes são necessários nas operações com hidrocarbonetos
para assegurar a segurança do processo, a saúde dos trabalhadores e a proteção do meio
ambiente. Nesse contexto, a indústria do petróleo deve investir na segurança e na
prevenção de eventos indesejados, fazendo uso de tecnologias propícias à identificação
dos perigos presentes em uma planta industrial e a eliminação ou redução dos cenários
acidentais relacionados a estes perigos.
Neste capítulo apresenta-se o conceito de Gerenciamento de Riscos, de forma a
contextualizar a importância da redução e mitigação dos riscos envolvidos nos
processos da indústria de petróleo.
IV.1 Processo de Gerenciamento de Riscos
Um processo de gerenciamento de riscos permite entende-los, identificar
possíveis cenários acidentais e avaliar suas probabilidades e consequências, de forma a
auxiliar na mitigação dos riscos. O grande objetivo no gerenciamento de riscos é
orientar a destinação equilibrada dos recursos para controlar e mitigar os riscos,
reduzindo os riscos para níveis toleráveis aceitáveis.
A Norma CEPRAM Nº 4578 (2017) define Programa de gerenciamento de
Riscos como “Aplicação sistemática de políticas de gerenciamento, procedimentos e
práticas de análises, avaliação e controle dos riscos para empreendimentos que
processam, produzem, armazenam, transportam ou, de alguma forma, utilizam as
substâncias que possam representar potencial de dano à integridade física das pessoas,
com o objetivo de proteger os funcionários, o público em geral, o meio ambiente e as
instalações, evitando a interrupção do processo”.
De forma geral, Gerenciamento de Riscos é um processo que envolve a
identificação, análise e avaliação dos riscos. Após a etapa de avaliação de riscos, o
tratamento e mitigação, visando controlar os riscos identificados, são fundamentais no
processo de gerenciamento de riscos, conforme demonstra a Figura 3 (ISO 31000,
2009).
34
Figura 3. Processo de Gerenciamento de Riscos (Adaptado de ISO 31000, 2009).
IV.2 Estabelecimento do contexto
Para gerenciar riscos é necessário entender o contexto, considerando parâmetros
internos e externos à organização, como por exemplo, fatores culturais, políticos,
regulatórios, financeiros, entre outros.
Nessa etapa, a organização deve definir os objetivos da avaliação dos riscos, os
critérios de aceitação de risco.
IV.3 Identificação de riscos
Segundo a IEC/ISO 31010 (2009), identificar riscos é o processo de identificar,
reconhecer e registrar riscos.
O processo de identificação de riscos tem objetivo de identificar o que pode
acontecer ou situações vulneráveis que podem afetar um sistema, incluindo apontar as
causas e origens do risco. Ou seja, visa identificar os cenários acidentais.
IV.4 Análise de riscos
De acordo com o American Institute of Chemical Engineers (AIChE), a
identificação e análise de riscos deve ser aplicada a cada fase do ciclo de vida de uma
Estabelecimento do contexto
Identificação de riscos
Análise de riscos
Avaliação de riscos
Tratamento de riscos
Comunicação e
consulta
Monitoramento e
análise crítica
35
instalação, através do uso de uma ou mais técnicas. Entretanto, é importante que a
identificação e análise de riscos sejam feitas o mais cedo possível, já que é
relativamente mais fácil e barato realizar modificações no início do ciclo de vida de uma
instalação, quando as mudanças podem ser incorporadas com menos impacto no custo e
no cronograma (AIChE/CCPS, 2008).
Uma análise completa e precisa dos perigos potenciais de uma instalação
controla o risco de impactos às pessoas, perda de equipamento e dano ao meio ambiente
(API RP 14J, 2001).
A Tabela 3 lista algumas técnicas de análise de risco classificadas de acordo com
sua finalidade e, usualmente, utilizadas na indústria do petróleo.
Tabela 3. Técnicas de análise de riscos (Adaptado de AIChE/CCPS, 2008).
Finalidade Técnicas aplicáveis
Identificação de perigos
Análise histórica
Checklist (Lista de verificação)
What if (“E se?”)
Hazard identification (HAZID)
Hazard and Operability Studies (HAZOP)
Análise Preliminar de Perigos (APP)
Failures Mode and Effect Analysis (FMEA)
Análise Preliminar de Riscos (APR)
Avaliação qualitativa de
riscos
Hazard and Operability Studies (HAZOP)
Análise Preliminar de Riscos (APR)
Failure mode, effects and criticality analysis (FMECA)
Análise de consequências
Event Tree Analysis (ETA)
Modelagem de efeitos físicos
Modelagem de vulnerabilidade
Avaliação quantitativa de
riscos Análise Quantitativa de Riscos (AQR)
Avaliação semi-quantitativa
de riscos Layer of Protection Analysis (LOPA)
As técnicas de análise de riscos podem ser classificadas como: qualitativas,
semi-quantitativas ou quantitativas.
36
Técnicas qualitativas definem consequência, probabilidade e nível de risco, com
o objetivo de priorizar e determinar o conjunto de cenários que demandam mais
recursos para mitigação (IEC/ISO, 2009).
Métodos quantitativos são aplicados utilizando valores para probabilidade de o
evento acontecer, e para sua consequência. A consequência pode ser expressa em
termos de impactos humanos, impactos ambientais e impactos econômicos. A qualidade
de uma análise quantitativa de riscos depende da exatidão dos dados numéricos e na
validação dos modelos (AS/NZS 4360, 2004).
A seguir serão apresentadas algumas das técnicas de Análise de risco que são
mais disseminadas e utilizadas no mundo.
IV.4.1 Análise Preliminar de Riscos (APR)
A Análise Preliminar de Riscos (APR), do inglês Preliminary Hazard Analysis
(PHA), é uma técnica para identificação de cenários acidentais potenciais de uma
instalação.
A APR deve analisar todos os possíveis cenários de acidentes na unidade,
incluindo as falhas intrínsecas de equipamentos, instrumentos e materiais, e erros
humanos (CETESB, 2011).
Esta técnica pode ser utilizada em todas as fases do ciclo de vida de uma
instalação, permitindo, para unidades já em operação, a realização de uma revisão dos
aspectos de segurança existentes.
Durante a análise são levantadas as causas e consequências de cada um dos
cenários identificados, avaliando qualitativamente a probabilidade em que o acidente
pode ocorrer, a severidade das consequências e, logo, o risco associado. Além disso, são
analisadas as salvaguardas8 existentes e são propostas medidas adicionais
(recomendações). Por se tratar de uma técnica qualitativa de análise de risco, a APR não
fornece estimativas numéricas (DNV GL, 2006).
Após o levantamento das informações supracitadas, no desenvolvimento da
análise realiza-se o preenchimento de uma planilha estruturada, como ilustrado na
Tabela 4.
8 Salvaguardas são dispositivos, sistemas ou ações capazes de interromper a cadeia de
eventos gerada a partir de um evento iniciador (AIChe, 2008).
37
Tabela 4. Planilha de Análise Preliminar de Riscos (Adaptado de Resolução CEPRAM
Nº 4578/2017).
Perigo Causa Consequências Salvaguardas Probabilidade Severidade Riscos Recomendações
De acordo com a metodologia da Análise Preliminar de Riscos, os cenários de
acidente devem ser classificados em categorias de frequência, as quais fornecem uma
indicação qualitativa da frequência esperada de ocorrência para cada um dos cenários
identificados. A Tabela 5 apresenta um exemplo de categorização para a frequência de
ocorrência do cenário.
Tabela 5. Categorias de frequência (Adaptado de AIChE/CCPS, 2008).
Frequência Característica
Extremamente Conceitualmente possível, mas sem referências na indústria.
Remota Não esperado ocorrer, apesar de haver referências em instalações
similares na indústria.
Pouco provável Pouco provável de ocorrer durante a vida útil de um conjunto de
instalações similares.
Possível Possível de ocorrer uma vez durante a vida útil da instalação.
Frequente Possível de ocorrer muitas vezes durante a vida útil da instalação.
Também de acordo com a metodologia da APR, os cenários de acidente devem
ser classificados em categorias de severidade, fornecendo uma indicação do grau de
severidade das consequências de cada evento, conforme exemplo apresentado na Tabela
6.
38
Tabela 6. Categorias de severidade (Adaptado de CETESB, 2011).
Severidade Característica
Desprezível
Sem lesões ou no máximo caso de primeiros socorros sem afastamento;
Sem dados ou danos insignificantes aos equipamentos ou instalações;
Sem danos ou danos mínimos ao meio ambiente;
Sem impacto à imagem da empresa.
Moderada
Lesões leves em funcionários e terceiros; Ausência de lesões extramuros.
Danos leves aos equipamentos ou instalações;
Danos devido a situações ou valores considerados toleráveis entre nível
mínimo e médio;
Impacto local à imagem da empresa.
Crítica
Lesões de gravidade moderada em pessoas intramuros; Lesões leves em
pessoas extramuros;
Dados severos a equipamentos ou instalações;
Danos devido a situações ou valores considerados toleráveis entre nível
médio e máximo;
Impacto regional à imagem da empresa.
Catastrófica
Provoca morte ou lesões graves em uma ou mais pessoas;
Danos irreparáveis a equipamentos ou instalações;
Danos devido a situações ou valores considerados acima dos níveis
máximos toleráveis;
Impacto nacional ou internacional à imagem da empresa.
Assim como frequência e severidade, os riscos também são classificados
qualitativamente. Combinando-se as categorias de frequência com as de severidade
obtém-se uma Matriz de Riscos, que fornece classificações de risco de cada cenário
identificado na análise. A Tabela 7 apresenta as categorias de riscos e a Tabela 8
apresenta um exemplo de Matriz de Risco.
39
Tabela 7. Categorias de risco (Adaptado de DNV GL, 2006).
Categoria de risco Descrição do nível de controle necessário
Tolerável
Sem necessidade de medidas adicionais.
A monitoração é necessária para assegurar que os controles sejam
mantidos.
Moderado
Controles adicionais devem ser avaliados com o objetivo de
reduzir riscos. Estas modificações deverão considerar a
viabilidade econômica do projeto e a relação custo-benefício
obtida. Ou seja, os riscos serão mitigados de forma a torna-los o
menor possível.
Não Tolerável
Controles insuficientes.
Métodos alternativos devem ser considerados para reduzir a
probabilidade de ocorrência ou a severidade das consequências,
de forma a deslocar os riscos para regiões de menor magnitude.
Tabela 8. Matriz de tolerabilidade de risco (Adaptado de AIChE/CCPS, 2008).
Matriz de Risco
Frequência
Extremamente
remota Remota
Pouco
provável Possível Frequente
Sev
erid
ade
Catastrófica Moderado Moderado Não
Tolerável
Não
Tolerável
Não
Tolerável
Crítica Tolerável Moderado Moderado Não
Tolerável
Não
Tolerável
Moderada Tolerável Tolerável Moderado Moderado Moderado
Desprezível Tolerável Tolerável Tolerável Moderado Moderado
IV.4.2 Hazard and Operability Studies (HAZOP)
Outra técnica de análise qualitativa de risco é o HAZOP, em português “Estudo
de Perigos e Operabilidade”. O objetivo principal de um HAZOP é investigar de forma
metódica cada segmento de um processo, visando determinar todos os possíveis desvios
das condições normais de operação. A partir disso, identificam-se as causas
responsáveis por tais desvios e as respectivas consequências. Com isso, a metodologia
propõe medidas visando a eliminação ou controle dos riscos ou de forma corrigir o
problema de operabilidade da instalação (AIChE/CCPS, 2008).
40
Esta metodologia utiliza um procedimento estruturado que gera perguntas
sistemáticas através do uso apropriado de um conjunto de palavras-guia durante a
análise. Fundamentalmente, a técnica realiza uma busca estruturada das causas de
possíveis desvios em variáveis de processo, por exemplo, temperatura, pressão, vazão
ou composição, em diferentes pontos do sistema. Esses pontos analisados são
denominados de “nós” (DNV GL, 2006).
As palavras-guia e as variáveis de processo são aplicadas a cada nó analisado,
de forma a determinar possíveis desvios nessas seções. Exemplificando: se utilizar a
palavra-guia “Mais” e combiná-la com o parâmetro de processo “Nível”, resulta-se na
possibilidade de um possível desvio de “Nível Alto” em um determinado caso (nó) (API
RP 14J, 2001).
A Tabela 9 apresenta outros exemplos da combinação de palavras-guia com
variáveis de processo na estipulação de desvios de processo.
Tabela 9. Lista de possíveis desvios de processo.
Palavras-guia Parâmetro Desvio
Nenhum + FLUXO = Nenhum fluxo
Mais + FLUXO = Mais fluxo
Reverso + FLUXO = Fluxo reverso
Menos + NÍVEL = Nível baixo
Mais + NÍVEL = Nível alto
Menos + PRESSÃO = Pressão baixa
Mais + PRESSÃO = Pressão alta
Menos + TEMPERATURA = Temperatura baixa
Mais + TEMPERATURA = Temperatura alta
Menos + VISCOSIDADE = Viscosidade baixa
Mais + VISCOSIDADE = Viscosidade alta
Após determinar os desvios, a próxima etapa do HAZOP consiste na análise das
possíveis causas e consequências. A premissa para a determinação das consequências é
que não há salvaguarda ou que todas as salvaguardas tenham falhado. Devem-se avaliar
as salvaguardas existentes no processo e, caso não sejam adequadas para garantir o nível
de risco adequado, devem ser desenvolvidas recomendações. A Figura 4 apresenta o
diagrama de fluxo da metodologia HAZOP.
41
De forma análoga à APR, o registro de um HAZOP é em forma de planilha.
Suas colunas são comumente compostas pelas palavras-guia, desvios, causas,
consequências, salvaguardas e medidas de controle adicionais.
Figura 4. Diagrama de fluxo da metodologia HAZOP (Adaptado de AIChE/CCPS,
2008).
IV.4.3 Layer of Protection Analysis (LOPA)
A técnica Layer of Protection Analysis (LOPA), em português “Análise de
Camadas de Proteção”, é uma metodologia semi-quantitativa que analisa as
salvaguardas existentes em um processo para avaliar os riscos dos cenários existentes.
Essa técnica pode ser usada em qualquer ponto no ciclo de vida de um processo
ou planta, porém é mais utilizada na fase de projeto e situações que haja modificações
em um processo existente ou de sistemas de controle e segurança (SUMMERS, A. E.,
2007).
A LOPA é comumente aplicada em um conjunto com uma análise qualitativa de
riscos (APR, HAZOP, etc.) avaliando alguns dos cenários identificados. É muito
Seleção de seção do processo
(nó)
Seleção de variável de
processo
Aplicação de palavras-guia
para determinar possível
desvio
Avaliação de consequências
associadas ao respectivo
desvio
Repetir para todas as
palavras-guia, variáveis de
processo e nós
Proposição de recomendações
Avaliação de salvaguardas
existentes
Listagem de possíveis causas
do desvio
Identificação de salvaguardas
existentes
42
aplicada quando se avalia que um cenário de alta complexidade em termos de
frequência, ou quando as consequências são muito severas, ou o risco intolerável. A
LOPA é uma abordagem prévia antes da execução de uma Avaliação Quantitativa de
Riscos.
Um conceito muito importante utilizado nessa técnica é o conceito de Camada
de Proteção Independente, do inglês, Independent Protection Layers (IPL). O
AIChE/CCPS (2008) define uma Camada de Proteção Independente como “um
dispositivo, equipamento, sistema ou ação que é capaz de impedir que a consequência
indesejada de um cenário ocorra, independente do evento iniciador ou da ação de
qualquer outra camada de proteção desse cenário”.
Para que uma salvaguarda seja considera uma IPL, ela deve respeitar os
seguintes critérios:
I. Deve ser eficaz na prevenção da consequência. Ou seja, basta que
apenas uma IPL atue para que o cenário seja evitado;
II. Deve ser independente do evento iniciador e da ação de qualquer outra
camada de proteção existente nesse cenário;
III. Deve ser auditável.
A eficácia de uma IPL é medida em termos da sua probabilidade de falha na
demanda (PFD), definida como a probabilidade de um sistema (neste caso a IPL) falhar
quando é demandada sua atuação. Dessa forma, quanto menor o valor do PFD, maior
será a confiança de que a IPL executará sua função corretamente (AIChE/CCPS, 2008).
O propósito primário da LOPA é determinar se as Camadas de Proteção
Independentes de um evento são suficientes, de forma a proporcionar um nível de risco
adequado.
Inicialmente, avaliam-se os cenários. A consequência é identificada por meio de
uma análise qualitativa de riscos. Após, estima-se a frequência do evento iniciador desse
cenário. A base de dados para a estimação dessa frequência pode vir de dados da
indústria, experiência da empresa ou dados de fabricantes.
A próxima etapa é a identificação das Camadas de Proteção Independentes
disponíveis e a definição da Probabilidade de Falha na Demanda de cada uma. Com
isso, é possível calcular a frequência do cenário, combinando a probabilidade de falha
na demanda das Camadas de Proteção Independentes com a frequência do evento
43
iniciador. A partir disso, avalia-se o risco e, caso necessário, avaliam-se sugestões
adicionais de redução de risco.
As informações obtidas durante o processo de LOPA são documentadas em
forma de tabela. A seguir, a Tabela 10 apresenta um exemplo de tabela utilizada para o
desenvolvimento completo de um cenário (AIChE/CCPS, 2008).
Tabela 10. Exemplo de planilha de LOPA (Adaptado de AIChE/CCPS, 2008).
Cenário número 1 Cenário: Falha na água de refrigeração com reação de fuga e potencial para sobre pressão do reator,
vazamento, ruptura, ferimentos e fatalidades.
Data: ##/##/#### Descrição Probabilidade Frequência
(por ano)
Consequência Reação de fuga e potencial para sobre pressão do reator, vazamento, ruptura,
ferimentos e fatalidades.
Critério de
Tolerância de
risco
Inaceitável (Maior que)
Tolerável (Menor ou igual que)
1 x 10-4
1 x 10-6
Evento iniciador Perda de água de refrigeração 1 x 10-1
Condição/Evento
habilitador
Probabilidade que reator com reação de fuga possa acontecer durante perda de
água de refrigeração
0,5 (por
reator)
Modificadores
condicionais (se
aplicável)
Probabilidade de ignição N/A
Probabilidade de trabalhadores estarem em local afetado N/A
Probabilidade de fatalidade N/A
Outros N/A
Frequência da consequência não mitigada 5 x 10-2
Camadas de Proteção Independentes (IPL)
Alarme e ação
humana Adição de interrupção no alarme de temperatura do reator 1 x 10-1
Válvulas de alívio
de pressão (PSV) Necessárias modificações no sistema (Ver ações) 1 x 10
-2
Função
Instrumentada de
Segurança (SIF)
SIF para atuar válvulas de alívio (Ver ações para detalhes) 1 x 10-3
Salvaguardas não-
IPL's
Ação do operador. Outras ações de operadores não são independentes.
Sistema de resfriamento de emergência. Não creditado como uma IPL já que
possui muitos elementos em comum (tubulações, válvulas, etc.) que poderiam
ter iniciado a falha na água de resfrigeração.
Total da Probabilidade de Falha na Demanda para todas IPL's 1 x 10-6
Frequência da consequência mitigada 5 x 10-8
Critério de Tolerância de Risco é atendido? (SIM/NÃO): Sim com adição de SIF's
Ações necessárias
para atender ao
critério de
tolerância de risco
Adicionar SIS para todos os 3 reatores. Instalar SIF com PFD mínimo = 1 x 10-3
para atuação de válvulas de
alívio em condição de alta temperatura. Separar juntas e tubulações para cada PSV para minimizar o
bloqueio e a falha simultânea. Considerar purgas de nitrogênio sob todas as PSVs.
Grupo responsável / Pessoa / Data: Técnico da Planta / J. Doe / ## de janeiro
Observações Garantir que a resposta do operador à condição de alta temperatura atenda aos requisitos para IPL. Assegurar
que o projeto, instalação e manutenção das válvulas satisfaçam os requisitos para PFD 1 x 10-2
, no mínimo.
44
IV.4.4 Análise Quantitativa de Riscos (AQR)
A Análise Quantitativa de Riscos (AQR) é comumente utilizada após análises
qualitativa de riscos, análise de vulnerabilidade e LOPA. Pedroso (2007) afirma que o
resultado principal da execução de uma análise qualitativa é a obtenção de uma
classificação de riscos, que será a entrada do processo de Análise Quantitativa.
Um dos marcos na utilização da AQR na indústria de petróleo foi em 1981,
quando foi publicado pela Norwegian Petroleum Directorate (NPD), diretrizes para a
Avaliação de projetos de plataformas, do inglês, “Guidelines for safety evaluation of
platform conceptual design”. Essas diretrizes estabeleciam que uma análise quantitativa
de riscos deveria ser realizada para todas os novos projetos de instalações offshore na
Noruega (NPD, 1981).
Outro marco no desenvolvimento da AQR na indústria foi resultado da
investigação do acidente de Piper Alpha. O relatório de Lord Cullen (1990) emitiu
recomendações da utilização da AQR e de sua implementação na legislação britânica.
A NASA (2015) define a AQR como “uma metodologia sistemática para
determinar a probabilidade de ocorrência e severidade de um evento indesejável e
avaliar o custo caso esse evento ocorra”.
Como o risco é função das consequências e frequências de eventos indesejáveis
ocorrerem, faz-se necessário estabelecer valores para as frequências de cada uma das
hipóteses acidentais. Para definição das frequências, são utilizados bancos de dados que,
assim como na LOPA, podem ser provenientes da indústria, experiência da empresa ou
dados de fabricantes.
Diferentemente da LOPA, na AQR, além da frequência, avaliam-se os cenários
de forma a mensurar suas severidades.
IV.5 Avaliação de riscos
De acordo com a ISO 31000 (2009), a etapa de avaliação de riscos tem o
objetivo de auxiliar a tomada de decisão baseada nos resultados das análises, de forma a
definir quais riscos necessitam de tratamento e priorizar recursos durante o processo de
tratamento e mitigação, ou seja, investir mais e de forma prioritária nos cenários de
risco mais elevado.
A avaliação de riscos deve comparar o nível de risco encontrado com os critérios
de risco estabelecidos quando o contexto foi considerado.
45
IV.6 Tratamento de riscos
O processo de tratamento de riscos envolve a identificação das diversas opções
para a mitigação de riscos. Essas opções são avaliadas e preparadas, e a implementação
das ações ocorre por meio de planos para o tratamento (AS/NZS 4360, 2004).
Segundo a ISO 31000 (2009), as opções para o tratamento de riscos podem
incluir os seguintes aspectos:
I. Ação de evitar o risco, tomando a decisão de não iniciar ou descontinuar
a atividade que dá origem ao risco;
II. Ação de remover a fonte de risco;
III. Ação de alterar a probabilidade do risco;
IV. Ação de alterar a severidade do risco;
V. Ação de compartilhar o risco com outra parte ou partes;
VI. Ação de reter o risco, por meio de decisão técnica consciente.
De forma geral, as medidas de mitigação e tratamento de riscos devem incluir
ações para prevenir incidentes (isto é, reduzir a probabilidade de ocorrência), controlar
incidentes (isto é, limitar a extensão e a duração de um evento indesejável) e mitigar os
efeitos (isto é, reduzir as consequências) (ISO/DIS 10418, 2015).
IV.7 Comunicação e consulta
Comunicação e consulta são importantes e devem permear cada etapa do
processo de gerenciamento de riscos.
De acordo com a AS/NZS 4360 (2004), “uma comunicação interna e externa
eficaz é importante para assegurar que os responsáveis pela implementação do processo
de gerenciamento de riscos, e aqueles com interesse, entendam a base sobre a qual
decisões são tomadas e as causas das ações específicas necessárias”.
IV.8 Monitoramento e análise crítica
Monitoramento contínuo e análise crítica são essenciais no processo de
gerenciamento de riscos. A checagem e análise devem acontecer de forma regular, ou
em resposta a um evento específico.
46
O monitoramento pode ocorrer por meio de verificações periódicas, com o uso
de indicadores de desempenho. A partir da análise dos indicadores, quando verificado
desempenho abaixo da meta, ou desvios em relação ao procedimento definido, a
organização deve estabelecer ações corretivas e preventivas.
A análise crítica dos resultados da implementação dos planos de tratamento de
riscos proporciona uma medida de desempenho e seus resultados devem ser registrados
e reportados externa e internamente (AS/NZS 4360, 2004).
IV.9 Considerações
Diante do exposto, uma compreensão dos perigos e dos riscos das instalações e
de suas operações é primordial para garantir a segurança. Dessa forma, os perigos e o
nível de risco associado com as operações devem ser a primeira etapa a ser considerada
no projeto e na melhoria das atividades de Gestão da Segurança de Processo.
Entretanto, a simples identificação de perigos e análise de risco não basta. É
preciso que tal estudo se transforme em melhorias reais, de forma que os riscos sejam
controlados e mitigados.
Portanto, o elemento de Identificação de Perigos e Análise de Riscos deve ser
usado em conjunto com outros elementos do RBPS para aumentar a eficácia e a
confiabilidade do Sistema de Gestão.
Como o foco é o gerenciamento da Segurança de Processo, então indicadores
específicos e relacionados ao gerenciamento de riscos de processo devem ser utilizados.
Este é o tópico do próximo capítulo, que descreverá o elemento de Métricas e
Indicadores de Segurança de Processo.
47
V. Métricas e Indicadores de Segurança
A utilização de indicadores é o único modo de medir a melhoria contínua do
desempenho do processo. Neste sentido, mensurar os resultados dos elementos do
sistema de gestão é fundamental. O uso de indicadores de desempenho permite ao
Operador acompanhar a performance das práticas e aprimorar a tomada de decisão e o
gerenciamento de recursos. Este capítulo expõe o conceito de Indicadores de Segurança,
além de demonstrar suas aplicações na indústria do petróleo.
V.1 Introdução
A medição é um passo fundamental em qualquer processo de gestão e forma a
base de melhoria contínua. Se a medição não for realizada corretamente, a eficácia do
sistema de gestão de segurança de processo é prejudicada e perde-se o controle sobre os
riscos. Indicadores são utilizados em diversos ramos da indústria para a medição do
grau de satisfação de determinado processo. Medir é uma parte aceita do gerenciamento
do processo de melhoria contínua como “planejar-fazer-checar-agir” (PDCA). A
medição do desempenho deve ser parte integrada de um sistema de gestão de segurança
e saúde (HSE, 2001a).
De acordo com Mitchel (2004), “indicador” é definido como um instrumento
que possibilita a obtenção de informações sobre um dado processo, sendo caracterizado
pelo poder de sintetizar informações variadas, preservando apenas o significado
essencial dos aspectos analisados.
Bullen (1991) preconiza que “um indicador de desempenho define uma medição
de uma informação importante e útil sobre o desempenho de algo, expresso
numericamente, que é monitorada em intervalos regulares e comparada a um ou mais
critérios”.
Segundo a Organization of Economic Cooperation and Development (OECD), a
aplicação sistemática de um programa de indicadores de segurança é o caminho para a
obtenção dos seguintes resultados (OECD, 2008):
I. Redução de riscos de instalações.
II. Redução da ocorrência de acidentes e quase acidentes.
III. Redução de ferimentos e fatalidades.
IV. Redução de impactos ambientais.
V. Redução da área de impacto do acidente.
48
VI. Redução do número de pessoas impactadas pelos incidentes.
VII. Extensão de iteração e colaboração de autoridades públicas e indústria,
levando à melhoria da segurança da instalação.
VIII. Melhoria da resposta a acidentes (redução do atraso e melhoria da
eficiência).
Incidentes de segurança de processo raramente são causados por uma única falha
catastrófica, mas frequentemente por múltiplos eventos ou falhas (fatores contribuintes)
que são coincidentes (API RP 754, 2016). Dessa forma, há que se implementar e
monitorar as camadas de proteção para a redução do risco da ocorrência de incidentes.
O modelo mostrado na Figura 5 explicita o conceito de camadas. Para que um
dano seja causado, várias falhas (desvios) devem ocorrer nos diferentes elementos
implementados do sistema de gestão de segurança de processo. Esta representação
visual é chamada de “queijo suíço”, sendo usada em vários relatórios de acidentes.
Cada fatia do queijo é uma camada preventiva, ou salvaguarda. Cada furo é uma
falha, muitas vezes desconhecida, dessa camada. É o alinhamento das falhas que
permite o acidente. Se apenas uma das camadas funcionam isso já basta para evitar o
acidente.
Figura 5. Diagrama do modelo do “queijo suíço” (Carvalho, 2009).
49
Garcia (2013) descreve que estas falhas geralmente não são conhecidas e
estabelece que para evitar um acidente devem ser desenvolvidos e monitorados
conjuntamente indicadores proativos e indicadores reativos.
V.2 Indicadores proativos e reativos
Hopkins (1994) define indicadores proativos (Leading indicators) como sendo
aqueles capazes de medir resultados e fazer prognósticos de maneira antecipada
possibilitando interromper a evolução de um evento, reverter o processo e evitar o fato.
Já os indicadores reativos (Lagging Indicators) são aqueles capazes de medir resultados
após a ocorrência de eventos.
Os indicadores proativos devem atuar com condições, eventos e medidas que
precedam um evento indesejável e que tenham valor na predição da proximidade destes
eventos (acidentes, quase acidentes ou estados indesejáveis de segurança).
Os indicadores reativos tem a tendência de refletir a experiência do passado, os
eventos passados, e possuem relação com a adoção de medidas corretivas de controle,
de forma a evitar a recorrência de tais eventos.
Indicadores reativos precisam ser estabelecidos e utilizados em conjunto com
indicadores proativos, já que eventos acidentais em Segurança de Processo não são
frequentes (VINNEM, 2006).
De acordo com o guia “A Guide to Measuring Health & Safety Performance” do
HSE (2001a), nem todos os danos e falhas devem ser registrados como dados reativos.
Segundo o HSE, a falha de um alarme quando demandado, que permite a ocorrência ou
propagação de um acidente, é uma medida reativa. Já quando esse mesmo alarme falha
em teste de funcionalidade, essa é uma medida proativa.
V.3 Indicadores de segurança na Indústria do Petróleo
Na indústria do petróleo, a API, por meio da API RP 754 (2016), desenvolveu
uma pirâmide de hierarquização de eventos de segurança de processo. Essa pirâmide
representa dois conceitos-chave. Uma é que os eventos de segurança de processo podem
ser classificados conforme o nível de severidade, e o segundo é que ocorreram muitos
incidentes de consequências menores para cada incidente ocorrido com maiores
consequências. A Figura 6 apresenta a pirâmide hierárquica de eventos de segurança de
processo.
50
Figura 6. Pirâmide de hierarquização de eventos de segurança de processo (API RP 754,
2016)
Tier 1 (T1) e Tier 2 (T2) são indicadores de performance reativos (Lagging
indicators) bem definidos, baseados no registro de incidentes de segurança de processo
que envolvem perdas de contenção, do inglês Loss of Primary Containment9 (LOPC),
que excedam níveis definidos de liberação de gás ou líquido, ou consequências graves,
como ferimentos ou incêndio.
Uma liberação de grande quantidade de gás inflamável, por exemplo, mesmo
que não resulte em fatalidades ou feridos, é um evento Tier 1. Ou seja, avalia-se o
potencial do evento, não pelo dano em si.
Por outro lado, eventos LOPC de pequena quantidade vazada (Tier 3)
proporcionam resultados preventivos quando são utilizados para a predição de grandes
acidentes.
Indicadores T3 e T4 fornecem um conceito mais amplo, com o objetivo de
encorajar os Operadores a introduzirem indicadores Leading, que representam
indicadores proativos.
O International Association of Oil&Gas Producers (IOGP) adota definições
similares à norma API RP 754 (2016). De acordo com o IOGP (2016), a seleção de
indicadores de segurança é um árduo desafio, ainda mais quando tratam-se de dados
preventivos que pretendem melhorar pró-ativamente o nível de segurança dos ativos.
9 O trecho correspondente na tradução é: Perda de Contenção Primária.
51
Por meio do relatório 556, o IOGP (2016) elaborou as seguintes definições para
cada tipo de indicador, a partir das tipologias da API RP 754:
Indicadores Tier 1: Tratam-se de Eventos de Perdas de contenção
primária de produto perigoso ou inflamável de maiores consequências.
Indicadores Tier 2: Tratam-se de Eventos de Perdas de contenção
primária de produto perigoso ou inflamável de menores consequências..
Indicadores Tier 3: Tratam-se de Quase acidentes, consistindo-se de
perdas de contenção primárias menores ou falhas nos sistemas que
poderiam levar a um acidente, tais como: falha de instrumentos e baixa
espessura de tubulação.
Indicadores Tier 4: Tratam-se de Comportamentos inseguros ou
disciplina operacional insuficiente, consistindo-se de medidas para
assegurar que as barreiras de proteção e a disciplina operacional estão
sendo mantidas.
Na área de regulação, na Holanda, o National Institute for Public Health and the
Environment, desenvolveu um relatório preconizando a utilização de indicadores de
segurança de processo na mitigação e controle de grandes acidentes (RIVM, 2004). Esse
relatório estabelecia requisitos para o desenvolvimento de indicadores de desempenho
de segurança de processo por parte dos Operadores. Entre os requisitos específicos para
os indicadores, destacam-se:
I. Os Indicadores proativos devem dar sinais de preocupação quanto à
segurança futura.
II. Os Indicadores proativos devem mostrar o desempenho passado.
III. Os Indicadores devem identificar a degradação no desempenho de
segurança logo quando possível.
IV. Os Indicadores devem ser concebidos de acordo com o modo como serão
utilizados pelo regulador.
V. Deve-se considerar se os indicadores podem ser utilizados
individualmente.
VI. Devem-se alinhar os níveis de ação com a medição dos indicadores.
VII. Os Indicadores devem ser claramente definidos.
VIII. Os Indicadores não devem ser capazes de serem manipulados.
52
IX. Ao longo do aprendizado oriundo do uso dos indicadores, mudanças
podem ser exigidas no conjunto de indicadores utilizados ou nos níveis
de ação associados.
X. Os Indicadores devem ser padronizados, quando possível, para facilitar
comparações entre empresas.
Selecionar indicadores de segurança de processo efetivos é um desafio, ainda
mais quando se tratam de indicadores Tier 3 e Tier 4. Por isso, o IOGP (2011)
recomenda uma abordagem de seis etapas para a seleção e revisão desses indicadores,
como mostra a Figura 7.
Figura 7. Etapas do processo de seleção e revisão de indicadores de segurança de
processo (Adaptado de IOGP, 2011).
Etapa 1
Garantir o gerenciamento e estabelecer equipe de implementação
Etapa 2
Estabelecer Indicadores Tier 1 e Tier 2 para avaliar o desempenho da empresa
Etapa 3
Garantir a integridade das salvaguardas de cenários críticos para evitar grandes
acidentes
Etapa 4
Selecionar indicadores Tier 3 e Tier 4 para monitorar salvaguardas de cenários
críticos da instalação
Etapa 5
Recolher dados e informações relevantes, analisar desempenho e tomar ações para
melhoria do sistema de gestão
Etapa 6
Revisar regularmente salvaguardas de cenários críticos, ações, desempenho e
eficácia dos indicadores
53
V.4 Indicadores de Segurança de Processo Baseada em Risco
Entre as Key Organizational Findings da investigação do acidente de BP Texas
City, o CSB (2007) destacou que a confiança na baixa taxa de lesões corporais na
instalação (indicador típico de segurança ocupacional) como uma boa métrica de
segurança não forneceu uma imagem real do desempenho de segurança de processo e da
cultura de segurança.
Os indicadores de segurança ocupacional são importantes para rastrear
incidentes de baixa severidade e alta frequência, mas não são um bom indicador do
desempenho de segurança de processo (Kletz, 2003). Uma ênfase nas métricas de
segurança ocupacional pode levar as empresas a perder de vista a deterioração do
desempenho de segurança de processo (Hopkins, 2000).
Moura (2017) estabelece que a pouca utilização de indicadores proativos e o
foco nos indicadores reativos na indústria de alto risco se dá, principalmente, por causa
da pressão social após acidentes catastróficos, que dão impulso a processos abrangentes
de coleta de dados.
Neste sentido, há que se desenvolver o estabelecimento de indicadores na
indústria de petróleo. Portanto, na próxima seção serão apresentados alguns exemplos
de indicadores de Segurança de Processo Baseada em Risco que são mais difundidos e
utilizados na indústria do petróleo. Os seguintes elementos do RBPS terão indicadores
descritos:
I. Gestão de Mudanças (MOC)
II. Gestão de Emergências
III. Cultura de Segurança
IV. Identificação de Perigos e Análise de Riscos
V. Integridade Mecânica
VI. Gestão de Treinamentos
V.4.1 Exemplos de indicadores
Gestão de Mudanças (MOC)
Para a prática de gestão de mudanças, o HSE (2006) define alguns resultados
esperados em termo de segurança quando é aplicado efetivamente um sistema de gestão.
Para o caso de mudanças na planta de processo, como por exemplo, a mudança de uma
54
válvula, mudança de especificação de tubulações, bombas, entre outros, devem ser
analisados os impactos da mudança.
Um resultado esperado de uma gestão de mudanças bem executada é a operação
em uma condição segura, com a execução de uma avaliação de risco adequada antes da
mudança.
Para esse exemplo, o HSE (2006) identifica alguns indicadores, citados a seguir:
i) Potenciais Indicadores reativos:
(1) Número de incidentes envolvendo perda de contenção de materiais
perigosos ou incêndio/explosão devido a falha de válvula ou mudança de
especificação de equipamentos, onde a mudança foi considerada como
um fator contribuinte.
(2) Número de vezes que o equipamento ou instalação está abaixo do padrão
desejado devido a deficiências na mudança.
ii) Potenciais Indicadores proativos:
(1) Avaliação se escopo e a definição do sistema de mudança são
especificados corretamente.
(2) Percentual de ações de mudança realizadas onde uma avaliação de risco
adequada foi realizada antes da mudança.
(3) Percentual de ações de mudança realizadas onde mudanças e resultados
foram documentados corretamente.
(4) Percentual de ações de mudança realizadas quando a autorização foi dada
antes da implementação.
(5) Percentual de ações de mudança realizadas quando verificações pós-
mudança foram realizadas.
O AIChE/CCPS, por meio de seu guia Process Safety Leading and Lagging
Metrics (2011), preconiza que um bom indicador preventivo para o elemento de Gestão
de Mudanças é o indicador da porcentagem de gerenciamentos de mudanças realizados
que satisfazem todos os aspectos do procedimento do Operador. Este indicador mede a
adequação das execuções ao procedimento, envolvendo uma auditoria periódica da
documentação de Gestão de Mudanças concluídas.
Outro indicador preventivo que deve ser incorporado ao sistema de gestão é a
porcentagem de alterações identificadas na Instalação que usaram o procedimento de
55
Gestão de Mudanças antes da alteração. Este indicador tem o objetivo de medir se as
alterações que exigem uma Gestão de Mudanças estão sendo reconhecidas pela Força de
Trabalho.
Gestão de Emergências
Entre os indicadores de desempenho da Gestão de Emergências preconizados
pelo AIChE/CCPS (2010), destacam-se:
I. Número de membros da Equipe de Resposta a Emergência treinados em
cada turno: Esse indicador é fundamental para avaliar se a instalação
possui uma equipe dedicada no local ou se precisa convocar pessoas para
a instalação.
II. Percentual de equipamentos de respostas a emergências que falharam em
testes e simulados: Caso esta medição indique uma alta taxa de falhas,
isso aponta para uma necessidade de aprimoramento do sistema de
manutenção.
De acordo com o HSE (2006), o objetivo da gestão de emergências é, após a
ocorrência de um incidente grave, minimizar o seu impacto, tanto quanto possível.
Dessa forma, o HSE estabelece um potencial Indicador reativo como sendo o número de
elementos do procedimento de emergência que não funcionam com o padrão de
desempenho projetado.
Já para os indicadores proativos, o HSE preconiza a utilização dos seguintes
indicadores:
(1) Porcentagem de sistemas de shutdown e sistemas de isolamento que
funcionaram com o padrão de desempenho desejado quando testados.
(2) Porcentagem de funcionários que tomam as medidas corretas no caso de
uma emergência.
Vale ressaltar que com a automação dos sistemas de segurança, a organização
pode precisar de menos funcionários na equipe de resposta a emergência. Normas
específicas sobre o controle e mitigação de incêndios e explosões em instalações
offshore, como a ISO 13702 (2015) fornecem diretrizes sobre automações dos sistemas
de segurança, como o sistema de combate a incêndio. Entretanto, no Brasil, a norma
56
ABNT NBR 14276 (2006), que é mandatória, estabelece requisitos para a brigada de
incêndio. Portanto, deve-se atentar para esse fato durante a análise de indicadores do
elemento de Gestão de Emergências.
Cultura de Segurança
Em 2010, o HSE publicou o estudo Safety culture maturity model (2010), o qual
contém propostas de como medir a cultura de Segurança de uma organização. Esse
estudo estabeleceu a execução de entrevistas e grupos de discussão entre a Força de
trabalho, incluindo especialistas em segurança, gerentes de operação e outros
funcionários.
A partir dessas entrevistas, o estudo proveu nove elementos que consistiriam em
uma maturidade da cultura de segurança de uma organização, sendo elas:
I. Comunicação
II. Produtividade versus Segurança
III. Organização da aprendizagem
IV. Recursos de segurança
V. Participação
VI. Percepções compartilhadas sobre segurança
VII. Confiança
VIII. Relações industriais e satisfação no trabalho
IX. Treinamento
Nesse sentido, por meio das entrevistas e discussões, foram respondidas
perguntas sobre cada um dos nove elementos. A partir dessas respostas, mediu-se a
maturidade da cultura de segurança da organização e da Força de Trabalho.
O estudo preconizava que as entrevistas deveriam ser realizadas periodicamente,
gerando métricas e indicadores, de forma a avaliar a evolução e melhoria contínua da
Cultura de Segurança.
Essas análises culturais também são preconizadas pelo AIChE/CCPS (2010)
como um mecanismo para medir a eficácia da cultura de segurança de processo nas
organizações da indústria do petróleo.
De acordo com o AIChE/CCPS (2010), uma pesquisa de cultura de segurança
deve ser realizada de tal forma que os resultados sejam anônimos, para que os
57
participantes não sejam identificados e que não haja julgamentos negativos de forma a
não comprometer o levantamento.
Sobre a realização de uma pesquisa de cultura de segurança, o AIChE/CCPS
conclui que “a realização de uma pesquisa dessa natureza não permitirá a
comparação de resultados entre organizações, mas será benéfico na determinação de
mudanças na organização ao longo do tempo”.
Portanto, a realização periódica de uma pesquisa de cultura de segurança deve
permitir a identificação de oportunidades de melhoria do sistema de gestão.
Identificação de Perigos e Análise de Riscos
Basso et al (2004) sugerem alguns indicadores referentes ao elemento de
identificação de perigos e análise de riscos. Entre eles, destacam-se:
I. Número de incidentes ocorridos na instalação que não foram previstos
pelas análises de risco.
Essa métrica pode indicar que existem cenários não identificados pelas
análises de risco, o que indica a necessidade de revisão dos estudos.
II. Número de avaliações de riscos conduzidas na instalação.
Essa métrica é muito importante. Analisar a progressão dessa métrica com
o tempo pode indicar que os estudos de risco não estão sendo revisados,
demonstrando falha na gestão de riscos.
Esse último indicador também é citado como um potencial indicador pela API
RP 754 (2016). De acordo com a API, ele possibilita a identificação de lacunas no
planejamento de análises de risco da instalação.
A API RP 754 também cita um potencial indicador como sendo o número de
recomendações de análises de risco que se encontra encerrado e o número que se
encontra em aberto.
Segundo o AIChE/CCPS (2007), a utilização do número de análises de risco que
estão vencidas como um indicador é muito eficaz, já que um número alto pode indicar
restrição de recurso ou indicar que as obrigações não estão sendo cumpridas.
Outro indicador é o número de recomendações por estudo ou por ano. Este
número, em teoria, deve declinar com o tempo. No entanto, novas questões podem
58
surgir a partir de mudanças nos processos, procedimentos e tolerâncias ao risco, por
exemplo. Um declínio nesse número pode indicar que os responsáveis pela elaboração
das análises de risco não estão sendo meticulosos o suficiente ou que as equipes estão
com os critérios de aceitação de risco muito elevados.
O IOGP (2001) apresenta alguns exemplos de indicadores de desempenho para o
elemento de identificação de perigos e análise de riscos. O número de eventos de
perda de contenção que uma falha na avaliação de riscos foi um fator causal é um dos
indicadores citados. Além desse, são expostos:
(1) Número de eventos de perda de contenção, não importando a quantidade,
que teve uma falha no processo de gerenciamento de riscos como fator
causal.
(2) Número de ocorrências de ações de correção na lógica de instrumentação
identificadas a partir de uma APR.
(3) Número de análises de risco executadas no prazo determinado.
(4) Média do número de horas gastas durante condução de análises de risco.
Integridade Mecânica
Segundo o AIChE/CCPS (2007), um dos objetivos da integridade de ativos é
descobrir e corrigir falhas ocultas, antes que elas levem a acidentes catastróficos.
Portanto, um indicador da porcentagem de tarefas de inspeção, testes e manutenções
preventivas que revelam uma falha é fundamental em uma organização. Essa métrica
pode indicar que o risco associado com falha de equipamento está aumentando
gradualmente, suscitando medidas e ações de controle.
Por outro lado, uma porcentagem muito baixa de falha, pode indicar que os
procedimentos de inspeção, teste e manutenção não estão sendo executados
corretamente pela Força de Trabalho. Portanto, uma atenção durante a análise desse
indicador é fundamental.
Outra métrica proposta pelo AIChE/CCPS (2013) remete à confiabilidade dos
equipamentos. Uma diminuição na confiabilidade, assim como o indicador anterior,
pode apontar aumento no risco.
Para o elemento de Integridade Mecânica, o HSE (2006) estipula o seguinte
indicador: número de incidentes inesperados de perda de contenção devido à falha de
59
equipamentos. Esse indicador, por se tratar de uma falha que ocasiona um incidente,
refere-se, portanto, a um indicador reativo.
Como proposta de indicadores preventivos, também são citadas as porcentagens
de elementos que operam conforme especificados quando testados e porcentagens de
inspeções planejadas e executadas.
Outra proposta para Key Performance Indicators (KPI), em português
Indicadores chave de desempenho, foi realizada por Lauder (2012). Lauder defende
que, para determinar se a gestão da integridade está sendo efetiva, é necessário que
seja analisado o backlog de manutenções, inspeções e testes, ou seja, o total de
notificações de manutenção, inspeção e teste a serem executadas.
Gestão de Treinamentos
O elemento de Gestão de Treinamentos possui diversas métricas e indicadores
aplicáveis. Alguns desses indicadores encontram-se a seguir (AIChE/CCPS, 2014):
(1) Porcentagem de incidentes com as causas-raiz relacionadas ao
desempenho e treinamento da Força de Trabalho.
(2) Percentual de trabalhadores cujo treinamento está atrasado.
(3) Percentual de trabalhadores que perdem uma sessão de treinamento
programado.
(4) Variação percentual no orçamento do treinamento.
(5) Percentual de trabalhadores que acreditam que o treinamento é adequado.
Um indicador que deve ser analisado com atenção pela Organização é o de
tempo gasto no treinamento de indivíduos, turnos, departamentos e cargos. Uma métrica
alta, ao passo que pode representar um investimento da organização na capacitação da
Força de Trabalho, também pode indicar que os treinamentos estão muito longos,
tornando cansativo o aprendizado.
Para o elemento de Treinamentos, o HSE (2006) estabelece como indicador a
medição de ocorrências em que um determinado procedimento não ocorre conforme
planejado devido a erros cometidos por funcionários sem competência necessária para
tomar as ações corretas requeridas pelo procedimento.
60
Além desse, o HSE (2005) também preconiza a medição do percentual da Força
de Trabalho que possui o nível de competência10
necessário para o sucesso na execução
de determinado procedimento.
Outra proposta para indicadores do elemento de gestão de treinamentos,
apontada pelo IOGP (2011), são as ocorrências de eventos de perda de contenção,
parada da planta de processo por motivos de trip ou dano a equipamentos que possuem
relação com falta de competência técnica, falta de experiência, treinamento inadequado
ou falta de habilidade na equipe.
Uma forma de medir a eficiência dos treinamentos é por meio da análise dos
acidentes ocorridos na instalação que tiveram relação com a falha operacional. Por
exemplo, se o treinamento em certo procedimento está sendo realizado adequadamente,
porém o número de incidentes gerados por falha nesse procedimento não muda, isso
indica que o treinamento não está sendo eficiente.
V.5 Considerações finais
Este capítulo apresentou os fundamentos do elemento de Métricas e Indicadores
de Segurança do RBPS. Foi demonstrado o processo de criação e manutenção de
indicadores que levam à segurança de processo, monitorando, em tempo quase real, a
eficácia do sistema de gestão.
Neste sentido, foi exposto que, embora os acidentes graves de segurança de
processos ocorram com pouca frequência, quando eles ocorrem, geralmente envolvem
falhas em diversos elementos do sistema de gestão.
Portanto, o acompanhamento do desempenho, por meio de métricas e
indicadores, permite que os problemas sejam identificados, e as medidas corretivas e
preventivas sejam tomadas antes da ocorrência de um grave acidente.
10
De acordo com o HSE, a empresa determinará o tipo de treinamento e a experiência
necessária para atingir a competência.
61
VI. Conclusão
A Indústria do petróleo no Brasil é uma atividade essencial para a economia do
país. Expectativas indicam que os níveis de atividade no setor irão crescer nos próximos
anos, a partir das descobertas do pré-sal. Dessa forma, para a garantia da continuidade
das operações, preservação da vida humana e do meio ambiente, vê-se a importância da
segurança de processos.
Neste sentido, este trabalho teve como objetivo analisar o Sistema de Gestão de
Segurança de Processo Baseada em Risco (RBPS) na indústria do Petróleo, analisando
com mais detalhes: (i) a identificação de perigos e análise de riscos, que é parte
fundamental do processo de gerenciamento de riscos; e (ii) o estabelecimento de
métricas e indicadores de desempenho. Para tal, foi analisada a evolução da indústria de
petróleo (capítulo II); segurança de processos (capítulo III); gerenciamento de riscos
(capítulo IV) e métricas e indicadores de segurança de processo (capítulo V).
Desse modo, conclui-se que o estabelecimento de um Sistema de Gestão de
Segurança de Processo Baseada em Risco é essencial para as organizações. O sistema
de gestão estudado integra as lições aprendidas na indústria, aplicando os princípios de
planejar, executar, verificar e agir. A partir das investigações de acidentes catastróficos
ocorridos, foram feitas recomendações para a implantação desse sistema de gestão em
toda a indústria. Além disso, pôde-se observar que os atores da indústria (Organizações,
Agências Reguladoras e Sociedade) estão alinhados.
Entretanto, deve-se ressaltar que, infelizmente, não foi possível comparar as
diretrizes propostas com os procedimentos desenvolvidos e implementados pelos
Operadores, por se tratarem de informações confidenciais das empresas.
No Brasil, observa-se que o Regulamento Técnico do Sistema de Gestão de
Segurança Operacional (RT-SGSO) da ANP, baseado em desempenho, está adequado
às melhoras práticas da indústria em termos de segurança de processo. O regulamento
influencia o mercado a desenvolver sua competência em segurança operacional, assim
como influencia o regulador a buscar o nível de excelência.
Por fim, conclui-se que a implantação de um sistema de gestão de segurança não
é visto apenas como uma conformidade legal pela Indústria do Petróleo, mas sim uma
boa prática na busca pelo mínimo de impacto aos seres humanos, ao meio ambiente e à
sociedade.
62
Além disso, a medição do desempenho para avaliar a eficácia com que os riscos
estão sendo controlados é parte essencial de um sistema de gerenciamento de segurança
de processo. Usados de forma eficaz, os indicadores de segurança de processo podem
fornecer um aviso antecipado, antes de uma falha catastrófica.
63
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