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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE FEIRA DE SANTANA
EDUARDO DA SILVA PEREIRA
LOGÍSTICA DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E O USO DE ELEMENTOS DE GESTÃO:
Um estudo de caso sobre o campo de Fazenda Onça
Feira de Santana 2009
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EDUARDO DA SILVA PEREIRA
LOGÍSTICA DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E O USO DE ELEMENTOS DE GESTÃO:
Um estudo de caso sobre o campo de Fazenda Onça
Monografia apresentada à Universidade Estadual de Feira de Santana como requisito para obtenção do grau de bacharel em Engenharia Civil. Orientador: Prof. Dr. Florentino Carvalho Pinto
Feira de Santana 2009
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EDUARDO DA SILVA PEREIRA
LOGÍSTICA DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E O USO DE ELEMENTOS DE GESTÃO:
Um estudo de caso sobre o campo de Fazenda Onça
Monografia apresentada ao Curso de Graduação em Engenharia Civil da Universidade Estadual de Feira de Santana como exigência para obtenção do grau de bacharel em Engenharia Civil
Feira de Santana, BA ____/_____/_____
BANCA EXAMINADORA:
Ass. ______________________________________
1º Exam.: Prof. Dr. Francisco Antônio Zorzo
Universidade Estadual de Feira de Santana
Ass. ______________________________________
2º Exam.: Prof. Drª. Marjorie Cseko Nolasco
Universidade Estadual de Feira de Santana
Ass. ______________________________________
3º Exam.: Prof. Dr. Florentino Carvalho Pinto
Universidade Estadual de Feira de Santana
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DEDICATÓRIA
A Gilvanei Firmo Queiroz (in spiritus)
Um irmão... Uma eterna aliança!
4
AGRADECIMENTOS
Meu louvor ao Senhor da Vida por me permitir mais este instante de
aprendizado perante a eternidade.
A Universidade Estadual de Feira de Santana, pelos dias de aprendizado
contínuo e por ter sido palco dos mais venturosos encontros e reencontros de minha
vida.
A Petrobras pelo apoio “logístico” e decisivo neste estudo e, em especial, a
toda equipe de trabalho da Operação de Produção de Miranga pela disponibilização
das informações e recursos necessários, ao SMS e SOP/TT pelo apoio na coleta
dos dados.
“... Dê-me uma alavanca e um ponto de apoio e eu moverei o mundo...”
(Arquimedes). A paciência, dedicação, incentivo e competência do “Educador”
Professor Florentino Carvalho Pinto, que alavancou a concretização deste trabalho.
Sua presteza e boa vontade no decorrer desse estudo são marcas indeléveis em
meus arquivos mnemônicos.
Ao Professor Francisco Antônio Zorzo iniciador do processo de concepção
deste trabalho e que serviu de ponte até o Professor Florentino.
Ao meu bom e velho amigo Tempo por ter sido testemunha ocular dos meus
acertos e desacertos, lenitivo para minhas dores e angústias e por ter me mostrado
que no final... tudo simplesmente passa.
Ao meu bom Anjo, minha amiga, companheira de jornada e amada Mãe
Jurânia.
Ao meu maior Tesouro, meus amados irmãos Neu, Leri e Dilmária.
Ao meu pequeno raio de sol, que ilumina meus dias, com seu sorriso e graça,
minha pequena guria, Maria do Amparo.
Aos meus amigos, os irmãos que a vida me deu de presente no decorrer
dessa jornada, meus sinceros agradecimentos pelo apoio moral, espiritual e
incentivo contínuo.
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RESUMO
O presente trabalho trata-se de um estudo sobre a logística do petróleo e o uso de elementos de gestão. Considerada como de capital-intensivo e caracterizada por elevados riscos de pesquisa geológica e de oscilação de mercados a indústria do petróleo necessita de uma excelente coordenação entre os fluxos de produção e de consumo, para que os riscos sejam reduzidos e as reservas do subsolo valorizadas. Em mercados cada vez mais globalizados e competitivos diferenciar-se é uma questão de sobrevivência, a qualidade na cadeia logística apresenta-se como um importante diferencial competitivo no mercado e uma poderosa ferramenta para o gerenciamento da cadeia logística (Supply Chain Management). A execução deste estudo levantou os principais aspectos da cadeia logística do petróleo e o uso de elementos dos Sistemas de Gestão da Qualidade, Gestão Ambiental e Gestão da Segurança e Saúde Ocupacional para a obtenção de resultados positivos quanto à competitividade empresarial no gerenciamento desta cadeia. A partir de fonte bibliográfica especializada e da coleta em campo de informações inéditas sobre logística da indústria do petróleo no Campo de Produção de Fazenda Onça da Unidade de Negócios da Bahia /PETROBRAS pode se identificar as dificuldades em se perenizar os elementos de gestão como contributo para o alcance das metas da organização.
Palavras-chave: Logística do Petróleo, Campo de Produção Terrestre, Sistemas de
Gestão
6
ABSTRACT
This work shows a study about oil logistics and the use of management tools in oil industry. This industry is a capital-intensive industry featured by high risks of geological researches and market fluctuation. Due to this reason, the oil industry needs of coordination between production and consumption fluxes to reduce the risks and to appreciate the underground resources. The oil market is a competitive worldwide market. To make difference is a survival matter for many companies in the world. Quality of supply chain is a competitive differentiation in the market and it is a powerful tool for the Supply Chain Management. This work researched into the main aspects of oil supply chain. Moreover, Quality, Environment and Occupational Health and Safety Management Systems were studied aiming at gathering positive results about competitive business in this chain management. This study was based on technical sources and the new field collected data of oil industry logistics in the production field of a farm called Onça, placed in Bahia Business Unity of PETROBRÁS. According to this study, it was possible to identify the problems of the management tools that avoid the reach of organization goals. Keywords: oil logistics, onshore production, management systems.
7
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Fluxograma metodológico ........................................................................ 17
Figura 2 – Esquema simplificado da Cadeia de Suprimento da Indústria petrolífera 26
Figura 3 – Fluxograma de refino ............................................................................... 28
Figura 4 – Rede de Distribuição de derivados de petróleo ........................................ 30
Figura 5 – Modais Utilizados no Transporte do Petróleo e seus derivados ............... 31
Figura 6 – Modelo de um sistema de gestão da qualidade baseado em processo ... 36
Figura 7 – Modelo de um sistema de gestão ambiental baseado em processo ........ 38
Figura 8 – Mapa Estratégico da UN-BA .................................................................... 45
Figura 9 – Bacias Sedimentares do estado da Bahia ................................................ 50
Figura 10 – Organograma da UN-BA ........................................................................ 51
Figura 11 – Mapa de Localização do Campo de Produção de Fazenda Onça ......... 53
Figura 12 – Esquema de Transferência de petróleo via carreta ................................ 60
8
LISTA DE FOTOS
Foto 1 Poço Fazenda Onça 01 ................................................................................. 54
Foto 2 Poço Fazenda Onça 02 ................................................................................. 54
Foto 3 Tanque de armazenamento do Campo de Fazenda Onça ........................... 55
Foto 4 O layout da instalação do TQ 3115-01-01 ..................................................... 61
Foto 5 Embarque de Carretas do TQ 3115-01-01 .................................................... 61
Foto 6 Caldeira móvel utilizada no embarque de Fazenda Onça ............................. 62
Foto 7 Caldeira móvel em operação no embarque de Fazenda Onça ..................... 63
Foto 8 Desembarque da Estação Coletora de Petróleo Miranga B ......................... 66
Foto 9 Estação Coletora de Petróleo Miranga B ...................................................... 66
9
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 – Escolha de modal para transporte de petróleo ........................................ 35
Quadro 2 – Lista de Verificação dos padrões executivos e gerenciais ...................... 48
Quadro 3-Lista de Verificação dos padrões aplicados no Campo de Fazenda Onça 58
10
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 12
1.1 OBJETIVOS ............................................................................................................. 14
1.1.1 Geral..................................................................................................................... 14
1.1.2 Específicos ........................................................................................................... 14
1.2 JUSTIFICATIVA ....................................................................................................... 15
1.3 METODOLOGIA ...................................................................................................... 17
2 REVISÃO DE LITERATURA ...................................................................................... 20
2.1 HISTÓRIA DO PETRÓLEO NA BAHIA ................................................................... 20
2.2 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ............................................................................... 23
2.3 LOGÍSTICA DO PETRÓLEO ................................................................................... 25
2.3.1 Exploração e Produção (Upstream) ..................................................................... 26
2.3.2 Refino (Midstream) ............................................................................................... 27
2.3.3 Distribuição (Downstream) ................................................................................... 29
2.3.4 Modais Utilizados no Transporte do Petróleo e seus derivados ........................... 31
2.3.4.1 Modal Dutoviário ............................................................................................... 32
2.3.4.2 Modal Rodoviário .............................................................................................. 33
2.3.4.3 Modal Ferroviário .............................................................................................. 33
2.3.4.4 Modal Hidroviário .............................................................................................. 34
2.3.5 Transferência e estocagem do petróleo ............................................................... 34
2.4 GESTÃO ESTRATÉGICA DA QUALIDADE ........................................................... 35
2.4.1 Sistema de Gestão da Qualidade. ........................................................................ 36
2.4.2 Sistema de Gestão Ambiental. ............................................................................. 38
2.4.3 Sistema de Gestão de Segurança e Saúde Ocupacional..................................... 39
2.4.4 A Logística no Sistema de Gestão ....................................................................... 40
3 ESTUDO DE CASO .................................................................................................... 43
3.1 A LOGÍSTICA DO PETRÓLEO NO CAMPO DE FAZENDA ONÇA, SOB A LUZ
DOS PADRÕES EXECUTIVOS E GERENCIAIS DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DA
BAHIA /PETROBRAS ................................................................................................... 43
3.2 METODOLOGIA DO ESTUDO DE CASO ............................................................... 47
3.3 CARACTERIZAÇÃO DA ÁREA DE ESTUDO ........................................................ 49
11
3.3.1 A Unidade de Negócios da Bahia ......................................................................... 49
3.3.2 Campo de Produção Terrestre de Fazenda Onça ................................................ 52
3.4 AUDITORIA DE PADRÕES ..................................................................................... 56
3.4.1 Trabalho de Escritório .......................................................................................... 56
3.4.2 Trabalhos de Campo ............................................................................................ 57
3.5 INDICAÇÃO DE MELHORIAS E MEDIDAS DE ENGENHARIA ............................. 68
4 CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................ 70
REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 73
ANEXO A – Decreto 96.044 de 18 de maio de 1988 da Presidência da República. . 77
ANEXO B – Resolução do Conselho Estadual do Meio Ambiente (CEPRAM),
CEPRAM Nº 1039 de 06.12.94. ..................................................................................... 78
ANEXO C – Norma Regulamentadora nº 13 (NR13) - “Caldeiras e Vasos de
Pressão”........................................................................................................................ 79
12
1 INTRODUÇÃO
O presente trabalho visa contribuir para o estudo da logística da cadeia de
suprimento da indústria petrolífera. Trata-se do estudo da logística, em um campo de
produção terrestre, sob a ótica do uso de elementos de gestão da qualidade, meio
ambiente, segurança e saúde ocupacional da Unidade de Negócios da Bahia/
Petrobras, enfatizando o campo de Fazenda Onça. Buscou-se traçar uma linha entre
os sistemas de gestão e seu uso no gerenciamento da cadeia logística.
Para compreender a logística de um campo de produção terrestre e o uso de
elementos de gestão foi necessário realizar estudo em fontes especializadas sobre o
tema. Bem como, executar investigação em campo, explorando os aspectos
operacionais e gerenciais da logística do petróleo. Cabe ressaltar que a gestão de
custos não é objeto do presente trabalho e, sim, uma avaliação qualitativa e
comparativa dos aspectos logístico da indústria do petróleo e dos elementos de
gestão.
Partindo-se dos conceitos de logística, de sistemas de gestão, da
caracterização da indústria do petróleo e seu histórico no estado da Bahia, pode-se
criar a base teórica para a presente pesquisa. E, adaptar metodologia específica,
para o estudo de caso, seguido de trabalho de campo, com verificação in loco dos
padrões executivos e gerenciais, análise dos resultados obtidos e, por fim, realizar
as indicações de melhoria e considerações sobre a logística da indústria petrolífera e
o uso de elementos de gestão.
Esse estudo concentrou-se em uma província petrolífera do estado da Bahia,
pioneira, no Brasil, em desenvolvimento de atividades petrolíferas em campo
terrestre. Detentora de uma área de aproximadamente 11.354,00km², está
distribuída nas concessões de exploração de petróleo e gás natural, situada nas
bacias sedimentares de Tucano, Recôncavo, Jacuípe, Camamu-Almada,
Jequitinhonha e Cumuruxatiba (PETROBRAS, 2006).
Todo este complexo de produção vai além do planejamento operacional,
organização e controle de processos relacionados á produção, mais também
considera a toda uma rede de logística envolvendo: armazenagem, transporte e
distribuição de bens e serviços. Bem como, as informações relativas ao processo
13
operacional, desde o ponto de origem até o ponto de consumo, com o propósito de
atender às exigências dos clientes (CARDOSO, 2004).
Essas exigências do consumidor final fazem parte de uma economia cada vez
mais globalizada, caracterizada pela alta competitividade e disputa por mercados, a
contínua busca da eficácia e diferenciação fez surgir nas empresas a preocupação
cada vez maior com a qualidade dos seus produtos e sua imagem perante os
clientes. É nesse cenário que os Sistemas de Gestão da Qualidade, Gestão
Ambiental e Gestão da Segurança e Saúde Ocupacional passam a ser objeto das
atenções dos gestores.
Baseados nas normas ISO 9000 - Sistemas de Gestão da Qualidade (2000),
ISO 14001-Sistemas de Gestão Ambiental (2004) e OHSAS 18001-Sistemas de
Gestão da Segurança e Saúde Ocupacional (1999), tais sistemas de gestão
surgiram como ferramentas para melhoria do ciclo administrativo
(planejamento/execução/controle) das organizações.
No intuito de estudar a logística do petróleo estruturou-se presente trabalho
da seguinte forma: Capítulo um constituído dessa introdução, declaração dos
objetivos geral e específicos, justificativa do estudo em questão e metodologia
adotada para desenvolvimento do tema e alcance dos objetivos propostos.
O capitulo dois é o referencial teórico do trabalho faz-se uma incursão sobre a
História do Petróleo na Bahia segue-se com a caracterização da indústria petrolífera
e se discorre sobre os principais aspectos da logística do petróleo. Por fim aborda-se
sobre os sistemas de gestões e o seu uso no gerenciamento da cadeia logística.
O capitulo três contém o estudo de caso sobre o uso de elementos de gestão
na logística do campo de Fazenda Onça, descreve-se aqui a metodologia
empregada para o estudo de caso, bem como os resultados obtidos e a posterior
análise dos mesmos. Para não permanecer apenas no plano da crítica e dos
estudos documentais do problema, complementou-se esse capitulo com uma seção
com indicações de melhorias e medidas de engenharia a serem adotadas para
mitigação dos problemas e otimização do sistema logístico de Fazenda Onça.
14
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 Geral
O presente trabalho tem por objetivo o estudo da logística da indústria do
petróleo e o uso de elementos de gestão.
1.1.2 Específicos
Estudar a logística do petróleo no campo de produção terrestre, sob a luz dos
padrões executivos e gerenciais da Unidade de Negócios da Bahia /Petrobras,
enfatizando o campo de Fazenda Onça.
15
1.2 JUSTIFICATIVA
A relevância deste trabalho consiste na importância estratégica da logística e
o uso de elementos de gestão como fator competitivo para as empresas que atuam
em mercados cada vez mais globalizados. O uso de sistemas de gestão permite o
gerenciamento da cadeia logística e a geração de valor ao produto final, através de
ganhos como: economia de tempo, melhoria da qualidade do produto, redução de
custos de estocagem e distribuição, adequação a legislação ambiental e melhoria da
imagem e reputação da empresa.
Diante disso, a eficiência operacional tanto na produção quanto na
distribuição, com metas de redução de custos, torna-se essencial para a obtenção
da vantagem competitiva. Mas, no entanto, os estudos sobre a logística de petróleo
no país são poucos apesar da grande importância desta indústria para o suprimento
energético do país.
Conforme Braga (2004), a economia de mercado tem se reestruturado de
modo a promover o conhecimento, a informação e suas inter-relações como
elementos centrais do processo produtivo. Nesse cenário, a logística assume um
papel importante na gestão empresarial, despontado como elemento diferenciador.
Em se tratando de petróleo, uma fonte energética não renovável e distribuída
de forma aleatória pelo planeta, realizar uma excelente integração de todos os
segmentos de sua cadeia produtiva, ou seja, do poço ao consumidor, tornou se um
grande desafio. A indústria petrolífera mundial, nas últimas décadas, vem passando
por fortes transformações, dentre as quais podem ser enumeradas: quebra de
monopólios, a desverticalização e a terceirização da cadeia produtiva.
A partir do marco regulatório do setor de petróleo no país com a Lei 9478/97,
mais conhecida como a Lei do Petróleo, iniciou-se uma nova fase para a indústria
petrolífera brasileira. Em decorrência das pressões dos grandes capitais externos, o
monopólio da indústria petrolífera foi quebrado permitindo a abertura do mercado de
exploração das reservas de petróleo. O novo cenário propõe novas oportunidades e
alta competitividade para o setor.
Como subsídio para a competitividade empresarial as estratégias logísticas
agregam-se as práticas operacionais de uma organização, contribuindo para o
16
planejamento, estruturação e controle de seus processos produtivos e/ou comercial.
Desse modo, diagnosticar o andamento logístico, seus pontos fortes e de melhoria
são de suma importância para quem deseja atuar em um ambiente empresarial cada
vez mais globalizado e competitivo (MELLO, 2005).
Nesse intuito, a execução deste estudo levanta os principais aspectos da
cadeia logística do petróleo e o uso de elementos do sistema de gestão da
qualidade e sistema de gestão ambiental para a obtenção de resultados positivos
quanto à competitividade empresarial no gerenciamento dessa cadeia. E, também, a
partir de fonte bibliográfica especializada e da coleta em campo de informações
inéditas sobre logística da indústria do petróleo no Campo de Produção de Fazenda
Onça, da Unidade de Negócios da Bahia (UN-BA)/Petrobras, diagnostica-se as
dificuldades em se perenizar os elementos de gestão como contributo para o
alcance das metas da organização.
17
1.3 METODOLOGIA
Apresenta-se aqui, os métodos empregados para a realização do presente
trabalho, com o propósito de estudar a logística do petróleo e o uso de elementos de
gestão e apresentar um estudo de caso sobre a operação do campo de Fazenda
Onça. Foi utilizado estudos sobre logística e sistemas de gestão, técnicas de
entrevista e verificação in loco para coleta de dados e posteriormente fez-se o
tratamento e análise das informações. No fluxograma, figura 1, é apresentada a
sequência feita neste estudo:
Seleção do Tema: Logística da Indústria do Petróleo
o uso de Elementos de Gestão: Um estudo de caso
sobre o Campo de Fazenda Onça
Levantamento
de Bibliografia Adaptação de metodologia
para o estudo de caso
Revisão Caracterização da área de estudo
Bibliográfica
Trabalhos de Escritório
Trabalhos de Campo
Analise de Dados
Considerações sobre a Logística da Indústria do
Petróleo e o uso de Elementos de Gestão:
O Caso do Campo de Fazenda Onça
Figura 1 - Fluxograma metodológico. Fonte: Eduardo da Silva Pereira, 2009.
18
• Seleção do Tema e Recorte da área para estudo de caso:
Logística da Indústria do Petróleo e o Uso de Elementos de Gestão: Um
estudo de caso sobre o Campo de Fazenda Onça. A área de estudo selecionada foi
o Campo Produção Terrestre de Fazenda Onça, concedido a Unidade de Negócios
da Bahia (UN-BA)/Petrobras. Considerado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e
Biocombustíveis como um campo de acumulação marginal que tem sua logística de
transporte pautada no Modal Rodoviário através do uso de carretas.
• Realização de Revisão bibliográfica:
Para conhecer a logística do petróleo e os elementos de gestão foi necessário
estudar a cadeia logística da indústria do petróleo e os sistemas de gestão. Para
tanto, levantou-se bibliografia especializada na área de logística do petróleo, do
sistema de gestão da qualidade e sistema de gestão ambiental, de auditoria
operacional e, também, das normas técnicas nacionais e internacionais:
• Adaptação de metodologia para o estudo de caso:
A metodologia para o estudo de caso é especifica e está baseada nos
trabalhos de GIL (1999), NBR ISO 14001 (2004), NBR ISO 9001 (2000) e OHSAS
18001 (1999), e consta de formulação de entrevistas, construção de questionários e
de lista de verificações.
• Caracterização da área de estudo:
Descreve-se aqui a UN-BA sua atividade fim, seu sistema de gestão e seus
componentes, destacando-se aqui a caracterização do campo de Fazenda Onça,
sua logística de produção, armazenamento e transporte de petróleo.
• Trabalhos de Escritório:
Esta fase consiste no estudo dos padrões executivos e gerencias e
caracterização da área de estudo através de documentos fornecidos pela UN-BA.
19
• Trabalhos de Campo:
Esta fase consiste na realização de entrevistas, aplicação de questionários e
verificações in loco dos padrões auditados.
• Análise de Dados:
Aqui se encontra a análise de informações e dados obtidos nos trabalhos de
escritório e campo. Portanto, fez-se necessário, com base nesses resultados, voltar
ao contexto da discussão e projetá-la para o âmbito dos trabalhos de escritório e
campo.
• Considerações Finais:
Apresenta as considerações finais sobre o estudo realizado, ressaltando os
pontos da cadeia logística da indústria do petróleo e o uso de elementos de gestão
para contribuição no alcance de resultados empresariais.
20
2 REVISÃO DE LITERATURA
A revisão literária mostra um breve histórico sobre o petróleo e descreve às
principais características desta complexa indústria. Em seguida, apresenta alguns
aspectos conceituais sobre a logística, sua evolução histórica e sua relevância nos
dias atuais como fator diferencial de competitividade. E, finaliza, abordando os
conceitos de sistemas de gestão da qualidade e ambiental e sua importância como
instrumento de gestão da cadeia logística.
2.1 HISTÓRIA DO PETRÓLEO NA BAHIA
A história do petróleo na Bahia confunde-se com a história nacional, pioneiro
no país em desenvolvimento de atividades petrolíferas em campos terrestres, o
estado da Bahia detém atualmente uma área de aproximadamente 1135.400 km².
Tal área encontra-se distribuída nas concessões de exploração de petróleo e gás
natural situadas nas bacias sedimentares do Tucano, Recôncavo, Jacuípe,
Camamu-Almada, Jequitinhonha e Cumuruxatiba (PETROBRAS, 2006).
O início das atividades foi quando o Marquês de Olinda, em 1858, assina o
Decreto nº 2.266, concedendo a José Barros Pimentel, a outorga para extrair mineral
betuminoso com o fim de fabricar querosene na província da Bahia. No ano
seguinte, durante a construção da estrada de ferro Leste Brasileiro, constataram-se
o gotejamento de óleo em terrenos situados entre Lobato e Plataforma, subúrbios de
Salvador.
Após seis décadas foi criado o Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil
(SGMB), marco importante para o desenvolvimento futuro da indústria do petróleo, o
Brasil, neste momento, cria uma política institucionalizada para os recursos minerais
buscando acompanhar a tendência mundial. O SGMB inicia a fase de perfurações
no país na busca de hidrocarbonetos, perfura inicialmente 63 poços, sem êxito,
dentre eles o SGMB nº 13, SGMB nº 19 e SGMB 21 no município de Ilhéus
(PETROBRAS, 2008a).
21
Com a reforma do Ministério da Agricultura, em 1933, criou-se, no ano
seguinte, o Departamento Nacional de Produção Mineral – DNPM, com o fim de
proteger as reservas minerais do país. Decretou-se o Código de Minas (Decreto-Lei
nº 24.642, de 10 julho de 1934), seguindo a política de institucionalização da
indústria petrolífera no país.
Em 1938, através do Decreto-Lei nº 395 instaurou-se o Conselho Nacional do
Petróleo – CNP, em 1939 foi realizada a descoberta de petróleo através da
perfuração do poço DNPM-163, em Lobato-BA. Em 1940, registra-se o início da
produção nacional de petróleo, alcançando 2.088 barris em 31 de dezembro do
mesmo ano, o Brasil começa a dar os primeiros passos em busca do abastecimento
energético através de hidrocarbonetos.
Somente, em 1941, em Candeias-BA foi descoberto o primeiro campo
comercial brasileiro através da perfuração do poço B-14 (rebatizado posteriormente
de Candeias 1; C-1). A partir do marco do C-1 e através de trabalhos de
reconhecimento geológico iniciou-se uma fase de intensa descoberta, em 1942,
descobri-se os campos de Itaparica e Aratu e, em 1947, o campo de Dom João com
uma das maiores reservas de petróleo daquele momento (PETROBRAS, 2008a).
O ano de 1950 foi marcado pela descoberta dos Campos de Pedras e
Paramirim e da entrada em operação da Refinaria de Mataripe, que processava
diariamente 2.500 barris oriundos do Serviço Regional da Bahia, no ano posterior,
foram descobertos os campos de Água Grande e Mata de São João. Estes
acontecimentos consolidam a fase de produção nacional que atinge, no ano de
1952, a marca de 1 milhão de barris, um salto comparando-se a produção inicial do
ano de 1940, a base da indústria petrolífera nacional já encontrava-se formada. E,
em 3 outubro de 1953, criou-se a Petróleo Brasileiro S.A – Petrobrás, através da Lei
nº 2.004/53, em 10 de maio de 1954, a empresa iniciou suas atividades.
Nesta fase de estruturação empresarial o estado da Bahia passa a ter a
Região de Produção da Bahia - RPBA como órgão da Petrobrás, em substituição do
Serviço Regional da Bahia. Até 1954, a RPBA contribuiu majoritariamente com o
total da produção nacional de hidrocarbonetos acumulada em 4,3 milhões de barris,
neste momento a refinaria já processava 5.200 barris por dia.
O Brasil especializou-se na busca por novas fronteiras de produção, neste
período foram criados os primeiros cursos de Engenharia e Geologia de Petróleo do
país. Com a descoberta do campo de Taquipe, em 1958, a Petrobrás inicia o ciclo
22
das grandes descobertas de jazidas de petróleo seguindo-se dos campos de
Cassarongongo, Buracica e do campo de Fazenda Imbé, através da perfuração de
um alto estrutural mapeada pela sísmica. A RPBA realizou nova reformulação de
sua estrutura organizacional (Resolução 02/64), inclusive com a criação dos Distritos
do Recôncavo Norte e do Recôncavo Sul.
Nota-se, neste período, a preocupação da Petrobras com a otimização de
custo de produção, para tanto se montou grupos de trabalho para estudos e
racionalização de operações como: a transferência de petróleo. Então, resolve-se
adotar o Bombeio Volante como grande melhoria na produtividade.
Entre os anos de 1964 e 1965 ocorrem significativas descobertas como: a dos
campos de Sempre Viva, Biriba, Massui, Jiribatuba, Burizinho, Massapê, Araçás,
Miranga. Pela primeira vez no país se realizou a completação dupla em um poço
(MG-4), campo de Miranga, arenitos Santiago e São Paulo-4. O país encontrava-se
em um período de intensas descobertas e na busca para assimilar a tecnologia da
indústria petrolífera.
A produção baiana atingi o marco histórico de 140,000 barris/dia, em
dezembro de 1966, fruto da corrida tecnológica empreendida pela Petrobras.
Consonante ao ritmo de descobertas seguem os campos de Lagoa do Paulo,
Fazenda Onça e Camaçarí. A criação de Infra-estrutura para o escoamento da
produção passou a ser uma constante nesse período de intenso crescimento
produtivo, logo neste mesmo ano foi colocado em funcionamento o Oleoduto Catu-
São Sebastião-Candeias, com 43 Km de extensão.
Consonante ao ritmo de descobertas segue os campos de Lagoa do Paulo,
Fazenda Onça e Camaçarí. A criação de infra-estrutura para o escoamento da
produção passou a ser uma constante nesse período de intenso crescimento
produtivo, logo nesse ano 1966 foi colocado em funcionamento o Oleoduto Catu-São
Sebastião-Candeias, com 43 km de extensão.
A RPBA registrou picos de produção significativos no decorrer destes anos de
produção, em 1º de janeiro de 1969, chegou a marca de 171.702 barris e com uma
média anual de 143,356 barris/dia. Seguindo o fluxo das descobertas petrolíferas,
entre 1970 e 1980, foram descobertos os campo de Miranga Leste, Miranga Norte,
Lagoa Paulo Sul, Jacumirim, Lagoa Verde, Sussuarana Leodário, Fazenda
Mamoeiro, Norte de Fazenda Caruaçu, Caracatu, Cexis, Salgado e Rio Pojuca.
Essas crescentes descobertas tornaram a RPBA mais robusta e expansiva
23
consolidando a região produtiva a cada ano, registrando números excepcionais para
um país que até então importava tecnologia para desenvolver sua indústria
petrolífera. Marcas como 3.021 poços perfurados e a produção de 1 bilhão de barris
petróleo até 1980, demonstram os avanços.
A década de 1980 iniciou-se com a descoberta de uma nova fronteira
produtora no estado da Bahia, o campo de Fazenda Bálsamo, descoberto através do
poço 1-FBM-1, alterando-se, assim, a tendência de queda da produção de petróleo
da RPBA, que obteve aumento da produção anual, em relação ao ano anterior.
Como principais campos, no período de 1981 a 1989, se destacam os seguintes:
Riacho da Barra, Riacho Sesmaria, São Domingos, Quiambina, Fazenda Alvorada,
Bela Vista, Fazenda Azevedo Oeste, Fazenda São Paulo, Rio do Bu, Rio Itariri,
Fazenda Belém e Salgado.
O estado da Bahia em seu desenvolvimento petrolífero foi base de
desenvolvimento e experimentação de novas tecnologias para setor servindo de
referência para os novos campos implantados em outros estados. Dentre as
tecnologias empregadas para otimizar a produção do petróleo tem-se a recuperação
secundária por injeção de água e injeção de dióxido de carbono (CO2).
2.2 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Utilizado desde as Antigas Civilizações em calafetação de embarcações,
pavimentação, impermebialização e construções de pirâmides, o petróleo teve como
marco exploratório comercial e de inserção na sociedade moderna, a descoberta de
um poço rudimentar de 21 metros de profundidade, feita por Edwin L. Drake, nos
Estados Unidos, em 1859 (THOMAS et al., 2004). Daí iniciava-se a indústria que
seria, em poucos anos, a maior e mais relevante do mundo, tornando o petróleo o
principal produto comercializado no mercado internacional.
Segundo Mello (2005), de forma célere a indústria do petróleo propagou-se
no mundo, movimentando milhões de dólares e com significativas descobertas e
produções de milhões de barris, nos Estados Unidos (Pensilvânia, Califórnia, Texas),
Rússia (1874), Índias Orientais Holandesas (1880), Romênia e Irã (1908), México
(1917) e Iraque (1927).
24
No Brasil de acordo com Lei 9.478, de 06.08.1997, que dispõem sobre os
princípios legais da “Política Energética Nacional”, as atividades relacionadas com a
exploração, desenvolvimento, produção, refino, processamento, transporte,
importação e exportação de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e
seus derivados são de competência da indústria do petróleo.
Segundo Figueiredo (1998) a indústria do petróleo é definida como de capital-
intensivo, destacando-se por elevados riscos de pesquisa geológica e de oscilação
de mercados. Tal segmento necessita de uma excelente coordenação entre os
fluxos de produção e de consumo, para que os riscos sejam reduzidos e as reservas
do subsolo valorizadas.
Conforme Braga (2004) a integração vertical da indústria do petróleo possibilita a
distribuição dos riscos e custo entre os vários segmentos de atuação, dessa forma
assegura-se a competitividade da organização. Segundo Figueiredo (1998), fazer
parte das diversas fases da cadeia produtiva possibilita a empresa a ampliar o seu
grau de controle sobre o processo, de forma a reduzir o risco associado à queda do
faturamento e à vulnerabilidade de suprimento de matéria-prima.
A verticalização na indústria petrolífera inicia-se nas atividades de exploração e
produção, passando pelo refino e finalizando na distribuição e comercialização do
produto. Conforme Borsani (2001) essa verticalização pode ser descrita como a
cadeia produtiva do petróleo, sendo a mesma composta dos seguintes segmentos:
• Upstream: compreende as áreas de prospecção de jazidas, desenvolvimento
de reservas e produção de petróleo e gás natural;
• Midstream: consiste no conjunto de operações de refino resultando em
produtos finais como gasolina, querosene e diesel. Compreende,
basicamente, a atividade de refino;
Downstream: abrange as atividades de transporte, distribuição e
comercialização.
Os principais efeitos promovidos por essa cadeia produtiva são a garantia de
suprimento da matéria prima, diversificação dos investimentos, maior valor agregado
pelas atividades e economias de escala em função do porte da empresa. A empresa
atua em processo contínuo de agregação de valor ao seu produto final minimizando
seus riscos de faturamento e estabelecendo uma ponte entre a exploração e
produção com o consumidor final.
25
2.3 LOGÍSTICA DO PETRÓLEO
O conceito de logística, inicialmente utilizado nas atividades de guerra da
Grécia Antiga para designar as operações de apoio como: envio de soldados,
munições, alimentos, medicamentos e principalmente informações, que eram vitais
para assegurar a vitória contra o inimigo.
Atualmente tornou se um fator crucial para as empresas tornarem-se
competitivas no mercado, promovendo o planejamento, organização e controle de
processos relacionados à produção, armazenagem, transporte e distribuição de bens
de serviço. Bem como as informações relativas a esses processos, desde o ponto de
origem até o ponto de consumo, com o propósito de atender às exigências dos
clientes (CARDOSO, 2004).
A definição mais abrangente e completa de logística é a do Council of Supply
Chain Management Professional (CSCMP, 2008):
“Logística é parte da cadeia de suprimentos que planeja, implementa, e controla o fluxo eficiente e eficaz de matérias-primas, estoque de produtos acabados e semi-acabados, e o fluxo de informações a eles relativas, desde a origem até o consumidor final, com o propósito de atender os requisitos dos clientes.”
Consonante com a conceituação do CSCMP (2008) as tecnologias da
informação assumiram um papel relevante para o desenvolvimento logístico,
atuando nos processos internos com sensível melhoria na comunicação, nas
tomadas de decisão pelos gestores, na rapidez no atendimento e na redução de
custos com a utilização de processos automatizados.
Borsani (2001) assevera que a finalidade da indústria petrolífera é
disponibilizar produtos derivados de petróleo ao mercado consumidor, para tanto se
estabelece uma extensa e complexa rede logística. Conforme Cardoso (2004) não
existe tratamento específico para o manejo do petróleo e seus derivados.
A relação custo-benefício e a plena satisfação do cliente deve ser a baliza nas
operações de deslocamento da carga do seu ponto de origem até o seu destino no
prazo pré- estabelecido. A cadeia de suprimento da indústria petrolífera é composta
por três segmentos: Upstream (Exploração e Produção); Midstream (Refino); e
26
Downstream (Distribuição). Na figura 2, é apresentado um esquema simplificado da
cadeia de Suprimento:
Figura 2 – Esquema simplificado da Cadeia de Suprimento da Indústria petrolífera
Fonte: AIRES et al (Apud BORSANI, 2001)
2.3.1 Exploração e Produção (Upstream)
Conforme Figueiredo (2001), o segmento de Exploração e Produção (E&P) da
indústria petrolífera compreende as áreas de prospecção de jazidas,
desenvolvimento de reservas, produção de petróleo e gás natural. As instalações
produtivas deste setor denominam-se de Campo de Petróleo e sua localização
depende de onde sejam descobertas as jazidas, em mar ou terra. A vida útil e o
volume produzido de um campo, ou grupo de campos de petróleo, são em função
das características do reservatório até que ele seja exaurido.
As atividades do E&P têm início com os estudos geológicos e geofísicos que
segundo Thomas et al (2004), descobrir uma jazida de petróleo é uma tarefa que
envolve um extenso e exaustivo estudo e análise de dados técnicos das bacias
sedimentares. Após minucioso estudo das camadas do subsolo, pelos geólogos e
geofísicos, parte-se para a fase de maior investimento no processo de prospecção
27
que é a perfuração de um poço pioneiro ou exploratório. Conclusas as atividades de
perfuração, iniciam-se atividades de completação, que objetivam equipar o poço de
modo que o mesmo opere de forma segura e produtiva, durante o seu período
produtivo.
Vencida as fases anteriores e constatada a viabilidade econômica do poço,
passa-se para a etapa de produção de óleo e/ou gás natural, em que são perfurados
os poços de produção e instalada a infra-estrutura necessária para coleta e
armazenamento do óleo e/ou gás natural (THOMAS et al., 2004).
Das atividades de E&P resultam o petróleo bruto (óleo cru) e o gás natural
que são acondicionados de forma a assegurar a integridade e qualidade da matéria
prima e permitir seu posterior transporte para as unidades de refino, no caso do óleo
cru e no caso do gás natural para as Unidades de Processamento de Gás Natural –
UPGN.
Neste segmento o uso intensivo de capital e o elevado risco de insucesso
econômico caracterizam as atividades de pesquisa e desenvolvimento de reservas,
o que influencia diretamente os custos operacionais e por consequência o valor do
produto final. Visando minimizar esses custos, a indústria petrolífera, através da
operação ininterrupta e da máxima utilização da capacidade instalada, alcança
grande eficiência operacional na pesquisa exploratória, na perfuração e na fase de
produção.
Somam-se a esses fatores as especificidades e o alto nível de especialização
requerido para a exploração e produção de petróleo geralmente executadas em
regiões de difícil acesso ou remotas. Em se tratando de áreas marítimas estas
especificidades aumentam, gerando desafios tecnológicos e restrições econômicas
para o desenvolvimento de campos produtores em laminas de água cada vez mais
crescentes (FIGUEIREDO, 1998).
2.3.2 Refino (Midstream)
Para Mello, (2005), o segmento de refino é o núcleo de transformação da
cadeia de suprimento petrolífera, constituído de um conjunto integrado de
processos, tratamentos e reações físico-químicas pelos quais o petróleo é
28
transformado quimicamente, em derivados específicos e de uso definido. Tal
atividade inicia-se com a chegada do petróleo ao parque de armazenamento de cru
da refinaria, onde o mesmo será submetido aos seguintes tratamentos preliminares:
• Decantação - para sedimentação de resíduos sólidos e separação da
água emulsionada com petróleo;
• Dessalgação – para a redução do teor de sal, substância nociva aos
equipamentos de refino;
• Diluição – uso de outros tipos de óleo para adequar as características
físico-químicas como viscosidade e fluidez.
Eventualmente são necessários outros tratamentos menos genéricos, para
especificação do óleo cru a ser utilizado na refinaria. Em conformidade com os
produtos finais que se deseja obter o refino do óleo cru é feito em plantas de refino
específicas, seguindo diferentes fases e tratamentos.
Figura 3 – Fluxograma de refino
Fonte: ANP (2008)
Na figura 3 é apresentado um esquema de refino de petróleo. O óleo cru
especificado é processado inicialmente em uma torre de destilação atmosférica,
onde por adição de temperatura ocorre a separação do óleo em diversas frações:
29
leves (Gás Liquefeito de Petróleo - GLP, gás de refinaria, gasolina, nafta); médias
(óleo Diesel, querosene, gasóleo leve); e pesadas (gasóleo pesado, resíduo da
destilação atmosférica). As frações pesadas e parte das médias seguem para a torre
de destilação a vácuo e nela são produzidas frações médias e de alta densidade.
O processo de refino continua na unidade de FCC (fluid cathalytic cracker),
onde a combinação de diferentes frações ou correntes são submetidas ao processo
de craqueamento catalítico em leito fluidizado, resultando em produtos leves e de
maior valor comercial como a gasolina, óleo Diesel, querosene e o GLP. Da unidade
de FCC geram-se óleos combustíveis, asfaltos e outros derivados pesados a partir
do resíduo final desta unidade (BORSANI, 2001).
Para Borsani (2001), o segmento de refino deverá disponibilizar como produto
final um vasto elenco de derivados de petróleo, devidamente enquadrados nos
requisitos de qualidade definidos pelas especificações, armazenados em tanques
segregados na área de expedição da refinaria, e em condições de transporte até o
consumidor final.
2.3.3 Distribuição (Downstream)
A área de distribuição ou downstream engloba um grande número de
atividades, de uma longa cadeia produtiva, em que se envolvem diversos agentes
logísticos e uma gama de produtos a serem transportados. Cardoso (2004) salienta
a importância da relação cliente-fornecedor, em que este último deverá entregar o
produto comercializado em tempo hábil utilizando-se dos meios cabíveis.
Em se tratando de derivados de petróleo deverá, nessa fase de transporte,
atentar para o tipo de produto transportado e a característica do transporte a ser
utilizado em virtude das especificidades da carga, que geralmente necessita de
manuseio de produtos perigosos e inflamáveis.
Para Borsani (2001), fazer com que os produtos derivados do petróleo
cheguem ao consumidor final, através dos postos de serviço, é necessário o
escoamento dos mesmos por uma rede de distribuição composta por bases
primárias e secundárias, ver figura 4. As bases primárias (ou principais) são aquelas
que recebem os produtos diretamente das refinarias ou através da importação direta
30
deles. Já as bases secundárias recebem os produtos provenientes de outras bases,
seja principal ou secundária, localizada remotamente ou sem condições logísticas,
para conduzir os produtos até os postos de serviços ou centros de distribuição.
Para comercialização de derivados de uso industrial, como por exemplo, a
nafta petroquímica e os óleos combustíveis, o transporte é realizado da refinaria até
o cliente via dutos (pipelines), por modais marítimos ou ferroviários.
Tratando-se de pequenos consumidores, a distribuição se dá através do fluxo
das bases secundárias, para os postos de serviço, onde o produto estará disponível
ao cliente final. As bases secundárias caracterizam-se pelo manejo de diversos
produtos e flexibilidade logística de armazenamento e entrega dos produtos.
Figura 4 – Rede de Distribuição de derivados de petróleo
Fonte: ANP (2008)
Cabe salientar que durante o trajeto do petróleo na cadeia de suprimento há
uma crescente agregação de valor, pois, no segmento upstream, para sua
exploração e produção são investidos altos valores monetários, no entanto seu valor
31
agregado é relativamente baixo. O processo de refino (midstream) transforma o óleo
cru em produtos de alto valor que, por sua vez, ao ser ofertado ao consumidor final,
através do downstream (distribuição), agrega um valor mais alto que o da refinaria.
Em suma, o segmento downstream, contribui de forma considerável para a
valorização monetária dos produtos gerados da indústria petrolífera.
2.3.4 Modais Utilizados no Transporte do Petróleo e seus derivados
Equiparada as atividades de exploração e produção, as operações de
transferência e estocagem de petróleo, possibilitam o abastecimento das refinarias,
onde é processado e transformado em derivados. Essas operações têm inicio após a
prospecção onde se faz necessário a movimentação do óleo cru e do gás natural e
finalizam no processo de distribuição dos derivados de petróleo ao consumidor final,
após o refino.
Figura 5 – Modais Utilizados no Transporte do Petróleo e seus derivados
Fonte: Soares et al (2003)
32
Para se alcançar o êxito nessas movimentações, a indústria petrolífera utiliza
de diversos modais de transporte no decorrer da cadeia de suprimento, como
podemos observar na figura 5.
2.3.4.1 Modal Dutoviário
Um dos meios mais econômicos e seguros para a movimentação de cargas
líquidas derivadas do petróleo, o modal dutoviário, é constituído de um conjunto de
dutos ou tubulações para o transporte de grandes quantidades de petróleo e
derivados. Os dutos possibilitam a criação de uma rede integradora entre as fontes
produtoras, as refinarias, os terminais de armazenamento, as bases de distribuição e
os centros consumidores.
As vantagens referentes aos custos de transferência por esse tipo de modal
demonstram ganhos em termos operacionais, visto que possibilita a redução dos
custos dos fretes (que influenciam significativamente nos preços finais dos
derivados), diminui o tráfego de caminhões e vagões-tanque e aumenta a segurança
nas estradas e vias urbanas (CARDOSO, 2004).
A velocidade média do modal dutoviário pode ser considerada um fator
negativo, pois, sua velocidade de operação é muito reduzida variando na faixa de
4,5 a 6,5 km/h (3 a 4 milhas por hora). As operações ininterruptas dos dutos,
movimentando os produtos 24 horas por dia, durante todo o ano, compensam as
baixas velocidades.
Os dutos podem ser do tipo: a) Oleoduto que transportam unicamente óleo
cru da área de exploração para as refinarias; b) Polidutos que transportam diversos
derivados do petróleo gerados na refinaria para as bases de distribuição; e c)
Gasoduto que transportam o gás natural da área de exploração para as UPGN’s e,
em seguida, através do mesmo duto segue para os grandes consumidores
industriais e para as redes de distribuição domiciliar.
Na operação de dutos pode ocorrer problemas de contaminação entre dois
produtos transportados em série num mesmo duto, onde a mistura dos dois produtos
vem a constituir um terceiro produto, alterando a qualidade e a especificação dos
produtos originais. Algumas formas de se evitar a contaminação podem ser
33
empregadas como: avaliar e corrigir projetos de tubulações que apresentem
problemas como: diâmetros irregulares, trechos mortos, posicionamento irregular de
bombas, tanques e pontos de manobras, etc. Outra solução seria a utilização de
produtos com densidade e viscosidade semelhantes (CARDOSO, 2004).
2.3.4.2 Modal Rodoviário
No Brasil, o transporte de cargas é feito, majoritariamente, pelo modo
rodoviário, tal modal de transporte foi privilegiado enquanto os demais foram
relegados ao segundo plano. O transporte de derivados do petróleo por esse modal
é realizado através de caminhões-tanque.
Alguns apresentam tanques segmentados, possibilitando o transporte de
mais de um tipo de produto. As operações de carga e descarga dos produtos são
realizadas por operadores especializados e, dentro de rigorosos padrões de
segurança, por se tratar de produtos e altamente inflamáveis. Entre as vantagens
apresentadas por este tipo de modal, destacam-se: velocidade, frequência e a
disponibilidade (CARDOSO, 2004).
2.3.4.3 Modal Ferroviário
Esse tipo de modal representa uma alternativa econômica para o
deslocamento de grandes volumes de petróleo e seus derivados (cerca de 30% de
economia se comparado ao modal rodoviário), visto que, em média, os vagões-
tanque são confeccionados em aço e possuem uma capacidade para 60m³.
Em contrapartida, a velocidade do deslocamento das composições, tem de
ser levada em consideração numa análise do custo/benefício (velocidade média de
cerca de 22 milhas por hora). Tal velocidade reflete o fato de que a maior parte do
tempo (86%) é gasto em operações de carregamento e descarregamento. Como nos
demais modais, as operações de carregamento e escoamento dos produtos
armazenados nos vagões-tanque são realizadas por operadores especializados, e
34
dentro de rigorosos padrões de segurança, já que esses são produtos altamente
inflamáveis (CARDOSO, 2004).
2.3.4.4 Modal Hidroviário
Compreende o transporte que utiliza o meio aquático, quer seja marítimo ou
fluvial. Ao contrário do que acontecem com os outros modais, as operações de carga
e descarga, no modal hidroviário, são muito mais complexas, exigindo muitas vezes
a utilização de equipamentos sofisticados.
O transporte de cabotagem do petróleo e dos seus derivados é realizado por
meio de navios tanque com grande capacidade de armazenamento (35 mil até 90 mil
toneladas). Existem ainda outras embarcações, empregadas por este tipo de modal,
como por exemplo: chatas e balsas-tanque, com capacidade de até 40 mil toneladas
(CARDOSO, 2004).
2.3.5 Transferência e estocagem do petróleo
As províncias exploratórias de hidrocarbonetos localizam-se, em sua maioria,
distante dos grandes centros consumidores de produtos derivados de petróleo. Os
crescentes volumes de petróleo produzidos diariamente por esses campos de
produção necessitam ser enviados para as refinarias e posteriormente aos centros
de distribuição.
As demandas definiram ao transcorrer do tempo, a estrutura logística voltada
à movimentação do petróleo, desde seu ponto de exploração e até os pontos de
refino e consumo. Desse modo, as primeiras refinarias foram implantadas próximas
aos centros consumidores, isso porque o transporte do óleo cru de um campo de
petróleo para a refinaria é logisticamente muito mais simples do que a
movimentação de vários produtos derivados para diferentes tipos de consumidores
finais.
35
Ao longo dos anos de atividade logística do petróleo, criou-se um padrão para
a transferência de petróleo dos campos de petróleo para as refinarias, tal modo é
utilizado até a atualidade como podemos observar no quadro 1 (BORSANI, 2001).
Quadro 1 – Escolha de modal para transporte de petróleo
Fonte: adaptado BORSANI (2001)
Como exemplo de campo produtor próximo à refinaria e do mercado
consumidor temos: os campos produtores do Recôncavo baiano, que transferem
através de uma malha de oleodutos sua produção para a Refinaria Landulpho Alves,
localizada no município de São Francisco do Conde no estado da Bahia.
2.4 GESTÃO ESTRATÉGICA DA QUALIDADE
Na busca competitiva de mercados diferenciar-se é um ponto fundamental na
administração de um organização, para tanto implementar processos de qualidade e
inovação é uma medida eficaz para atingir tal objetivo. Observa-se que um número
crescente de empresas passou a enfocar a qualidade através de um novo prisma,
que vincula a lucratividade à imagem da organização, a responsabilidade
socioambiental e a satisfação do cliente (OLIVEIRA et al., 2004).
A qualidade, então, assume a função de arma poderosa perante o mercado,
exigindo uma postura diferenciada das organizações, na qual a melhoria contínua é
fundamental. Os esforços dispensados ao processo de melhoria contínua passam a
ser constante e a envolver todos os elementos da empresa. Sendo o
36
comprometimento e o apoio da alta administração fundamental ao processo, o que
propicia seriedade e crédito em longo prazo.
2.4.1 Sistema de Gestão da Qualidade.
A garantia da excelência, nos processos e produtos de uma organização, se
alcança com o desenvolvimento e implantação de sistemas de gestão da qualidade
que assegure o comprometimento de todos com os objetivos da organização.
Segundo a NBR ISO 9001 (2000) a adoção de um sistema de gestão da
qualidade é uma decisão estratégica de uma organização e sua implantação é
influenciada por vários fatores como: necessidades, objetivos específicos, produtos
fornecidos, processos, empregados e o tamanho e estrutura da organização.
Para Oliveira et al., (2004) os sistemas da qualidade são um arranjo de
elementos inter-relacionados, constituindo uma atividade que opera sobre entradas
e, após processamento, transforma-as em saídas, visando sempre ao objetivo de
garantir a satisfação das necessidades dos usuários através de seus processos e
produtos. Na figura 6, a seguir, temos o modelo de um sistema de gestão da
qualidade baseado em processo extraído da NBR ISO 9001 (2000).
Figura 6 – Modelo de um sistema de gestão da qualidade baseado em processo
Fonte: NBR ISO 9001 (2000)
37
Dornellles (2000) destaca que com o desenvolvimento de novas tecnologias e
a expansão de mercados tornou-se necessária a implantação de uma nova
sistemática de gestão que compreendesse todo o ciclo de vida do produto. Essa
nova visão sistêmica e integrada da qualidade do processo produtivo alavanca a
implantação de sistema da gestão da qualidade nas organizações.
Como passo inicial, as organizações formalizam sua Política da Qualidade
declarando como compromisso da alta administração a qualidade, servindo como
documento base para as ações gerenciais, técnicas e operacionais. Paladini (1995)
estabelece que a Política da Qualidade refere-se ao modo como a organização
pretende atuar no mercado e desenvolver suas atividades.
Segundo Oliveira et al. (2004), a descrição geral da Política da Qualidade
adotada pela organização deve estar explícita em um Manual da Qualidade, onde a
forma pela qual a empresa busca atingir os objetivos da qualidade expressos, em
sua política, devem estar explicitados.
De acordo com a NBR ISO 9001 (2000), o Manual da qualidade deve conter o
escopo, os procedimentos documentados e a descrição da interação entre os
processos do Sistema de Gestão da Qualidade, ou seja, esse documento será
referencial para as ações da organização, centralizando as diretrizes para
implementação e gestão da qualidade.
Oliveira et al. (2004) estabelece que a documentação do sistema de gestão
da qualidade é de suma importância para sua implementação e manutenção no
âmbito da organização. Tal documentação é baseada no sistema de normas da
organização, configurando-se em procedimentos administrativos, técnicos e de
controle da qualidade.
Conforme a NBR ISO 9001 (2000) os documentos requeridos e emitidos pelo
sistema de gestão da qualidade devem ser controlados e registrados a fim de
evidenciarem a conformidade com os requisitos e da operação eficaz do sistema.
Pode-se destacar que a prática do controle e registro da documentação
proporciona vantagens na operacionalização da organização como: integração entre
os setores da empresa, registro da cultura produtiva, aumento da capacidade de
inovar e melhora contínua dos processos em função da retroalimentação dos
procedimentos.
38
2.4.2 Sistema de Gestão Ambiental.
Segundo a NBR ISO 14001 (2004), existe um crescente interresse das
organizações em atingir e demonstrar um desempenho ambiental correto,
controlando o impacto de suas atividades, produtos ou serviços no meio ambiente,
levando em consideração sua política e seus objetivos ambientais.
Estas iniciativas decorrem da entrada, em vigor, de uma legislação cada vez
mais exigente, do desenvolvimento de políticas econômicas, de outras medidas
destinadas a estimular a proteção ao meio ambiente e de uma crescente
preocupação das partes interessadas em relação às questões ambientais e ao
desenvolvimento sustentável.
A NBR ISO 14001 (2004), estabelece os requisitos para o sistema de gestão
ambiental, sendo esses construídos de forma a se aplicar a todos os tipos e portes
de organizações e para adequar-se a diferentes condições geográficas, culturais e
sociais. Os fundamentos desta abordagem são representados na figura 7.
O comprometimento de todos os níveis e funções, especialmente da alta
administração, é que determina o sucesso de implantação e operacionalização do
sistema. Um sistema, desse tipo, permite uma organização estabelecer e avaliar a
eficácia dos procedimentos destinados a definir uma política, e objetivos ambientais,
atingir a conformidade com eles e demonstrá-la a terceiros.
Figura 7 – Modelo de um sistema de gestão ambiental baseado em processo
Fonte: NBR ISO 14001 (2004)
39
Cabe destacar que as normas NBR ISO 9001(2000) e NBR ISO 14001 (2004)
são compatíveis em suas estruturas de implementação, gestão e manutenção dos
sistemas, o que termina possibilitando uma melhor interação entre os sistemas da
qualidade e ambiental.
2.4.3 Sistema de Gestão de Segurança e Saúde Ocupacional
Segundo a norma OHSAS 18001 (1999), na busca pelo controle dos riscos de
segurança e saúde ocupacional (SSO) e da melhoria do desempenho empresarial
as organizações vem implementando, conjuntamente, com os Sistemas de Gestão
da Qualidade e Ambiental e o Sistema de Gestão de Segurança e Saúde
Ocupacional, outro sistema que é parte de um sistema de gestão que facilita o
gerenciamento dos riscos de SSO associados aos negócios da organização
baseado na norma internacional OHSAS 18001:1999.
Isso inclui a estrutura organizacional, planejamento das atividades,
responsabilidades, práticas, procedimentos, processos e recursos para desenvolver,
implementar, alcançar, analisar criticamente e manter a política de SSO da
organização.
A OHSAS 18001:1999 foi desenvolvida para ser compatível com as normas
de sistemas de gestão ISO 9001:2000 (Qualidade) e ISO 14001:1996 (Ambiental),
objetivando facilitar a integração dos sistemas de gestão da qualidade, ambiental e
de segurança e saúde ocupacional pelas organizações, se assim elas o desejarem.
O Sistema de Gestão de Segurança e Saúde Ocupacional está estruturado com os
seguintes elementos:
• Requisitos gerais.
• Política de SSO.
• Planejamento.
- Planejamento para identificação de perigos, avaliação e controle de
riscos.
- Legislação e outros requisitos.
- Objetivos.
40
- Programa(s) de gestão de SSO.
• Implementação e operação.
- Estrutura e responsabilidade.
- Objetivos.
- Programa(s) de gestão de SSO.
• Implementação e operação.
- Estrutura e responsabilidade.
- Treinamento, conscientização e competência.
- Consulta e comunicação.
- Documentação.
- Controle de documentos e dados.
- Controle operacional.
- Preparação e atendimento a emergências
• Verificação e ações corretivas.
- Monitoramento e medição do desempenho.
- Acidentes, incidentes, não-conformidades e ações preventivas e
corretivas.
- Registros e gestão de registros.
- Auditoria
• Análise crítica pela administração
As especificações da OHSAS se aplicam a qualquer organização que procura
estabelecer um sistema de gestão de SSO para eliminar ou minimizar os riscos aos
empregados e outras partes interessadas que possam estar expostas aos riscos de
SSO associados às suas atividades, bem como auxilia na garantia de conformidade
com os requisitos da política de SSO estabelecida pela organização.
2.4.4 A Logística no Sistema de Gestão
As operações logísticas permeiam todo o processo produtivo, desde as
etapas que antecede a sua execução até a distribuição final do produto. Tais
operações devem contribuir para agregar valor ao produto final e por conseqüência
aumentar seu padrão de qualidade. É importante o comprometimento da
41
organização, mesmo que terceirize o serviço, no processo de transporte,
armazenamento e distribuição de seus produtos, pois não é suficiente apenas que o
produto seja fabricado com todos os elementos e características desejáveis. É
necessário que o mesmo esteja no lugar determinado, na quantidade e momento
preestabelecidos (OLIVEIRA et al; 2004).
Para Cardoso (2004) O êxito de um sistema logístico depende de seu correto
gerenciamento. Como fatores garantidores dos processos logísticos destacam-se as
integrações plenas entre os diversos setores da organização, sejam operacionais ou
administrativos e o fluxo de informações.
Partindo do pensamento de Cardoso (2004) o uso de um sistema de gestão
nessa cadeia é de suma importância para se obter bons resultados empresarial. A
qualidade na cadeia logística tem sido objeto de preocupação e estudos nos últimos
tempos para as organizações.
Sendo a mesma um importante diferencial competitivo no mercado e uma
poderosa ferramenta para o gerenciamento da cadeia logística (Supply Chain
Management). Dentre os ganhos apresentados no uso do Sistema de Gestão da
Qualidade e Ambiental podemos citar: permitem o gerenciamento da cadeia logística
e a geração de valor ao produto final, através de ganhos como economia de tempo,
melhoria da qualidade do produto, redução de custos de estocagem e distribuição,
adequação a legislação ambiental e melhoria da imagem e reputação da empresa.
2.4.5 Auditorias dos Sistemas de Gestão
Para Oliveira et al. (2004) um importante instrumento para aperfeiçoamento e
retroalimentação do sistema da qualidade são as Auditorias da Qualidade que
permitem avaliar o grau de implementação dos procedimentos.
As Auditorias da Qualidade devem atender aos seguintes requisitos: ser
programadas, autorizadas pela alta administração, verificar suas práticas reais
comparadas com os requisitos estabelecidos, ter métodos e objetivos específicos,
ter seus resultados e recomendações examinados, ter ação corretiva e de
aprimoramento e não punitiva.
42
Conforme Gil (1999), a auditoria é função organizacional de revisão, avaliação
e emissão de opinião quanto ao ciclo administrativo
(planejamento/execução/controle) em todos os momentos/ambientes das entidades.
Os possíveis desvios, encontrados pela função controle, possibilitam o
confronto da função execução com os padrões e procedimentos da função
planejamento o que permite via realimentação, complementar e ajustar o ciclo
administrativo (planejamento/execução/controle), tornando-o mais sintonizado.
Em sua atuação para o ajuste do ciclo administrativo, a função auditoria
trabalha com os seguintes fatores:
• O ciclo administrativo é auto-reciclável, sem funcionar de forma perfeita;
• as imperfeições podem ser decorrentes de falta de conhecimento ou
competência, em qualquer das três funções, ou desrespeito aos padrões
estabelecidos;
• a função auditoria busca um ajuste total do ciclo administrativo, pela
otimização de cada uma e da integração de suas funções componentes;
• a duplicidade ocorre quando a auditoria verifica cada função e sua
integração;
• a independência é viabilizada pela segregação de funções.
Gil (1999) estabelece que a metodologia da auditoria estruturada
compreende, o seguinte enfoque sistêmico:
a) Captação dos dados empresariais e de desvios da função controle do ciclo
administrativo anterior, com a geração de padrões, através de um conjunto
de procedimentos, da função planejamento.
b) Realização de auditorias em cada uma das fases citadas em a).
c) Captação dos dados e de desvios da função controle do ciclo
administrativo anterior, com a obtenção de medidas, a partir de um
conjunto de procedimentos, da função execução.
d) Realização de auditorias em cada uma das fases citadas em c).
e) Realização de captação de medidas e padrões e realização do processo
de confrontação de medidas, com padrões e com a identificação de
desvios, na função controle.
f) Realização de auditorias em cada uma das fases citadas em c).
g) Auditoria da realimentação (feedback) do processo.
43
3 ESTUDO DE CASO
3.1 A LOGÍSTICA DO PETRÓLEO NO CAMPO DE FAZENDA ONÇA, SOB A LUZ
DOS PADRÕES EXECUTIVOS E GERENCIAIS DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DA
BAHIA /PETROBRAS
O presente estudo de caso concentrou-se em avaliar sob a luz dos padrões
executivos e gerenciais, os aspectos logísticos de Qualidade, Segurança, Meio
Ambiente e Saúde Ocupacional, na armazenagem e transferência de petróleo,
através do modal rodoviário, no campo de produção terrestre de Fazenda Onça, da
Unidade de Negócios da Bahia – UN-BA.
Cabe ressaltar, aqui, a limitação do estudo em questão, dentre os vários
padrões executivos e do extenso Sistema de Gestão Integrada (SGI)1 da UN-BA,
selecionou-se três padrões executivos e gerenciais que abrange as questões política
de qualidade, segurança, meio ambiente e saúde ocupacional nas operações
logísticas. Buscou-se, neste estudo, fazer uma comparação entre os procedimentos
descritos nos padrões executivos e gerenciais com as práticas operacionais diárias
na logística do Campo de Produção Terrestre de Fazenda Onça.
Conforme Oliveira et al (2004), numa administração de uma organização, em
uma economia cada vez mais globalizada, faz-se necessário se diferenciar
aumentando a competitividade empresarial, para isso, é preciso adotar processos de
qualidade e inovação que respeitem os padrões de conformidade e os aspectos
socioambientais.
A UN-BA, do segmento Exploração e Produção (E&P), do sistema
PETROBRAS declara em seu Direcionamento Estratégico - Mapa Estratégico da
UN-BA (PE 2020 – PN 2008/2012) – figura 8, os seguintes temas estratégicos:
• Crescer Produção de Reservas;
1SGI - Sistema de Gestão Integrada baseado nos Requisitos das Normas: ISO 9001/2000 - Sistema de Gestão da Qualidade, ISO 14001/2004 - Sistema de Gestão Ambiental e OHSAS 18001:1999 - Sistema de Gestão da Segurança e Saúde Ocupacional
44
• garantir a Economicidade e;
• competitividade dos Processos da UN-BA e Atuar com Excelência
Operacional e com Responsabilidade Social e Ambiental.
Para tanto, em sua Perspectiva de Processos Internos, destacam se as
seguintes metas a serem alcançadas:
• Garantir Eficiência dos Processos de Apoio;
• atingir Padrões de Excelência em Segurança, Meio Ambiente e Saúde e;
• otimizar Custos Operacionais e de Investimentos.
45
Mapa Estratégico da UN-BA (PE 2020 – PN 2008/2012)
“Crescer Produção e Reservas” “Garantir a Economicidade e Competitividade dos Processos da UN-BA”
“Atuar com Excelência Operacional e com Responsabilidade Social e Ambiental”
Assegurar Excelência na
Gestão de Recursos Humanos
Garantir Domínio de Tecnologias
Críticas
Desenvolver as Atividades da UN-
BA com Responsabilidade Social e Ambiental
Assegurar Excelência na
Gestão Empresarial
Perspectiva de Processos Internos
Perspectiva Aprendizado e Crescimento com Responsabilidade Social e Ambiental
Perspectiva de Mercado
Garantir Eficiência dos Processos de
Apoio
Atingir Padrões de Excelência em
Segurança, Meio Ambiente e Saúde
Otimizar Custos Operacionais e de
Investimentos
Aumentar Eficiência no
Processo Exploratório
Aumentar Eficiência no Processo de
Desenvolvimento da Produção
Aumentar Eficiência no Processo de
Produção
Assegurar o crescimento da Produção e das Reservas Provadas de Óleo e Gás
Otimizar Portfólio de Concessões de
E&P da UN-BA
Aumentar Produção de
Petróleo e LGN
Assegurar Fornecimento de Gás aos Clientes
Otimizar a colocação da produção no mercado
Assegurar Rentabilidade e Agregação de Valor ao
Negócio da UN-BA, Maximizando o Resultado do
E&P
Otimizar Participação da
UN-BA na Cadeia de Valor da Companhia
Perspectiva Financeira
• Atuação de forma integrada• Confiabilidade (volume e especificação)
Otimizar Fator de Recuperação das Concessões
• Esforço exploratório em novas fronteiras em terra e mar• Ampliação da atuação em áreas terrestres e em águas rasas com rentabilidade• Otimização de gerenciamento de projetos• Intensificação de exploração e explotação nos ring fences das concessões de produção• Revitalização de campos maduros
• Identificação de oportunidades para novas aquisições• Visão integrada das concessões
• Aprimoramento da gestão de custos• Disseminação da cultura de custos
• Adequação da força de trabalho• Primeirização das atividades críticas• Garantia de aquisição e transferência de conhecimento• Aprimoramento da ambiência organizacional
• Produção de petróleo e gás no mar• Produção em áreas com alto grau de explotação
• Disseminação da cultura de RSA• Desenvolvimento regional• Aprimoramento do relacionamento com comunidades visando melhoria da qualidade de vida• Gestão dos passivos ambientais
• Gestão por processo• Aprimoramento do relacionamento com partes interessadas• Excelência da governança• Eficácia do SGI
• Perenização das 15 Diretrizes
ROCE
POLEO
IACV
EGAS
IPE
IVPLIPP
VDER
CDIROI-EXP
ResPVD
IROI-DPIROI-SMG
ResTOTAL
IEP
IUGACE
CPP
TFCA
IMAPTP
DNT
INT
ISCO
ISCinterno
TC ST
IAE
ISE
CE
CPP
IPNQ
ISE
• Otimização dos processos de contratação de bens e serviços• Aprimoramento do processo de licenciamentoAmbiental• Gestão da interface com as atividades de sondagem de perfuração
Figura 8 – Mapa Estratégico da UN-BA
Fonte: Extraído da intranet PETROBRAS
46
Para o alcance dessas metas, a UN-BA, dentro da perspectiva do (SGI),
desenvolveu padrões gerenciais e executivos para operacionalização do ciclo
administrativo de planejamento/execução/controle. Os padrões visam assegurar a
conformidade legal das ações da companhia, a Política da Qualidade, Segurança,
Meio Ambiente e Saúde Ocupacional.
Com o objetivo de verificar se as ações do SGI estão implementadas e
funcionando de maneira eficaz a UN-BA realiza auditorias internas, em conformidade
com as disposições planejadas e com os requisitos das normas NBR ISO 9001, NBR
ISO 14001 e OHSAS 18001. Essas auditorias fornecem à Direção informações que
subsidiam a realização das análises críticas sobre o processo de gestão.
Conforme Gil (1999), a auditoria é função organizacional de revisão, avaliação
e emissão de opinião quanto ao ciclo administrativo em todos os momentos/
ambientes das organizações. Os possíveis desvios, encontrados pela função
controle, possibilitam o confronto da função execução com os padrões e
procedimentos da função planejamento permitindo via realimentação, complementar
e ajustar o ciclo, tornando-o mais sintonizado.
Gil (1999) estabelece a importância da auditoria operacional destacando seus
principais objetivos na verificação de padrões e procedimentos como:
• Verificar procedimentos errados sendo executados;
• verificar a duplicidade de procedimentos sendo realizada;
• omissão de procedimentos recomendados;
• falta ou inexistência de procedimentos;
• procedimentos executados com dolo, com roubo, furto, fraude;
• análise dos métodos de trabalhos empresariais.
Esse estudo de caso adotou as técnicas e procedimentos de Gil (1999), para
verificação operacional e de gestão. Além disso, foram selecionados três padrões
executivos e gerenciais que tratam de aspectos relacionados à conformidade legal, a
política da qualidade, segurança, meio ambiente e saúde ocupacional. Os padrões
em questão são:
a) PE-2E5-00282-K – Acompanhar produção de poço que produz para
tanque isolado ou carretas: estabelece os procedimentos para
acompanhamento da produção de poço para tanque isolado ou carretas,
47
de forma confiável e que assegure o monitoramento das variáveis críticas
desse processo, atendendo a política do SGI.
b) PG -2E5-00082-M – Transporte rodoviário de produtos perigosos:
estabelece as diretrizes para a movimentação e o transporte rodoviário de
produtos e resíduos perigosos, com a finalidade de preservar a integridade
física das pessoas, comunidades, meio ambiente, instalações e
atendimento à legislação ambiental no âmbito da UN-BA.
c) PE-2E5-00131-J – Carga, transporte e descarga de fluidos perigosos na
UN-BA: estabelece os procedimentos para o carregamento, transporte e
descarregamento de fluidos perigosos em veículo tanque, em
conformidade, com à legislação vigente, política de Qualidade, Segurança,
Meio Ambiente e Saúde Ocupacional, no âmbito da UN-BA.
Identificar, através da auditoria desses padrões executivos e gerenciais, o
número de não conformidades operacionais e gerenciais que auxilia na percepção
do engajamento gerencial da operação da produção do campo de Fazenda Onça, na
busca de: atingir padrões de excelência em segurança, meio ambiente e saúde e,
por consequência, contribuir para a competitividade dos processos da UN-BA e a
atuação com excelência operacional e com responsabilidade social e ambiental.
3.2 METODOLOGIA DO ESTUDO DE CASO
Para a realização desta auditoria foi utilizada uma metodologia específica,
buscou-se integrar métodos de avaliação de GIL (1999), NBR ISO 14001 (1996),
NBR ISO 9001 (2000), OHSAS 18001 (1999) e critérios do SGI da UN-BA. A
metodologia do presente estudo de caso baseou-se na seguinte sequência, já
descrita na seção 1.3:
• Adaptação de metodologia para o estudo de caso:
- Caracterização da área de estudo.
- Trabalhos de Escritório.
- Trabalhos de Campo.
- Análise de Dados.
- Considerações Finais.
48
Fonte : Adaptado de PETROBRAS, (2008c) ; PETROBRAS, (2008c) & PETROBRAS, (2009)
A partir do estudo detalhado, dos padrões supracitados, dos documentos
auxiliares e dos procedimentos e técnicas de Gil (1999), se selecionou os aspectos a
serem verificados em campo. Elaborou-se uma lista de verificação a fim de balizar
nossas observações em campo – quadro 2.
Quadro 2 – Lista de verificação dos padrões coorporativos Item Descrição C NC
1.0 PE-2E5-00282-K- Acompanhar Produção de Poço que Produz para Tanque Isolado ou Carretas
1.1 Previsão do Tempo para transferir a produção do tanque isolado com carreta
1.1.1 Periodicidade de transferência via carreta 1.1.2 Visita diária ao ponto de armazenamento 1.2 Transferir Petróleo via carreta
1.2.1 Realizada Inspeção no Veículo (Cavalinho e Semi-Reboque) 1.2.2 Inspeção na documentação Técnica e Legal do veículo pela operação 1.2.3 Execução da Manobra de embarque de petróleo 1.3 Verificar situação da Trena e da borda de contenção do tanque
1.4 Alinhar poço produtor para teste
1.5 Utilização adequada dos Equipamentos de Proteção Individual - EPI pelos envolvidos na Operação
2.0 PG -2E5-00082-M - Transporte Rodoviário de Produtos Perigosos 2.1 Documentação Técnica e Legal do veículo 2.2 Sinalização com Rótulo de Risco e Painel de Segurança – conforme NBR 7500 2.3 Conjunto de equipamentos para emergência – conforme NBR 9735 2.4 Lacres na válvula de desembarque e na boca de visita 2.5 Uso de Fardamento e Equipamento de Proteção Individual 2.6 Existência de ponto de aterramento 2.7 Validade da Inspeção Veicular 2.8 Realização do Check-list de Inspeção do veículo 2.9 Ficha de Emergência - conforme NBR 7503
2.10 Envelope de Transporte no veículo - conforme NBR 7503 2.11 Nota de Movimentação de Materiais e Equipamentos 2.12 Condutor com Curso de Movimentação e Operação com Produtos Especiais –MOPE 2.13 Atribuições e Responsabilidades da Segurança Industrial e Meio Ambiente
2.13.1 Realização de Auditoria periódica no transporte de produtos perigosos
2.13.2 Assessorar na realização de simulados, treinamentos ou reciclagem dos empregados que atuam na operação, numa freqüência mínima anual.
2.13.3 Realização de registro no Sistema Integrado de Gestão de Anomalias das não conformidades
2.13.4 Inspeção dos locais de tráfego dos veículos 2.13.5 Inspeção das áreas de carregamento e descarregamento 3.0 PE-2E5-00131-J – Carga, Transporte e Descarga de Fluidos Perigosos na UN–BA 3.1 Recursos Necessários
3.1.1 Recursos Materiais, Técnicos e Legais 3.1.2 Recursos Humanos 3.1.3 EPI básico 3.1.4 Uso de Lacres 3.1.5 Controle de Transporte de Petróleo por Viagem - CTPV 3.1.6 Uso de Lanterna a prova de Explosão 3.2 Atividades
3.2.1 Embarcar Petróleo 3.2.2 Transportar petróleo em rodovia 3.2.3 Desembarcar petróleo
Legenda: C - Conforme NC – Não Conforme
49
Para essa verificação de padrões, utilizamos a terminologia do SGI da UN-
BA, para definição e classificação das não conformidades encontradas, que estão
transcrita a seguir:
• Não Conformidade: não atendimento a um requisito (Ex: Normas, Padrões,
Requisitos Legais, Política de SGI, etc).
• Não Conformidade Maior: não conformidade que leva a um comprometimento
do Sistema de Gestão Integrada como um todo, por exemplo: não existência
de política; não atualização de levantamento de aspectos/impactos, não
implementação do controle de registro; falta generalizada de treinamento do
pessoal; deficiência acentuada e sistêmica no tratamento de anomalias.
• Não Conformidade Menor: não conformidade pontual ou isolada, por exemplo:
falta de identificação de um aspecto/impacto; falta de treinamento de um
empregado; não existência de um registro.
• Oportunidade para melhoria: constatação de fato, consolidada por evidência,
que não se constitui em não conformidade e uma implementação que possa
contribuir para a melhoria da eficácia do SGI.
Em visita a campo, realizou-se a inspeção dos itens dos padrões executivos e
gerenciais, coletando os dados e posteriormente fazendo as devidas compilações e
análises. Os pontos conformes e não conformes foram apontados sendo tabuladas e
feitas algumas considerações sobre a logística do petróleo e o uso de elementos de
gestão no campo de Fazenda Onça.
3.3 CARACTERIZAÇÃO DA ÁREA DE ESTUDO
3.3.1 A Unidade de Negócios da Bahia
A Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bahia é uma das sete
Unidades de Negócios do segmento de Exploração & Produção, da Petrobras,
desenvolvendo os processos relacionados a estas atividades no estado da Bahia. A
atividade fim da UN-BA é explorar petróleo e gás natural, com segurança e
responsabilidade socioambiental, sendo responsável, em terra e mar, pela
50
exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás nas concessões situadas
nas bacias sedimentares do Tucano, Recôncavo, Jacuípe, Camamu-Almada,
Jequitinhonha e Cumuruxatiba, conforme figura 9.
BAHIABAHIA
MGMG
ESES
ALAL
PEPE
SESE
TUCANOTUCANONN
TUCANOTUCANOCC
TUCANOTUCANOSS
JATOBÁJATOBÁ
SALVADORSALVADOR
RECÔNCAVORECÔNCAVO
CUMURUXATIBACUMURUXATIBACUMURUXATIBACUMURUXATIBA
JEQUITINHONHAJEQUITINHONHAJEQUITINHONHAJEQUITINHONHA
ALMADAALMADAALMADAALMADA
CAMAMUCAMAMUCAMAMUCAMAMU
JACUÍPEJACUÍPEJACUÍPEJACUÍPE10.000 km10.000 km10.000 km10.000 km2222
TUCANOTUCANOTUCANOTUCANO
25.000 km25.000 km25.000 km25.000 km2222
BACIASBACIASBACIASBACIAS
MARÍTIMASMARÍTIMASMARÍTIMASMARÍTIMAS2222
Figura 9 – Bacias Sedimentares do estado da Bahia Fonte: PETROBRAS (2008d)
Segundo Petrobras (2008d), a produção de óleo concentra-se em terra, no
Recôncavo - uma bacia madura, em estado avançado de exploração e produção,
apresentando um declínio natural de produção. Mas, a implementação sistemática
de projetos de recuperação suplementar de petróleo, de otimização da exploração
das jazidas e de novas tecnologias, têm conduzido a bons resultados, atenuando a
taxa de declínio de 7% para 4% nos últimos anos.
Novos projetos estratégicos, a exemplo de injeção de gás carbônico e
revitalização de campos maduros, acenam com um significativo incremento na
incorporação de reservas de óleo e gás. A proximidade dos campos petrolíferos do
Recôncavo com a Refinaria Landulpho Alves – UN-RLAM resulta em baixos custos
de transporte; a ausência de enxofre, reduz os tratamentos no refino; a natureza
parafínica do óleo de alto valor, com poucos similares no mundo, são vantagens
competitivas da Unidade.
51
As atividades de exploração e produção da UN-BA são executadas por quatro
ativos de produção; Ativo de Produção Sul, Ativo de Produção Norte, Ativo de
Produção Bahia Mar e Ativo de Processamento e Movimentação de Gás. Sendo eles
apoiados pelas seguintes gerências; Gerência de Suporte Técnico, Gerência de
Serviços de Sondagem e Gerência de Suporte Operacional. A disposição gerencial
da unidade encontra-se representada no organograma (figura 10).
Para atingir o objetivo de explorar petróleo e gás natural, com segurança e
responsabilidade socioambiental, a UN-BA possui uma equipe técnica destinada à
operação da produção, manutenção da planta instalada e execução de novos
projetos. Destacam-se os seguintes setores, ligados de forma direta, as atividades
desenvolvidas na operação do campo de produção terrestre de Fazenda Onça:
Figura 10 – Organograma da UN-BA
Fonte: Extraído da Intranet da PETROBRAS (2009)
52
Ativo de Produção Sul (ATP-S) é o órgão responsável por produzir petróleo
e gás nas concessões de Miranga, Água Grande e Candeias, sendo compostos dos
seguintes setores:
1. Programação e Controle (PRGC), Assessoria de planejamento e
acompanhamento dos projetos de investimento, do controle da produção e
das práticas de gestão do ATP-S da UN-BA.
2. Reservatório – RS, responsável pelo dimensionamento e estruturação de
poços de petróleo e gás.
3. Operação da Produção – OP, Setor responsável pela coleta e tratamento
do petróleo e gás natural.
4. Construção e Montagem – CM, responsável pela implementação de
novos projetos como: modernização, ampliação e construção das
instalações da operação da produção
5. Manutenção e Inspeção – MI, responsável pela conservação,
manutenção e inspeção dos equipamentos e instalações dos OP’s
6. Segurança, Meio Ambiente e Saúde – SMS, responsável pela segurança
industrial, política de proteção ao meio ambiente e saúde dos profissionais
envolvidos no processo.
3.3.2 Campo de Produção Terrestre de Fazenda Onça
Descoberto em 1966, ano em que a produção baiana atingiu o recorde de
produção de 140.000 barris/dia, o campo de produção de Fazenda Onça (FO),
localiza-se no município de Pojuca e tem uma produção bruta diária de 10,4m³
(figura 11).
53
Figura 11 – Mapa de Localização do Campo de Produção Terrestre de Fazenda Onça
Fonte: Adaptado de ANP (2009)
O campo é operado pela Operação de Produção de Miranga (OP-MG)
componente do Ativo de Produção Sul da UN-BA – PETROBRAS. Ele é considerado
um campo de Acumulação Marginal por não possuir estrutura própria de tratamento,
armazenamento e transferência de petróleo e se encontra a 32 km de distância da
OP-MG.
Seus poços produtores são: Fazenda Onça 01 (FO 01), operado por uma
Unidade de Bombeio Mecânico e com produção diária de 3,8 m³/dia (foto 1); e
Fazenda Onça 05 (FO 05) operado por uma Bomba de Cavidade Progressiva e com
produção diária de 5,2 m³/dia (foto 2).
Esses poços produzem para um tanque isolado, (foto 3) de capacidade de
500 bbl (79,49 m³), ao qual, posteriormente é transferido através de uma carreta,
FAZENDA FAZENDA FAZENDA FAZENDA
ONÇAONÇAONÇAONÇA
54
com capacidade volumétrica de 35m³, até o Terminal de Desembarque da Estação
Coletora Miranga “B”. O transporte é realizado em três trechos distintos: estrada
vicinal (7 km), rodovia BA 093 (12 km) e rodovia BA 507 que liga a rodovia BA 093 a
OP-MG.
Foto 1 – Poço Fazenda Onça 01
Fonte:Eduardo da Silva Pereira, 2009
Foto 2 – Poço Fazenda Onça 05
Fonte:Eduardo da Silva Pereira, 2009
55
Foto 3 – Tanque de armazenamento do Campo de Fazenda Onça
Fonte:Eduardo da Silva Pereira, 2009
A frequência de transferência via carreta é de três em três dias sendo
executado por um operador logístico terceirizado2. Ele tem seu contrato de serviço e
suas operações pautadas nos padrões executivos e gerencias da UN-BA. O objeto
do contrato é a prestação de serviço de transporte de petróleo no âmbito da UN-BA.
Quanto à realização dos serviços é de responsabilidade da contratada
executar o transporte com segurança e perfeição, atendendo a legislação, os prazos
e solicitações do contratante estabelecido no instrumento contratual.
O setor de Suporte Operacional de Transporte Terrestre (SOP/TT) tem a
responsabilidade de administrar o contrato, fazendo cumprir todos os itens
contratuais desde a verificação dos equipamentos bem como o cumprimento da
legislação vigente de produtos perigosos, notificando a contratada e corrigindo os
processos e aplicando multas caso necessário.
O OP-MG tem a responsabilidade de informar as programações de retirada
de petróleo dos poços ou estações para o SOP/TT, para passar para o operador
2 O operador logístico terceirizado não tem o seu nome, aqui citado, bem como, detalhes mais específicos do contrato, em virtude de questões éticas, e, da não autorização por parte da contratante para divulgação destas informações.
56
logístico e esse deve cumprir o determinado pela fiscalização, e, caso ele
descumpra a programação de retirada do petróleo, a OP-MG deve informar ao
SOP/TT, pois cabe multa contratual.
3.4 AUDITORIA DE PADRÕES
3.4.1 Trabalho de Escritório
Os padrões executivos e gerenciais da PETROBRAS são os documentos de
referência para ações da companhia, abrangendo todas as atividades desde
compras, contratação, operação e gerenciamento dos campos produtores. Durante o
estudo dos padrões coorporativos encontrou-se algumas inconsistências, a exemplo
do item 5.2.6 do PE-2E5-00282-K - Acompanhar Produção de Poço que Produz para
Tanque Isolado ou Carretas, que está redigido em local inapropriado.
Inserido no item 5.2 – Fazer previsão do Tempo para fazer transferência da
produção do tanque isolado com carreta – que tem a seguinte redação: “5.2.6 O
Tanque da carreta deverá ser aterrado através de cabo próprio a estrutura de
abastecimento”. Porém, o referido item trata de produção para tanque isolado e não
de produção para carreta. Tal fato, de acordo com a terminologia do SGI, configura-
se em uma não conformidade menor.
Os padrões executivos e gerenciais da PETROBRAS são os documentos de
referência para ações da companhia, abrangendo todas as atividades desde
compras, contratação, operação e gerenciamento dos campos produtores.
Durante o estudo dos padrões coorporativos encontrou-se algumas
inconsistências, a exemplo do item 5.2.6 do PE-2E5-00282-K - Acompanhar
Produção de Poço que Produz para Tanque Isolado ou Carretas, que está redigido
em local inapropriado. Inserido no item 5.2 – Fazer previsão do Tempo para fazer
transferência da produção do tanque isolado com carreta – que tem a seguinte
redação: “5.2.6 O Tanque da carreta deverá ser aterrado através de cabo próprio a
estrutura de abastecimento”. Porém, o referido item trata de produção para tanque
57
isolado e não de produção para carreta. Tal fato, de acordo com a terminologia do
SGI, configura-se em uma não conformidade menor.
Outra não conformidade encontrada no referido padrão é o erro na redação
do item transcrito a seguir: “5.3.1. Fazer a Inspeção em todo veículo (Cavalinho e
Semi-reboque) e registrar toda anormalidade no check-list, se caso houver
condições para o transporte recusá-lo, registrar no BDTP3 e na RT4, avisar ao
transporte para providenciar outra carreta” (PE-2E5-00282-K, 2008b).
Essa redação confusa deixa margem a erros operacionais e a retrabalhos
como o envio de uma nova carreta desnecessariamente, o que impacta em novos
custos e demanda maior de tempo para realizar a operação. De acordo com do SGI
essa não conformidade é do tipo não conformidade menor.
3.4.2 Trabalhos de Campo
Em visita ao Campo de Fazenda Onça (FO) acompanhou-se as operações de
produção dos poços para o tanque isolado TQ 3115-01-01, bem como as operações
de embarque e transporte de petróleo via carretas, alinhamento de poço produtor
para teste e constatou-se algumas não conformidades com o estabelecido nos
padrões executivos e gerenciais. Os resultados obtidos encontram-se consolidados,
no quadro 3, e analisados a seguir.
3 Boletim Diário de Transporte de Produto (PETROBRAS, 2008b)/ 4 Requisição de Transporte (PETROBRAS, 2008b).
58
Quadro 3 – Lista de verificação dos padrões aplicada no Campo de Fazenda Onça
Item Descrição C NC
1.0 PE-2E5-00282-K- Acompanhar Produção de Poço que Produz para Tanque Isolado ou Carretas
1.1 Previsão do Tempo para transferir a produção do tanque isolado com carreta
1.1.1 Periodicidade de transferência via carreta X 1.1.2 Visita diária ao ponto de armazenamento X 1.2 Transferir Petróleo via carreta
1.2.1 Realizada Inspeção no Veículo (Cavalinho e Semi-Reboque) X 1.2.2 Inspeção na documentação Técnica e Legal do veículo pela operação X 1.2.3 Execução da Manobra de embarque de petróleo X 1.3 Verificar situação da Trena e da borda de contenção do tanque X
1.4 Alinhar poço produtor para teste X
1.5 Utilização adequada dos Equipamentos de Proteção Individual - EPI pelos envolvidos na Operação X
2.0 PG -2E5-00082-M - Transporte Rodoviário de Produtos Perigosos 2.1 Documentação Técnica e Legal do veículo X 2.2 Sinalização com Rótulo de Risco e Painel de Segurança – conforme NBR 7500 X 2.3 Conjunto de equipamentos para emergência – conforme NBR 9735 X 2.4 Lacres na válvula de desembarque e na boca de visita X 2.5 Uso de Fardamento e Equipamento de Proteção Individual X 2.6 Existência de ponto de aterramento X 2.7 Validade da Inspeção Veicular X 2.8 Realização do Check-list de Inspeção do veículo X 2.9 Ficha de Emergência - conforme NBR 7503 X 2.10 Envelope de Transporte no veículo - conforme NBR 7503 X 2.11 Nota de Movimentação de Materiais e Equipamentos X
2.12 Condutor com Curso de Movimentação e Operação com Produtos Especiais –MOPE X
2.13 Atribuições e Responsabilidades da Segurança Industrial e Meio Ambiente 2.13.1 Realização de Auditoria periódica no transporte de produtos perigosos X
2.13.2 Assessorar na realização de simulados, treinamentos ou reciclagem dos empregados que atuam na operação, numa frequência mínima anual. X
2.13.3 Realização de registro no Sistema Integrado de Gestão de Anomalias das não conformidades X
2.13.4 Inspeção dos locais de tráfego dos veículos X 2.13.5 Inspeção das áreas de carregamento e descarregamento X
3.0 PE-2E5-00131-J – Carga, Transporte e Descarga de Fluidos Perigosos na UN–BA 3.1 Recursos Necessários
3.1.1 Recursos Materiais, Técnicos e Legais X 3.1.2 Recursos Humanos X 3.1.3 EPI básico X 3.1.4 Uso de Lacres X 3.1.5 Controle de Transporte de Petróleo por Viagem - CTPV X 3.1.6 Uso de Lanterna a prova de Explosão X 3.2 Atividades
3.2.1 Embarcar Petróleo X 3.2.2 Transportar petróleo em rodovia X 3.2.3 Desembarcar petróleo X
Legenda: C - Conforme NC – Não Conforme Fonte : Adaptado de PETROBRAS, (2008); PETROBRAS, (2008) & PETROBRAS, (2009)
Conforme o quadro 3 foi verificado que as operações de transferir petróleo via
carreta estão não conforme, os itens: Realizada Inspeção no Veículo (Cavalinho e
59
Semi-Reboque); Inspeção na documentação Técnica e Legal do veículo pela
operação e Execução da Manobra de embarque de petróleo, não estão sendo
executados pelo responsável da operação como prevê os padrões PE-2E5-00282-K
– Acompanhar Produção de Poço que Produz para Tanque Isolado ou Carretas, o
PE-2E5-00131-J – Carga, Transporte e Descarga de Fluidos Perigosos na UN-BA e
o PG-2E5-00082-M – Transporte Rodoviário de Produtos Perigosos. Este fato deriva
do não acompanhamento do Técnico de Operação da OP-MG durante o embarque
da carreta, o que impossibilita a realização das citadas operações.
A realização da inspeção no veículo é regida por um check-list de inspeção
que trata de aspectos operacionais legais, de segurança e proteção ao meio
ambiente, a não realização do mesmo acarreta em não se identificar e mitigar os
riscos antecipadamente a operação.
A falta de inspeção na documentação técnica e legal do veículo configura-se
em uma não conformidade maior, pois, pode afetar diretamente a conformidade legal
da empresa declarada no SGI. Isto se justifica, pois, o roteiro realizado pela carreta
de FO até o Desembarque da Estação Coletora Miranga “B”, é composto por trechos
da rodovia BA 093 (12km) e da BA 507 (13km), caso a referida documentação não
se encontre regular, estará infringindo o artigo 22 do Decreto 96.044 de 18 de maio
de 1988 da Presidência da República que regulamenta o transporte rodoviário de
produtos perigosos e o item 3 da Resolução do Conselho Estadual do Meio
Ambiente (CEPRAM), CEPRAM Nº 1039 de 06.12.94, que dispõe sobre o Controle
do Transporte Rodoviário de Produtos e Resíduos Perigosos no Estado da Bahia.
Já a não execução da manobra de embarque de petróleo, por parte do
Técnico de Operações da OP-MG, acarreta em risco iminente de acidente por
imperícia operacional, o que pode resultar em um derramamento de óleo e o
rompimento de linha por aumento pressão nos poços em caso de válvulas fechadas
equivocadamente. Isso pode ser classificado como uma não conformidade do tipo
maior.
O layout da instalação do TQ 3115-01-01 não se encontra compatível com o
descrito no item “5.3 – Transferir petróleo via carreta e ilustrado no Anexo A”, figura
12. Itens como a linha do by-pass, válvula 1 e 4 e manômetro não se encontram
instalados no referido tanque, conforme fotos 4 e 5.
60
TQ
12
3LINHA DE SUCÇÃO
QUEBRAR LINHA DE SUCÇÃO ( LINHA CONGELADA ).1 - ABRIR: - VÁLVULAS 3 e 4
DE PRESSÃO ).2 - ABRIR VÁLVULA 1, ( RETORNANDO A PRODUÇÃO AO TANQUE ) e FECHAR VÁLVULA 4.TRANSFERIR ÓLEO DO TANQUE PARA CARRRETA1 - ABRIR: VÁLVULA 2 e POSTERIORMENTE A VÁLVULA 3.
2 - FECHAR: - VÁLVULAS 1 e 2
APÓS QUEBRAR LINHA DE SUCÇÃO1 - FECHAR IMEDIATAMENTE VÁLVULA 3 ( EVITAR TURBULÊNCIA, DEVIDO DESPRESSURIZAÇÃO INSTANTÂNEA DO ACÚMULO
LINHA DO BY-PASS
CABO DE ATERRAMENTO
MANOMETRO
LINHA DE PRODUÇÃO
E( )STACIONAR E ATERRAR CARRETAconforme figura
6
Figura 12– Esquema de Transferência de petróleo via carreta
Fonte: PETROBRAS (2008b)
61
Foto 4 - O layout da instalação do TQ 3115-01-01
Fonte: Eduardo da Silva Pereira, 2009
‘
Foto 5 – Embarque de Carretas do TQ 3115-01-01 Fonte: Eduardo da Silva Pereira, 2009
Linha de Produção
Linha de sucção
Válvula 5
Linha deLinha deLinha deLinha de
ProduçãoProduçãoProduçãoProdução
Válvula 5Válvula 5Válvula 5Válvula 5
Válvula 3333
Linha de SucçãoLinha de SucçãoLinha de SucçãoLinha de Sucção
62
Comparando com o que se encontra disposto no PE-2E5-00282-K, em caso
de obstrução, por parafina, da linha do embarque, não é possível executar as
operações descritas em tal padrão, e transcritas a seguir para sanar tal problema:
5.3.6.6. Abrir válvula 3 e quebrar o lacre da válvula 4 e em seguida abrir. 5.3.6.7. Fechar válvula 1 e válvula 2 5.3.6.8. Aguardar fluxo para carreta que indica desobstrução da linha de sucção. 5.3.6.9. Fechar imediatamente a válvula 3 (evitar respingo na carreta devido a despressurizarão instantânea da linha) 5.3.6.10. Abrir válvula 1 (para retornar a produção para o tanque) 5.3.6.11. Fechar a válvula 4 e Lacrar
Tal ocorrência constitui uma não conformidade maior, pois impossibilita a
tomada de ação imediata de reposta a um gargalo operacional.
O petróleo do campo de Fazenda Onça é muito viscoso em temperatura
ambiente, o que dificulta seu escoamento durante as operações de embarque na
carreta, necessitando do uso de um gerador de vapor móvel para efetivação dessa
operação-fotos 6 e 7.
Apesar de tal equipamento operar com temperaturas superiores 100 ºC, e sob
pressões que variam entre 50 a 100psi, verificamos que tal procedimento não consta
nos padrões PE-2E5-00282-K - Acompanhar Produção de Poço que Produz para
Tanque Isolado ou Carretas e o PG -2E5-00082-M - Transporte Rodoviário de
Produtos Perigosos;
Foto 6 – Caldeira móvel utilizada no embarque de Fazenda Onça
Fonte: Eduardo da Silva Pereira, 2009
63
Foto 7 – Caldeira móvel em operação no embarque de Fazenda Onça
Fonte: Eduardo da Silva Pereira, 2009
Este equipamento e sua operação devem atender a norma regulamentadora
nº 13 (NR13) - “Caldeiras e Vasos de Pressão” do Ministério do Trabalho e Emprego
- MTE, que prevê medidas especiais durante sua operação como: uso de
Equipamentos de Proteção Individual - EPI adequados, Profissional Habilitado5
responsável, Pressão Máxima de Trabalho Permitida (PMTP), ou Pressão Máxima
de Trabalho Admissível (PMTA), operador treinado e Manual de Operação com
procedimento operacional adequado.
O MTE estabelece que o não cumprimento dos requisitos, estabelecidos
nesta norma, pode acarretar sanções legais cabíveis. Esta não conformidade de
acordo com a terminologia do SGI é não conformidade maior, pois, fere a
conformidade legal com a legislação vigente e potencializam os riscos de segurança
aos envolvidos na operação.
Foram encontradas não conformidades no item 5.5 - Alinhar poço produtor
para teste do PE-2E5-00282-K - Acompanhar Produção de Poço que Produz para
Tanque Isolado ou Carretas, o subitem transcrito a seguir não está sendo executado
5 Segundo a NR13, considera-se Profissional Habilitado (PH) aquele que tem competência legal para o exercício da profissão de engenheiro nas atividades referentes a projeto de construção, acompanhamento de operação e manutenção, inspeção e supervisão de inspeção de caldeiras e vasos de pressão, em conformidade com a regulamentação profissional vigente no País.
64
de forma adequada: “5.5.1.4. Acompanhar a produção do poço e temperatura do
tanque, a cada 02 horas e registrar no CPROP6 e no boletim de teste;”
Devido à distância de 32 km, da base da OP-MG até FO, das condições
viárias e do contingente reduzido de Técnicos de Operação, as visitas de
acompanhamento a este local de armazenamento, só são realizadas em média,
duas vezes ao dia, uma no início da manhã e outra no fim da tarde. Logo, o
acompanhamento das variáveis de produção, a cada duas horas fica inviabilizado,
de modo similar o registro no CPROP não é possível, em virtude de não existir
estações de trabalho no local, além da existência de sinal de rádio amador deficiente
para se estabelecer a comunicação com a Central de Operação de Miranga (COP),
e a falta de visitas nesse espaço de tempo de duas horas. Seguindo a terminologia
do SGI, tal ocorrência é uma não conformidade menor.
No processo de auditoria in loco em FO, verificamos que os itens: Ficha de
Emergência - conforme NBR 7503, Envelope de Transporte no veículo – conforme
NBR 7503, Nota de Movimentação de Materiais e Equipamentos e transportar
petróleo via rodovia encontram-se em desacordo ao estabelecido nos padrões PG-
2E5-00082-M – Transporte Rodoviário de Produtos Perigosos e PE-2E5-00131-J –
Carga, Transporte e Descarga de Fluidos Perigosos na UN-BA.
Encontrou-se a, Ficha de Emergência com informações desatualizadas, e não
havia em poder do condutor da carreta o Envelope de Transporte no veículo –
conforme NBR 7503 e Nota de Movimentação de Materiais. Essas ocorrências
desobedecem ao que se encontra disposto no artigo 22 do Decreto 96.044, de 18 de
maio de 1988 que regulamenta o transporte rodoviário de produtos perigosos e do
item 3 da Resolução do Conselho Estadual do Meio Ambiente (CEPRAM), CEPRAM
Nº 1039 de 06 de dezembro de 1994, que dispõe sobre o Controle do Transporte
Rodoviário de Produtos e Resíduos Perigosos no Estado da Bahia.
As ocorrências, aqui apontadas, vão de encontro à conformidade legal
buscada pelo Sistema Gestão Integrada (SGI) da UN-BA, ao estabelecer
procedimentos para o carregamento, transporte e descarregamento de fluidos
perigosos em veículos tanque, representando uma não conformidade maior e
afetando a busca das metas estabelecidas no Plano Estratégico da UN-BA.
6 Sistema de Contabilização de Produção de Petróleo (PETROBRAS, 2008c).
65
Em entrevista, com o motorista do veículo (cavalinho e semi-reboque),
constatamos que há mais de 2 anos não se executam simulados de emergência no
roteiro FO – OP-MG. De acordo com o PG-2E5-00082-M – Transporte Rodoviário de
Produtos Perigosos o procedimento deve ser executado com uma periodicidade
mínima, de um ano, e deve ser assessorado pela gerência de Segurança Meio
Ambiente e Saúde (SMS). Ainda, referente a este padrão, verificamos que os
requisitos contidos no Item 6 Atribuições e Responsabilidades – Segurança
Industrial: inspeção dos locais de tráfego do veículo, inspeção das áreas de
carregamento e descarregamento e a auditoria periódica no transporte de produtos
perigosos; não estão ocorrendo a contento.
De acordo com informações obtidas, em entrevista com o Técnico de
Segurança, fatores como: a grande extensão da área de trabalho do campo de
Miranga, a considerável distância de 32 km do campo de Fazenda Onça até o OP-
MG, associados ao reduzido contingente de pessoal e as condições das vias,
contribuem para não execução desses itens.
Em questionamento, ao SMS local, quanto à realização dos itens, obtivemos
a informação de que o órgão só fica encarregado de prestar apoio e assessoria nos
quesitos: inspeção das áreas de carregamento e descarregamento; e Inspeções dos
locais de tráfego.
Em relação aos demais requisitos, apenas, quando se faz necessário e
pertinente, o SMS os executa, este quadro demonstra um nível de não conformidade
maior, pois, em caso de emergência real a equipe envolvida não estará capacitada e
sintonizada para responder eficazmente ao sinistro. Isso, associado à falta de
continuidade de atendimento aos demais requisitos, pelo SMS, como previsto no
padrão em questão, torna mais grave ainda a situação, pois, se os requisitos fossem
atendidos poderia se identificar, controlar e/ou mitigar os riscos envolvidos,
antecipadamente.
O petróleo produzido em FO é transportado via carreta e entregue no
Desembarque da Estação Coletora de Petróleo Miranga B (ECOLB), como pode ser
ilustrado nas Fotos 8 e 9
66
Foto 8 – Desembarque da Estação Coletora de Petróleo Miranga B
Fonte:Eduardo da Silva Pereira, 2009
Foto 9 – Estação Coletora de Petróleo Miranga B
Fonte: Eduardo da Silva Pereira, 2009
67
O procedimento da atividade de desembarcar petróleo encontra-se no PE-
2E5-00131-J – Carga, Transporte e Descarga de Fluidos Perigosos na UN-BA e este
estabelece como requisito para aquele a existência de Desembarque composto de:
mangotes, válvulas, conjunto de aterramento e em conformidade com as
instalações, onde será executado o serviço.
Verificou-se que o desembarque não possui sistema de combate a incêndio,
para caso de sinistro; não tem base concretada, para contenção do óleo num
possível vazamento; e não detém sistema de fornecimento de vapor, para o caso de
petróleo parafinado ou de escoamento difícil.
A falta de sistema de combate a incêndio afetam diretamente, a segurança
dos envolvidos na operação, do mesmo modo, a não existência de estrutura, para
contenção de óleo, num possível vazamento, constitui em um risco de agressão ao
meio ambiente, estas ocorrências são não conformidades maior, pois contribuem
negativamente para a meta da UN-BA, em atingir padrões de excelência: em
segurança, meio ambiente e saúde.
68
3.5 INDICAÇÃO DE MELHORIAS E MEDIDAS DE ENGENHARIA
Seria pertinente ao órgão gestor UN-BA/ATP-S/PRGC, e ao órgão aprovador,
UN-BA/ATP-S, do PE-2E5-00282-K - Acompanhar Produção de Poço que Produz
para Tanque Isolado ou Carretas, incluir no item 5.3 – Transferir petróleo via carreta
o uso de Caldeira Móvel (GV) e no item 2 – Documentos Complementares, desse
mesmo padrão, o PE-2E5-00273 - Operar Caldeira Móvel (GV) como documento
complementar.
Do mesmo modo, sugeri-se, a verificação da permanência, do subitem “5.2.6
O Tanque da carreta deverá ser aterrado através de cabo próprio a estrutura de
abastecimento no item 5.2 – Fazer previsão do Tempo para fazer transferência da
produção do tanque isolado com carreta. E, também, a revisão da redação, do
subitem 5.3.1. Fazer a Inspeção em todo veículo (Cavalinho e Semi-reboque) e
registrar toda anormalidade no check-list, se caso houver condições para o
transporte recusá-lo, registrar no BDTP e na RT, avisar ao transporte para
providenciar outra carreta.
A equipe de Técnicos de Operação e de Segurança deve ser redimensionada
em função do volume de serviços e atividades a serem desenvolvidos, de forma a
atender os requisitos procedimentados nos padrões, assegurando a segurança das
operações e a conformidade legal da empresa.
Os órgãos OP-MG, SOP/TT e SMS devem afinar suas ações, quanto ao uso,
gerenciamento e fiscalização do contrato com a operadora logística terceirizada,
buscando sanar os desvios e não conformidades encontradas.
Como medida mitigadora, para caso de possíveis vazamentos ou
derramamentos de petróleo, se faz necessária a construção de uma bacia de
contenção, em concreto impermeável, nas áreas de embarque de Fazenda Onça e
do desembarque da Estação Coletora B de Miranga. Bem como, a adoção de
sistema de combate a incêndio, nessas áreas de carregamento e descarregamento
de petróleo.
Do mesmo modo é pertinente a instalação de uma tomada de fornecimento
de vapor para o desembarque da Estação Coletora B de Miranga, visto que a
referida estação possuí sistema próprio de geração de vapor através de caldeira
flamotubular
69
Para possíveis casos de acidente, com carreta de petróleo, deve-se fazer um
levantamento das áreas ambientalmente mais frágeis (rios, córregos, lagoas e entre
outros) ao longo dos 32 km entre Fazenda Onça e o desembarque da Estação
Coletora B de Miranga, traçando um plano de resposta imediata a um sinistro dessa
monta.
Atendendo aos requisitos de segurança e saúde ocupacional do SGI/UN-BA é
plausível a instalação, no embarque de Fazenda Onça, de uma plataforma, para que
os técnicos possam realizar as operações pertinentes. Nesse local precisa-se,
também, instalar sinalização específica de Trânsito de Veículos pesados (caminhões
e/ou cavalos mecânicos com conjunto carreta) e Carregamento/Descarregamento de
fluido Perigoso (óleo e derivados).
Em suma, sugeriu-se, a revisão dos procedimentos contidos nos padrões que
envolvem a logística de petróleo, a fim de se detectar possíveis desvios e não
conformidades que afetem o SGI. Bem como, a verificação in loco das instalações,
equipamentos e do ciclo de trabalho operacional, visando à otimização, perenização
e melhoria do SGI.
70
4 CONSIDERAÇÕES FINAIS
O estudo realizado buscou compreender alguns aspectos da logística da
indústria do petróleo e o uso de elementos de gestão da qualidade, segurança, meio
ambiente e saúde ocupacional, a partir do caso de Fazenda Onça, campo de
produção terrestre, concedido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e
Biocombustíveis a Unidade de Negócios da Bahia do Sistema Petrobras.
Como verificado na Histórico do Petróleo da Bahia, o estado é o pioneiro na
exploração petrolífera no país e tem suas reservar concentradas em campos
maduros com mais de quatro décadas de operação e por conseqüência suas
instalações e equipamentos possuem a mesma idade. A necessidade de
manutenção e inspeção periódicas de tais instalações é essencial para
funcionamento pleno do sistema de armazenagem e transferência de petróleo.
Nesse estudo verificamos que produtos específicos como petróleo e seus
derivados necessitam de uma cadeia de suprimento altamente integrada, desde a
exploração até o consumidor final, permitindo a diminuição de riscos e prejuízos
possíveis. Buscando assim a competitividade em mercados cada vez mais
globalizados.
A logística e os sistemas de gestão apresentam-se como fator diferenciador
para a Petrobrás, a proximidade dos campos produtores do recôncavo baiano com a
Refinaria Landulpho Alves, que resulta em baixos custos de transporte,
representando uma vantagem competitiva. Além disso, a imagem da empresa tem
como parâmetro a responsabilidade socioambiental, agregada ao seu produto e
passa a ser uma arma poderosa na conquista de novos clientes.
Para melhor compreensão deste trabalho foi feita uma abordagem do ponto
de vista da logística de transporte e as implicações no âmbito dos controles do plano
executivo da Petrobras. Partindo do direcionamento estratégico da UN-BA,
identificou-se através de auditorias, os elementos de gestão da qualidade,
segurança, meio ambiente e saúde ocupacional, elaborado pelo SGI - as não
conformidades existentes no âmbito operacional e gerencial do campo de produção
terrestre de Fazenda Onça (FO) - e seu grau de contribuição para conquista das
metas de garantia da eficiência dos processos de apoio no sentido de alcançar
71
padrões de excelência em segurança, meio ambiente e saúde e otimização de
custos operacionais e de investimentos, previamente estabelecidas.
A auditoria dos padrões e o número de não conformidades operacionais e
gerenciais identificadas nos auxiliam na percepção do engajamento gerencial da
operação da produção do campo de Fazenda Onça, na busca de atingir a
maximização dos padrões de excelência e, por consequência, contribuir para a
competitividade dos processos da UN-BA alavancando sua atuação com excelência
operacional.
As temáticas abordadas levam em consideração os aspectos tanto
operacionais quanto de gerenciamento da cadeia de suprimentos, desta unidade de
extração, considerando fatores com os aspectos da terceirização do serviço de
transporte de petróleo, através da contratação, de um operador logístico
especializado, sinalizando o comprometimento da UN-BA com a qualidade do seu
produto e a segurança na movimentação dele.
Levando em consideração o uso de elementos de gestão para
acompanhamento das ações, do operador logístico, verifica-se através do
estabelecimento de procedimentos de gerenciamento, controle, medidas, corretivas
e coercitivas, que contribuem positivamente para o sucesso das operações logísticas
da UN-BA e consequentemente, o alcance das metas operacionais planejadas.
A integração completa entre o controler do contrato do operador logístico, o
SOP/TT e o usuário do serviço, o OP-MG e o fluxo de informações entre eles, são
fatores definitivos para garantia da eficiência operacional e cumprimento dos
requisitos da qualidade, segurança, meio ambiente e saúde ocupacional, na logística
do petróleo em Fazenda da Onça.
Nessa mesma linha, o cumprimento das responsabilidades e atribuições dos
envolvidos no processo de gestão é de suma importância para o bom atendimento
aos requisitos estabelecidos pelo SGI nos padrões executivos e gerenciais, a
exemplo da necessidade de plena atuação e interação da assessoria de Segurança
Meio Ambiente e Saúde nos quesitos de inspeções periódicas dos locais de tráfego,
carregamento e descarregamento, cumprimento de prazos quanto à periodicidade
de treinamentos e realização de simulados de emergência e auditagem periódica no
transporte de petróleo.
Os aspectos relacionados à rotina diária, na logística do campo de produção
terrestre de Fazenda Onça, conflitam com o disposto nos padrões executivos e
72
gerenciais. Esses conflitos são do tipo: procedimentos errados sendo executados,
omissão de procedimentos recomendados e inexistência de procedimentos.
O estudo desenvolvido no campo de Fazenda Onça, demonstrou as
dificuldades em se manter um SGI, funcionando de forma plena e nos alerta para
necessidade de verificações in loco e revisões de padrões e procedimentos
adotados. Percebeu-se que fatores estruturais, como recurso humano escasso,
acessibilidade, distância, infra-estrutura e extensão da área de trabalho afetam a
perenização das ações propostas pelo SGI.
Deve-se considerar que dos 34 (trinta e quatro) aspectos trabalhados, no
estudo de caso, encontrou-se 15 (quinze) não conformidades com o disposto nos
padrões executivos e gerenciais da UN-BA. Dentre as não conformidades, 04
(quatro) são do tipo não conformidades menores, que apresentam baixo impacto nos
resultados positivos do SGI da UN-BA. Já, às outras 11 (onze), são ocorrências de
não conformidades maiores, que representam uma forte contribuição negativa, para
se atingir as metas estabelecidas no Direcionamento Estratégico - Mapa Estratégico
da UN-BA.
Apesar da empresa, no momento, está passando por um processo de
renovação de seu quadro funcional, não conformidades do tipo: divergência entre o
layout de embarque de carretas disposto no PE-2E5-00282-K – Acompanhar
produção de poço que produz para tanque isolado ou carreta e o layout instalado em
campo pode causar acidentes sérios por imperícia operacional, visto que o
treinamento dos novos empregados é realizado nesses padrões.
Ao finalizar este estudo, é perceptível que o uso de elementos do Sistema de
Gestão Integrada (SGI) na cadeia logística, é uma ótima ferramenta para gerenciar e
administrar tal cadeia, mas há necessidade de cuidados ao se auditar
constantemente esses elementos na busca de se identificar possíveis desvios e não
conformidades e que as falhas por ventura encontradas, sirvam para remodelar as
percepções do modelo de gerenciamento e contribuam para formular processos
decisórios mais eficazes para o aperfeiçoamento do SGI.
73
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76
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77
ANEXO A – Decreto 96.044 de 18 de maio de 1988 da Presidência da República.
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ANEXO B – Resolução do Conselho Estadual do Meio Ambiente (CEPRAM),
CEPRAM Nº 1039 de 06.12.94.
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ANEXO C – Norma Regulamentadora nº 13 (NR13) - “Caldeiras e Vasos de
Pressão”.
DECRETO 96.044, de 18 de maio de 1988
Aprova o regulamento para o transporte rodoviário de produtos perigosos, e dá outras providências
CAPÍTULO I - Das Disposições Preliminares (artigo 1)
Art.1 - O transporte, por via pública, de produto que seja perigoso ou represente risco para a saúde de pessoas, para a segurança pública ou para o meio ambiente, fica submetido às regras e procedimentos estabelecidos neste Regulamento, sem prejuízo do disposto, em Legislação e disciplina peculiar a cada produto.
§ 1 - Para os efeitos deste Regulamento é produto perigoso e relacionado em portaria do Ministro dos Transportes.
§ 2 - No transporte de produto explosivo e de substância radioativa serão observadas, também, as normas específicas do Ministério do Exército e da Comissão Nacional de Energia Nuclear, respectivamente.
CAPÍTULO II - Das Condições do Transporte (artigos 2 a 23)
SEÇÃO I - Dos Veículos e dos Equipamentos (artigos 2 a 5)
Art.2 - Durante as operações de carga, transporte, descarga, transbordo, limpeza e descontaminação os veículos e equipamentos utilizados no transporte de produto perigoso deverão portar rótulos de risco e painéis de segurança específicos, de acordo com as NBR 7500 e NBR-8286.
Parágrafo único. Após as operações de limpeza e completa descontaminação dos veículos e equipamentos, os rótulos de risco e painéis de segurança serão retirados.
Art.3 - Os veículos utilizados no transporte de produto perigoso deverão portar o conjunto de equipamentos para situações de emergência indicado por Norma Brasileira ou, na inexistência desta, o recomendado pelo fabricante do produto.
Art.4 - Os veículos e equipamentos (como tanques e "conteineres") destinados ao transporte de produto perigoso a granel deverão ser fabricados de acordo com as Normas Brasileiras ou, na inexistência destas, com norma intencionalmente aceita.
§ 1 - O Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial - INMETRO, ou entidade por ele credenciada, atestará a adequação dos veículos e equipamentos ao transporte de produto perigoso, nos termos dos seus regulamentos técnicos.
§ 2 - Sem prejuízo das vistorias periódicas previstas na legislação de trânsito, os veículos e equipamentos de que trata este artigo serão vistoriados, em periodicidade não superior a 3 (três) anos, pelo INMETRO ou entidade por ele credenciada, de acordo com instruções e cronologia estabelecidos pelo próprio INMETRO, observados os prazos e rotinas recomendadas pelas normas de fabricação ou inspeção, fazendo-se as devidas anotações no "Certificado de Capacitação para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel" de que trata o item I do Art.22.
§ 3 - Os veículos e equipamentos referidos no parágrafo anterior, quando acidentados ou avariados, deverão ser vistoriados e testados pelo INMETRO ou entidade pelo mesmo credenciada, antes de retornarem à atividade.
Art.5 - Para o transporte de produto perigoso a granel os veículos deverão estar equipados com tacógrafo, ficando os discos utilizados à disposição do expedidor, do contratante, do destinatário e das autoridades com jurisdição sobre as vias, durante 3 (três) meses, salvo no caso de acidente, hipótese em que serão conservados por 1 (um) ano.
SEÇÃO II - Da Carga e seu Acondicionamento (artigos 6 a 8)
Art.6 - O produto perigoso fracionado deverá ser acondicionado de forma a suportar os riscos de carregamento, transporte, descarregamento e transbordo, sendo o expedidor responsável pela adequação do acondicionamento segundo especificações do fabricante.
§ 1 - No caso de produto importado, o importador será o responsável pela observância ao que preceitua este artigo, cabendo lhe adotar as providências necessárias junto ao fornecedor estrangeiro.
§ 2 - No transporte de produto perigoso fracionado, também as embalagens externas deverão estar rotuladas, etiquetadas e marcadas de acordo com a correspondente classificação e o tipo de risco.
Art.7 - É proibido o transporte de produto perigoso juntamente com:
I - animais;
II - alimentos ou medicamentos destinados ao consumo humano ou animal, ou com embalagens de produtos destinados a estes fins;
III - outro tipo de carga, salvo se houver compatibilidade entre os diferentes produtos transportados.
Parágrafo único. Entende-se como compatibilidade entre 2 (dois) ou mais produtos a ausência de risco potencial de ocorrer explosão, desprendimento de chamas ou
calor, formação de gases, vapores, compostos ou misturas perigosas, bem assim alteração das características físicas ou químicas originais de qualquer um dos produtos transportados, se postos em contato entre si (por vazamento, ruptura de embalagem, ou outra causa qualquer).
Art.8 - É vedado transportar produtos para uso humano ou animal em tanques de carga destinados ao transporte de produtos perigosos a granel.
SEÇÃO III - Do Itinerário (artigos 9 a 13)
Art.9 - O veículo que transportar produto perigoso deverá evitar o uso de vias em áreas densamente povoadas ou de proteção de mananciais, reservatórios de água ou reservas florestais e ecológicas, ou que delas sejam próximas.
Art.10 - O expedidor informará anualmente ao Departamento Nacional de Estradas de Rodagem - DNER os fluxos de transporte de produtos perigosos que embarcar com regularidade, especificando:
I - classe do produto e quantidades transportadas;
II - pontos de origem e destino.
§ 1 - As informações ficarão à disposição dos órgãos e entidades do meio ambiente, da defesa civil e das autoridades com jurisdição sobre as vias.
§ 2 - Com base nas informações de que trata este artigo, o Ministério dos Transportes, com a colaboração do DNER e de órgãos e entidades públicas e privadas, determinará os critérios técnicos de seleção dos produtos para os quais solicitará informações adicionais, como freqüência de embarques, formas de acondicionamento e itinerário, incluindo as principais vias percorridas.
Art.11 - As autoridades com jurisdição sobre as vias poderão determinar restrições ao seu uso, ao longo de toda a sua extensão ou parte dela, sinalizando os trechos restritos e assegurando percurso alternativo, assim como estabelecer locais e períodos com restrição para estacionamento, parada, carga e descarga.
Art.12 - Caso a origem ou o destino de produto perigoso exigir o uso de via restrita, tal fato deverá ser comprovado pelo transportador perante a autoridade com jurisdição sobre a mesma, sempre que solicitado.
Art.13 - O itinerário deverá ser programado de forma a evitar a presença de veículo transportando produto perigoso em vias de grande fluxo de trânsito, nos horários de maior intensidade de tráfego.
SEÇÃO IV - Do Estacionamento (artigo 14)
Art.14 - O veículo transportando produto perigoso só poderá estacionar para descanso ou pernoite em áreas previamente determinadas pelas autoridades competentes e, na inexistência de tais áreas, deverá evitar o estacionamento em zonas residenciais, logradouros públicos ou locais de fácil acesso ao público, áreas densamente povoadas ou de grande concentração de pessoas ou veículos.
§ 1 - Quando, por motivo de emergência, parada técnica, falha mecânica ou acidente o veículo parar em local não autorizado, deverá permanecer sinalizado e sob a vigilância de seu condutor ou de autoridade local, salvo se a sua ausência for imprescindível para a comunicação do fato, pedido de socorro ou atendimento médico.
§ 2 - Somente em caso de emergência o veículo poderá estacionar ou parar nos acostamentos das rodovias.
SEÇÃO V - Do Pessoal Envolvido na Operação do Transporte (artigos 15 a 21)
Art.15 - O condutor de veículo utilizado no transporte de produto perigoso, além das qualificações e habilitações previstas na legislação de trânsito, deverá receber treinamento específico, segundo programa a ser aprovado pelo Conselho Nacional de Transito - CONTRAN, por proposta do Ministério dos Transportes.
Art.16 - O transportador, antes de mobilizar o veículo, deverá inspecioná-lo, assegurando-se de suas perfeitas condições para o transporte para o qual é destinado e com especial atenção para o tanque, carroçaria e demais dispositivo que possam afetar a segurança da carga transportada.
Art.17 - O condutor, durante a viagem, é o responsável pela guarda, conservação e bom uso dos equipamentos e acessórios do veículo, inclusive os exigidos em função da natureza específica dos produtos transportados.
Parágrafo único. O condutor deverá examinar, regularmente e em local adequado, as condições gerais do veículo, verificando, inclusive, a existência de vazamento, o grau de aquecimento e as demais condições dos pneus do conjunto transportador.
Art.18 - O condutor interromperá a viagem e entrará em contato com a transportadora, autoridades ou a entidade cujo telefone esteja listado no Envelope para o Transporte, quando ocorrerem alterações nas condições de partida, capazes de colocar em risco a segurança de vidas, de bens ou do meio ambiente.
Art.19 - O condutor não participará das operações de carregamento, descarregamento e transbordo da carga, salvo se devidamente orientado e autorizado pelo expedidor ou pelo destinatário, e com a anuência do transportador.
Art.20 - Todo o pessoal envolvido nas operações de carregamento, descarregamento e transbordo de produto perigoso usará traje e equipamento de proteção individual, conforme normas e instruções baixadas pelo Ministério do Trabalho.
Parágrafo único. Durante o transporte o condutor do veículo usará o traje mínimo obrigatório, ficando desobrigado do uso de equipamentos de proteção individual.
Art.21 - Todo o pessoal envolvido na operação de transbordo de produto perigoso a granel receberá treinamento específico.
SEÇÃO VI - Da Documentação (artigo 22)
Art.22 - Sem prejuízo do disposto na legislação fiscal, de transporte, de trânsito e relativa ao produto transportado, os veículos que estejam transportando produto perigoso ou os equipamentos relacionados com essa finalidade, só poderão circular pelas vias públicas portando os seguintes documentos:
I - Certificado de Capacitação para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel do veículo e dos equipamentos, expedido pelo INMETRO ou entidade por ele credenciada;
II - Documento Fiscal do produto transportado, contendo as seguintes informações:
a) número e nome apropriado para embarque;
b) classe e, quando for o caso, subclasse à qual o produto pertence;
c) declaração assinada pelo expedidor de que o produto está adequadamente acondicionado para suportar os riscos normais de carregamento, descarregamento e transporte, conforme a regulamentação em vigor;
III - Ficha de Emergência e Envelope para o Transporte, emitidos pelo expedidor, de acordo com as NBR-7503, NBR-7504 e NBR-8285, preenchidos conforme instruções fornecidas pelo fabricante ou importador do produto transportado, contendo:
a) orientação do fabricante do produto quanto ao que deve ser feito e como fazer em caso de emergência, acidente ou avaria; e
b) telefone de emergência da corporação de bombeiros e dos órgãos de policiamento do trânsito, da defesa civil e do meio ambiente ao longo do itinerário.
§ 1 - É admitido o Certificado Internacional de Capacitação dos Equipamentos para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel.
§ 2 - O Certificado de Capacitação para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel perderá a validade quando o veículo ou o equipamento:
a) tiver suas características alteradas;
b) não obtiver aprovação em vistoria ou inspeção;
c) não for submetido à vistoria ou inspeção nas épocas estipuladas; e
d) acidentado, não for submetido a nova vistoria após sua recuperação.
§ 3 - As vistorias e inspeções serão objeto de laudo técnico e registradas no Certificado de Capacitação previsto no item I deste artigo.
§ 4 - O Certificado de Capacitação para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel não exime o transportador da responsabilidade por danos causados pelo veículo, equipamento ou produto perigoso, assim como a declaração de que trata a alínea "c", do item II, deste artigo, não isenta o expedidor da responsabilidade pelos danos causados exclusivamente pelo produto perigoso, quando agirem com imprudência, imperícia ou negligência.
SEÇÃO VII - Do Serviço de Acompanhamento Técnico Especializado (artigo 23)
Art.23 - O transporte rodoviário de produto perigoso que, em função das características do caso, seja considerado como oferecendo risco por demais elevado, será tratado como caso especial, devendo seu itinerário e sua execução serem planejados e programados previamente, com participação do expedidor, do contratante do transporte, do transportador, do destinatário, do fabricante ou importador do produto, das autoridades com jurisdição sobre as vias a serem utilizadas e do competente órgão do meio ambiente, podendo ser exigido acompanhamento técnico especializado (Art.50, I).
§ 1 - O acompanhamento técnico especializado disporá de viaturas próprias, tripuladas por elementos devidamente treinados e equipados para ações de controle de emergência e será promovido, preferencialmente, pelo fabricante ou o importador do produto, o qual, em qualquer hipótese, fornecerá orientação e consultoria técnica para o serviço.
§ 2 - As viaturas de que trata o parágrafo precedente deverão portar, durante o acompanhamento, os documentos mencionados no item III do Art.22 e os equipamentos para situações de emergência a que se refere o Art.3.
CAPÍTULO III - Dos Procedimentos em Caso de Emergência, Acidente ou Avaria (artigos 24 a 28)
Art.24 - Em caso de acidente, avaria ou outro fato que obrigue a imobilização de veículo transportando produto perigoso, o condutor adotará as medidas indicadas na Ficha de Emergência e no Envelope para o Transporte correspondentes a cada produto transportado, dando ciência à autoridade de trânsito mais próxima, pelo meio disponível mais rápido, detalhando a ocorrência, o local, as classes e quantidades dos materiais transportados.
Art.25 - Em razão da natureza, extensão e características da emergência, a autoridade que atender ao caso determinará ao expedidor ou ao fabricante do produto a presença de técnicos ou pessoal especializado.
Art.26 - O contrato de transporte deverá designar quem suportará as despesas decorrentes da assistência de que trata o artigo anterior.
Parágrafo único. No silêncio do contrato o ônus será suportado pelo transportador.
Art.27 - Em caso de emergência, acidente ou avaria o fabricante, o transportador, o expedidor e o destinatário do produto perigoso darão o apoio e prestarão os esclarecimentos que lhes forem solicitados pelas autoridades públicas.
Art.28 - As operações de transbordo em condições de emergência deverão ser executadas em conformidade com a orientação do expedidor ou fabricante do produto e, se possível, com a presença de autoridade pública.
§ 1 - Quando o transbordo for executado em via pública deverão ser adotadas as medidas de resguardo ao trânsito.
§ 2 - Quem atuar nessas operações deverá utilizar os equipamentos de manuseio e de proteção individual recomendados pelo expedidor ou fabricante do produto.
§ 3 - No caso de transbordo de produtos a granel o responsável pela operação deverá ter recebido treinamento específico.
CAPÍTULO IV - Dos Deveres, Obrigações e Responsabilidades (artigos 29 a 40)
SEÇÃO I - Do Fabricante e do Importador (artigos 29 a 31)
Art.29 - O fabricante de equipamento destinado ao transporte de produto perigoso responde penal e civilmente por sua qualidade e adequação ao fim a que se destina.
Parágrafo único. Para os fins do disposto no Art.22, item I, cumpre ao fabricante fornecer ao INMETRO as informações relativas ao início da fabricação e destinação específica dos equipamentos.
Art.30 - O fabricante de produto perigoso fornecerá ao expedidor:
I - informações relativas aos cuidados a serem tomados no transporte e manuseio do produto, assim como as necessárias ao preenchimento da Ficha de Emergência; e
II - especificações para o acondicionamento do produto e, quando for o caso, a relação do conjunto de equipamentos a que se refere o Art.3.
Art.31 - No caso de importação, o importador do produto perigoso assume, em território brasileiro, os deveres, obrigações e responsabilidades do fabricante.
SEÇÃO II - Do Contratante, do Expedidor e do Destinatário (artigos 32 a 37)
Art.32 - O contratante do transporte deverá exigir do transportador o uso de veículo e equipamento em boas condições operacionais e adequados para a carga a ser transportada, cabendo ao expedidor, antes de cada viagem, avaliar as condições de segurança.
Art.33 - Quando o transportador não os possuir, deverá o contratante fornecer os equipamentos necessários às situações de emergência, acidente ou avaria, com as devidas instruções do expedidor para sua utilização.
Art.34 - O expedidor é responsável pelo acondicionamento do produto a ser transportado, de acordo com as especificações do fabricante.
Art.35 - No carregamento de produtos perigosos o expedidor adotará todas as precauções relativas à preservação dos mesmos, especialmente quanto à compatibilidade entre si (Art.7).
Art.36 - O expedidor exigirá do transportador o emprego dos rótulos de risco e painéis de segurança correspondentes aos produtos a serem transportados, conforme disposto no Art.2.
Parágrafo único. O expedidor entregará ao transportador os produtos perigosos fracionados devidamente rotulados, etiquetados e marcados, bem assim os rótulos de risco e os painéis de segurança para uso nos veículo, informando ao condutor as características dos produtos a serem transportados.
Art.37 - São de responsabilidade:
I - do expedidor, as operações de carga;
II - do destinatário, as operações de descarga.
§ 1 - Ao expedidor e ao destinatário cumpre orientar e treinar o pessoal empregado nas atividades referidas neste artigo.
§ 2 - Nas operações de carga e descarga, cuidados especiais serão adotados, especialmente quanto à amarração da carga, a fim de evitar danos, avarias ou acidentes.
SEÇÃO III - Do Transportador (artigos 38 a 40)
Art.38 - Constituem deveres e obrigações do transportador:
I - dar adequada manutenção e utilização aos veículos e equipamentos;
II - fazer vistoriar as condições de funcionamento e segurança do veículo e equipamento, de acordo com a natureza da carga a ser transportada, na periodicidade regulamentar;
III - fazer acompanhar, para ressalva das responsabilidades pelo transporte, as operações executadas pelo expedidor ou destinatário de carga, descarga e transbordo, adotando as cautelas necessárias para prevenir riscos à saúde e integridade física de seus prepostos e ao meio ambiente;
IV - transportar produtos a granel de acordo com o especificado no "Certificado de Capacitação para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel" (Art.22, I);
V - requerer o Certificado de Capacitação para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel, quando for o caso, e exigir do expedidor os documentos de que tratam os itens II e III do Art.22;
VI - providenciar para que o veículo porte o conjunto de equipamentos necessários às situações de emergência, acidente ou avaria (Art.3), assegurando-se do seu bom funcionamento;
VII - instruir o pessoal envolvido na operação de transporte quanto à correta utilização dos equipamentos necessários às situações de emergência, acidente ou avaria, conforme as instruções do expedidor;
VIII - zelar pela adequada qualificação profissional do pessoal envolvido na operação de transporte, proporcionando-lhe treinamento específico, exames de saúde periódicos e condições de trabalho conforme preceitos de higiene, medicina e segurança do trabalho;
IX - fornecer a seus prepostos os trajes e equipamentos de segurança no trabalho, de acordo com as normas expedidas pelo Ministério do Trabalho, zelando para que sejam utilizados nas operações de transporte, carga, descarga e transbordo;
X - providenciar a correta utilização, nos veículos e equipamentos, dos rótulos de risco e painéis de segurança adequados aos produtos transportados;
XI - realizar as operações de transbordo observando os procedimentos e utilizando os equipamentos recomendados pelo expedidor ou fabricante do produto;
XII - assegurar-se de que o serviço de acompanhamento técnico especializado preenche os requisitos deste Regulamento e das instruções específicas existentes (Art.23);
XIII - dar orientação quanto à correta estivagem da carga no veículo, sempre que, por acordo com o expedidor, seja co-responsável pelas operações de carregamento e descarregamento.
Parágrafo único. Se o transportador receber a carga lacrada ou for impedido, pelo expedidor ou destinatário, de acompanhar carga e descarga, ficará desonerado da responsabilidade por acidente ou avaria decorrentes do mau acondicionamento da carga.
Art.39 - Quando o transporte for realizado por transportador comercial autônomo, os deveres e obrigações a que se referem os itens VI a XI do artigo anterior constituem responsabilidade de quem o tiver contratado.
Art.40 - O transportador é solidariamente responsável com o expedidor na hipótese de receber, para transporte, produtos cuja embalagem apresente sinais de violação, deterioração, mau estado de conservação ou de qualquer forma infrinja o preceituado neste Regulamento e demais normas ou instruções aplicáveis.
CAPÍTULO V - Da Fiscalização (artigos 41 e 42)
Art.41 - A fiscalização para a observância deste Regulamento e de suas instruções complementares incumbe ao Ministério dos Transportes, sem prejuízo da competência das autoridades com jurisdição sobre a via por onde transite o veículo transportador.
Parágrafo único. A fiscalização compreenderá:
a) exame dos documentos de porte obrigatório (Art.22);
b) adequação dos rótulos de risco e painéis de segurança (Art.2), bem assim dos rótulos e etiquetas das embalagens (Art.6, § 2), ao produto especificado no Documento Fiscal; e
c) verificação da existência de vazamento no equipamento de transporte de carga a granel e, em se tratando de carga fracionada, sua arrumação e estado de conservação das embalagens.
Art.42 - Ao ter conhecimento de veículo trafegando em desacordo com o que preceitua este Regulamento, a autoridade com jurisdição sobre a via deverá retê-lo imediatamente, liberando-o só após sanada a infração, podendo, se necessário, determinar:
I - a remoção do veículo para local seguro, podendo autorizar o seu deslocamento para local onde possa ser corrigida a irregularidade;
II - o descarregamento e a transferência dos produtos para outro veículo ou para local seguro;
III - a eliminação da periculosidade da carga ou a sua destruição, sob a orientação do fabricante ou do importador do produto e, quando possível, com a presença do representante da seguradora.
§ 1 - As providências de que trata este artigo serão adotadas em função do grau e natureza do risco, mediante avaliação técnica e, sempre que possível, acompanhamento do fabricante ou importador do produto, contratante, expedidor, transportador, representante da Defesa Civil e de órgão do meio ambiente.
§ 2 - Enquanto retido, o veículo permanecerá sob a guarda da autoridade, sem prejuízo da responsabilidade do transportador pelos fatos que deram origem à retenção.
CAPÍTULO VI - Das Infrações e Penalidades (artigos 43 a 47)
Art.43 - A inobservância das disposições deste Regulamento e Instruções complementares referentes ao transporte de produto perigoso sujeita o infrator a:
I - multa até o valor máximo de 100 (cem) Obrigações do Tesouro Nacional - OTN.
II - cancelamento do registro de que trata a Lei número 7.092, de 19 de abril de 1983.
§ 1 - A aplicação da multa compete à autoridade com jurisdição sobre a via onde a infração foi cometida.
§ 2 - Ao infrator passível de multa é assegurada defesa, previamente ao recolhimento desta, perante a autoridade com jurisdição sobre a via, no prazo de 30 (trinta) dias, contados da data da autuação.
§ 3 - Da decisão que aplicar a penalidade de multa, cabe recurso com efeito suspensivo a ser interposto na instância superior do órgão autuante, no prazo de 30 (trinta) dias, contados da data em que o infrator for notificado, observados os procedimentos peculiares a cada órgão.
§ 4 - A aplicação da penalidade de cancelamento no Registro Nacional dos Transportadores Rodoviários - RTB compete ao Ministro dos Transportes, mediante proposta justificada do DNER ou da autoridade com jurisdição sobre a via.
§ 5 - O infrator será notificado do envio da proposta de que trata o parágrafo anterior bem assim dos seus fundamentos, podendo apresentar defesa perante o Ministro dos Transportes no prazo de 30 (trinta) dias.
§ 6 - Da decisão que aplicar a penalidade de cancelamento de registro no RTB cabe pedido de reconsideração a ser interposto no prazo de 30 (trinta) dias, contados da data da notificação do infrator.
§ 7 - Para o efeito de averbação no registro do infrator, as autoridades com jurisdição sobre as vias comunicarão ao DNER as penalidades aplicadas em suas respectivas jurisdições.
Art.44 - As infrações punidas com multa classificam-se, de acordo com a sua gravidade, em 3 (três) grupos:
I - Primeiro Grupo: as que serão punidas com multa de valor equivalente a 100 (cem) OTN;
II - Segundo Grupo: as que serão punidas com multa de valor equivalente a 50 (cinqüenta) OTN; e
III - Terceiro Grupo: as que serão punidas com multa de valor equivalente a 20 (vinte) OTN.
§ 1 - Na reincidência específica, a multa será aplicada em dobro.
§ 2 - Cometidas, simultaneamente, 2 (duas) ou mais infrações de natureza diversa, aplicar-se-ão, cumulativamente, as penalidades correspondentes a cada uma.
Art.45 - Ao transportador serão aplicadas as seguintes multas:
I - Primeiro Grupo, quando:
a) transportar produto cujo deslocamento rodoviário seja proibido pelo Ministério dos Transportes;
b) transportar produto perigoso a granel que não conste do Certificado de Capacitação;
c) transportar produto perigoso a granel em veículo desprovido de Certificado de Capacitação válido;
d) transportar, juntamente com produto perigoso, pessoas, animais, alimentos ou medicamentos destinados ao consumo humano ou animal, ou, ainda, embalagens destinadas a estes bens; e
e) transportar produtos incompatíveis entre si, apesar de advertido pelo expedidor.
II - Segundo Grupo, quando:
a) não der manutenção ao veículo ou ao seu equipamento;
b) estacionar ou parar com inobservância ao preceituado no Art.14;
c) transportar produtos cujas embalagens se encontrem em más condições;
d) não adotar, em caso de acidente ou avaria, as providências constantes da Ficha de Emergência e do Envelope para o Transporte; e
e) transportar produto a granel sem utilizar o tacógrafo ou não apresentar o disco à autoridade competente, quando solicitado.
III - Terceiro Grupo, quando:
a) transportar carga mal estivada;
b) transportar produto perigoso em veículo desprovido de equipamento para situação de emergência e proteção individual;
c) transportar produto perigoso desacompanhado de Certificado de Capacitação para o Transporte de Produtos Perigosos a Granel (Art.22, I);
d) transportar produto perigoso desacompanhado de declaração de responsabilidade do expedidor (Art.22, II, "c"), aposta no Documento Fiscal;
e) transportar produto perigoso desacompanhado de Ficha de Emergência e Envelope para o Transporte (Art.22, III);
f) transportar produto perigoso sem utilizar, nas embalagens e no veículo, rótulos de risco e painéis de segurança em bom estado e correspondentes ao produto transportado;
g) circular em vias públicas nas quais não seja permitido o trânsito de veículos transportando produto perigoso; e
h) não dar imediata ciência da imobilização do veículo em caso de emergência, acidente ou avaria.
Parágrafo único. Será cancelado o registro do transportador que, no período de 12 (doze) meses, for punido com 6 (seis) multas do Primeiro Grupo.
Art.46 - Ao expedidor serão aplicadas as seguintes multas:
I - Primeiro Grupo, quando:
a) embarcar no veículo produtos incompatíveis entre si;
b) embarcar produto perigoso não constante do Certificado de Capacitação do veículo ou equipamento ou estando esse Certificado vencido;
c) não lançar no Documento Fiscal as informações de que trata o item II do Art.22;
d) expedir produto perigoso mal acondicionado ou com embalagens em más condições; e
e) não comparecer ao local do acidente quando expressamente convocado pela autoridade competente (Art.25).
II - Segundo Grupo, quando:
a) embarcar produto perigoso em veículo que não disponha de conjunto de equipamentos para situação de emergência e proteção individual;
b) não fornecer ao transportador a Ficha de Emergência e o Envelope para o Transporte;
c) embarcar produto perigoso em veículo que não esteja utilizando rótulos de risco e painéis de segurança, afixados nos locais adequados;
d) expedir carga fracionada com embalagem externa desprovida dos rótulos de risco específicos;
e) embarcar produto perigoso em veículo ou equipamento que não apresente adequadas condições de manutenção; e
f) não prestar os necessários esclarecimentos técnicos em situações de emergência ou acidentes, quando solicitado pelas autoridades.
Art.47 - A aplicação das penalidades estabelecidas neste Regulamento não exclui outras previstas em legislação específica, nem exonera o infrator das cominações civis e penais cabíveis.
CAPÍTULO VII - Das Disposições Gerais (artigos 48 a 52)
Art.48 - Para a uniforme e generalizada aplicação deste Regulamento e dos preceitos nele estabelecidos, o Ministério dos Transportes estimulará a cooperação com órgãos e entidades públicas ou privadas mediante troca de experiências, consultas e execução de pesquisas, com a finalidade, inclusive, de complementação ou alteração deste Regulamento.
Art.49 - Integram o presente Regulamento, como Anexos, as NBR-7500, NBR-7503, NBR-7504, NBR-8285 e NBR-8286.
Art.50 - É da exclusiva competência do Ministro dos Transportes:
I - estabelecer quando as circunstâncias técnicas o exijam, medidas especiais de segurança no transporte rodoviário, inclusive determinar acompanhamento técnico especializado;
II - proibir o transporte rodoviário de cargas ou produtos considerados tão perigosos que não devam transitar por vias públicas, determinando, em cada caso, a modalidade de transporte mais adequada;
III - dispensar, no todo ou em parte, a observância deste Regulamento quando, dada a quantidade de produtos perigosos a serem transportados, a operação não ofereça riscos significativos.
Art.51 - Compete ao transportador a contratação do seguro decorrente da execução do contrato de transporte de produto perigoso.
Art.52 - Aplica-se o presente Regulamento ao transporte internacional de produto perigoso em território brasileiro, observadas, no que couber, as disposições constantes de acordos, convênios ou tratados ratificados pelo Brasil.
RESOLUÇAO Nº 1039 DE 06 DE DEZEMBRO DE 1994 Aprova a Norma Administrativa NA-001/94, que dispõe sobre o Controle do Transporte Rodoviário de Produtos e Resíduos Perigosos no Estado da Bahia. O CONSELHO ESTADUAL DE MEIO AMBIENTE - CEPRAM, no uso das atribuições, tendo em vista as disposições da Lei Nº 3.858 de 03 de novembro de 1980 aprovada pelo Decreto Nº 28.687 de 11 de fevereiro de 1982 e o constante do Processo Nº 940000809/0, RESOLVE: Art. 1º - Fica aprovada a Norma Administrativa NA-001/94, que com esta se publica, disponde sobre o Controle do Transporte Rodoviário de Produtos e Resíduos Perigosos no Estado da Bahia. Art. 2º - Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação, revogadas as disposições em contrário. CONSELHO ESTADUAL DE MEIO AMBIENTE - CEPRAM, em 06 de dezembro de 1994. LUIZ ANTONIO VASCONCELLOS CARREIRA Presidente NORMA ADMINISTRATIVA NA-001/97 CONTROLE DO TRANSPORTE RODOVIARIO DE PRODUTOS E RESIDUOS PERIGOSOS SUMARIO 1 – Objetivo 2 – Aplicação 3 - Base Legal 4 – Definições
5 - Disposições Gerais 6 - Disposições Específicas 1 – OBJETIVO Esta norma estabelece critérios e procedimentos para o controle do transporte rodoviário de produtos e resíduos perigosos e de outras substâncias com potencial de danos à saúde humana e ao ambiente. 2 – APLICAÇAO Esta norma se aplica a pessoas físicas ou jurídicas que realizam e/ou contratam o transporte dos produtos e resíduos, objeto desta norma. 3 - BASE LEGAL Deverá ser cumpridas as seguintes legislações e normas, bem como os demais pertinentes ao assunto: 31. - Decreto Federal Nº 55.649, de 28.01.65 do Ministério do Exército. 3.2 - Decreto Federal Nº 96.044, de 18.05.88 do Ministério dos Transportes. 3.3 - Portarias Federais do Ministério dos Transportes: - Nº 881, de 24.11.83; - Nº 018, de 06.01.84; - Nº 015, de 14.02.84; - Nº 589, de 04.10.84; - Nº 712, de 19.11.84; - Nº 547, de 09.09.86; - Nº 291, de 31.05.88.
3.4 - Resolução COMAMA Nº 05, de 20.11.85. 3.5 - Lei Estadual Nº 6.337, de 08.11.91. 3.6 - Lei Estadual Nº 3.858, de 03.11.80. 3.7 - Resolução CEPRAM Nº 475, de 30.04.86. 3.8 - Resolução CEPRAM Nº 13, de 19.07.87. 3.9 - Normas da ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas:
- NBR 7500 - Dimensões Simbologia; - NBR 7501 - Terminologia; - NBR 7503 - Padronização da Ficha de Emergência; - NBR 7504 - Padronização do Envelope de Embarque; - NBR 8285 - Fixa condições para o correto preenchimento da Ficha de Emergência; - NBR 8286 - Fixa as condições para a aplicação da Simbologia de Risco;
- NBR 9734 - Equipamento de Proteção Individual; - NBR 9735 - Equipamento de Emergência; - NBR 10271 - Equipamento para emergência no transporte rodoviário de ácido fluorídrico; - NBR 10698 - Equipamento para emergência no transporte de Oxido de eteno; - NBR 12710 - Proteção contra incêndio no transporte de produtos perigosos; - NBR 10004 - Resíduos Sólidos - Classificação; - NBR 12095 - Instalação e fixação de extintores de incêndio para carga de transporte rodoviário de produtos perigosos.
4 – DEFINIÇOES Os seguintes termos utilizados nesta norma significam: 4.1 - Base Operacional Instalação fixa que serve de suporte ao desenvolvimento da atividade compreendendo, entre outras, garagem, oficina de manutenção, sistema de limpeza de veículos e equipamentos correlatos, e infra-estrutura para atendimento em situações de emergência. 4.2 – Container Tanque, tonel, tambor, baú, carroceria ou outros recipientes, abertos ou fechados, onde se transportam produtos e/ou resíduos perigosos. 4.3 – Destinatário Pessoa responsável pelo recebimento e pelas operações de descarga do produto perigoso ou responsável pela instalação receptora do resíduo perigoso. 4.4 – Empresa Indústria, transportadora, estabelecimento comercial, expedidor, destinatário, fonte geradora, instalação de tratamento ou disposição, ou qualquer outra pessoa jurídica que realiza movimentação de produtos e/ou resíduos perigosos. 4.5 – Expedidor Pessoa responsável pelo acondicionamento e envio de produto e/ou resíduo perigoso. 4.6 - Fonte Geradora Pessoa física ou jurídica cuja atividade produz resíduos perigosos. 4.7 - Produtos Perigosos As Substâncias relacionadas na Portaria Nº 291, de 31.05.88, do Ministério dos Transportes, ou em outras que lhe sucederem, bem como substâncias com potencial de danos à saúde humana e ao ambiente, a critério do CRA.
4.8 - Resíduo Perigoso Resíduo, ou mistura de resíduo, que possua características de corrosividade, inflamabilidade, reatividade ou toxicidade, conforme definidas na Resolução CEPRAM Nº 13, de 29.07.87, ou em outras que lhe sucederem. 4.9 - Responsável Técnico Pessoa devidamente habilitada para responder pela confiabilidade dos equipamentos de transporte e cumprimento das normas de segurança, previstas na legislação vigente. 4.10 - Responsável Legal Proprietário, diretor, sócio ou outra pessoa designada que seja capaz de responder juridicamente pela empresa. 4.11 – Transportadora Pessoa jurídica que realiza o transporte rodoviário de produtos e/ou resíduos perigosos. 4.12 - Transportador Autônomo Pessoa física que realiza o transporte rodoviário de produtos e/ou resíduos perigosos em veículos de sua propriedade. 4.13 – Emergência Situação anormal em que ocorrem, ou possam ocorrer, lançamentos de substâncias perigosas para o ambiente e que está associadas, mas não se limita, aos principais eventos: tombamento, colisão, incêndio, explosão, vazamento, avaria de embalagens. 5 - DISPOSIÇOES GERAIS 5.1 - Todas as transportadoras que atuam no Estado da Bahia deverão requerer ao CRA Autorização de Movimentação de Produtos e/ou Resíduos Perigosos. 5.2 - Transportadoras sediadas no Estado da Bahia que possuem bases operacionais dotadas de instalações para limpeza ou lavagem, manutenção de veículos e containers, deverão requerer ao CRA Autorização de Movimentação de Produtos e/ou Resíduos Perigosos e de Funcionamento. 5.3 - As transportadoras que se enquadram no item 5.2 acima e que já estejam em operação na data de vigência desta norma deverão, de imediato, requerer ao CRA a devida autorização independente de notificação. 5.4 - As empresas que utilizam veículos próprios e/ou transportadores autônomos
para movimentação de produtos, e/ou resíduos perigosos, ficam também responsáveis pelo cumprimento dos dispositivos desta norma referentes às transportadoras. 5.5 - As transportadoras deverão fornecer, por ocasião do requerimento de autorização, todas as informações relativas aos transportadores autônomos. Quando a contratação do autônomo for realizada após a entrega do requerimento, as referidas informações deverão ser enviadas através de correspondência (faz/carta), desde que obedecido o prazo mínimo de 48 (quarenta e oito) horas, antes do envio da carga. 5.6 - As transportadoras somente poderão utilizar os serviços de condutores de veículos, que, além das qualificações previstas na legislação de trânsito, apresentem: 5.6.1 - Certificado do Curso de Movimentação de Produtos Especiais - MOPE, ministrado por entidade devidamente credenciada, conforme previsto em legislação; 5.6.2 - Atestado de sanidade física e psíquica, a ser emitido por entidade reconhecida oficialmente, com renovação bienal. 5.7 - As transportadoras deverão apresentar anualmente ao CRA, Certificado de Inspeção, emitido por entidade reconhecida oficialmente, que sob as penas da lei, comprove haver realizado revisão, com resultados satisfatórios, em todos os itens responsáveis pela segurança dos seus veículos destinados ao transporte de produtos e/ou resíduos perigosos, devendo constar a numeração dos respectivos chassis. 5.8 - As transportadoras com bases operacionais no Estado da Bahia, deverão dispor de Plano de Emergência que contemple recursos humanos capacitados e materiais adequados, para atendimento a acidentes. Este deverá conter descrição detalhada dos procedimentos a serem adotados, e será apresentado ao CRA por ocasião do requerimento da autorização de funcionamento. 5.9 - As transportadoras deverão prestar imediato atendimento a emergências, com apoio cumulativo do fabricante, expedidor e do destinatário, devendo estimular através de consórcio a criação de pontos de apoio para atendimento a emergências nas principais rodovias do Estado da Bahia onde mais freqüentemente circulem produtos e/ou resíduos perigosos. 5.10 - As transportadoras cujas bases operacionais estejam fora do Estado da Bahia deverão apresentar ao CRA, junto com o requerimento de autorização, cópia autenticada de contrato ou convênio com empresa devidamente habilitada, que tenha sede no Estado da Bahia (podendo ser o expedidor, o destinatário, a fonte geradora ou outra transportadora), para prestar atendimento a emergências no transporte de produtos e/ou resíduos perigosos. 5.11 - A limpeza de containers de produtos e resíduos perigosos, só poderá ser feita em instalações devidamente autorizadas pelo CRA para tal fim. 5.12 - Durante a vigência da autorização prevista nesta norma, as transportadoras deverão encaminhar ao CRA, utilizando as folhas apropriadas do RT, informações relativas a alterações ocorridas na frota de veículos próprios ou de terceiros, novas classes
de risco de produtos e/ou tipos de resíduos pretendidos para transporte. Após análise destas informações, a Gerência de Avaliação e Controle do CRA fará as modificações cabíveis na autorização anterior. 5.13 - O CRA atuará em conjunto com outros órgãos para fiscalização do disposto nesta norma. 5.14 - A transportadora deverá comunicar de imediato ao CRA, a ocorrência de acidentes e/ou situações de emergência, que envolvam veículos ou bases de sua propriedade e/ou sob sua responsabilidade. 5.15 - Nos quinze dias seguintes a comunicação prevista em 5.14, a transportadora deverá enviar ao CRA um relatório escrito da ocorrência e de suas causas, com estimativa quantitativa e qualitativa do lançamento, se for o caso, bem como das providências tomadas para sua apuração, solução e minimização do impacto causado. 5.16 - As infrações aos dispositivos desta norma serão penalizadas com:
a) Advertência; b) Multa; c) Interdição; d) Cassação da autorização de movimentação de produtos e resíduos, e/ou da autorização de funcionamento; e) Embargo e demolição.
6 - DISPOSIÇOES ESPECIFICAS: 6.1 - Autorização de Movimentação de Produtos e/ou Resíduos Perigosos. 6.1.1 - A autorização será requerida mediante envio ao CRA DO ROTEIRO TECNICO PARA AUTORIZAÇAO DE MOVIMENTAÇAO DE PRODUTOS E RESIDUOS PERIGOSOS E DE FUNCIONAMENTO DE BASE OPERACIONAL (RT), em 02 (duas) vias conforme modelo padrão do CRA. 6.1.2 - O RT deverá ser preenchido conforme instruções anexas ao formulário padrão e assinado pelos responsáveis, legal e técnico. 6.1.3 - O RT deverá ser acompanhado de cópia autenticada do Registro Nacional de Transporte de Bens (RTB), do Ministério dos Transportes. 6.1.4 - Após a análise do RT, o CRA emitirá a autorização conforme modelo padrão da CRA, válida por 3 (três) anos no máximo. 6.1.5 - A renovação da autorização deverá ser requerida mediante envio ao CRA de um novo RT, no mínimo 30 (trinta) dias antes de expirar a validade da anterior. 6.1.6 - Sendo cumprido o prazo previsto em 6.1.5, a autorização anterior continuará
válida até a emissão pelo CRA de uma nova autorização. 6.1.7 - O não cumprimento do prazo previsto em 6.1.5 implica na cassação automática da autorização, sujeitando a transportadora às sanções cabíveis. 6.1.8 - A nenhuma pessoa, física ou jurídica, é permitido transportar no Estado da Bahia, produto e/ou resíduo perigoso sem a prévia autorização do CRA. 6.2 - Autorização de Movimentação de Produtos e/ou Resíduos Perigosos e de Funcionamento de Base Operacional. 6.2.1 - As transportadoras que se enquadram em 5.2 ou 5.3 desta norma deverão requerer a autorização mediante envio ao CRA do ‘Roteiro Técnico para Autorização de Movimentação de Produtos e Resíduos Perigosos e de Funcionamento de Base Operacional’ (RT), em 02 (duas) vias, conforme modelo padrão do CRA. 6.2.2 - O Roteiro Técnico deverá ser preenchido conforme instruções anexas ao formulário padrão do CRA e assinado pelos responsáveis, legal e técnico. 6.2.3 - O RT deverá ser acompanhado de cópia autenticada do Registro Nacional de Transporte de Bens (RTB), do Ministério dos Transportes. 6.2.4 - Após análise do RT a Gerência de Controle emitirá Parecer Técnico para Autorização de Movimentação de Produtos e/ou Resíduos Perigosos de Funcionamento de Base Operacional. 6.2.5 - O Parecer Técnico será emitido conforme modelo padrão do CRA. 6.2.6 - A autorização será concedida pelo Diretor Geral do CRA, com validade por 03 (três) anos no máximo, conforme modelo padrão do CRA. 6.2.7 - A renovação da autorização deverá ser requerida mediante envio ao CRA de um novo RT, no mínimo 30 (trinta) dias antes de expirar a validade da anterior. 6.2.8 - Sendo cumprido o prazo previsto em 6.2.7, a autorização anterior continuará válida até a emissão pelo CRA de uma nova autorização. 6.2.9 - O não cumprimento do prazo previsto em 6.2.7 implica na cassação automática da autorização, sujeitando a empresa às sanções cabíveis.
NR 13 - NORMA REGULAMENTADORA 13
CALDEIRAS E VASOS DE PRESSÃO
13.1 Caldeiras a vapor - disposições gerais.
13.1.1 Caldeiras a vapor são equipamentos destinados a produzir e acumular vapor sob pressão superior à atmosférica, utilizando qualquer fonte de energia, excetuando-se os refervedores e equipamentos similares utilizados em unidades de processo.
13.1.2 Para efeito desta NR, considera-se "Profissional Habilitado" aquele que tem competência legal para o exercício da profissão de engenheiro na atividades referentes a projeto de construção, acompanhamento operação e manutenção, inspeção e supervisão de inspeção de caldeiras e vasos de pressão, em conformidade com a regulamentação profissional vigente no País.
13.1.3 Pressão Máxima de Trabalho Permitida - PMTP ou Pressão Máxima de Trabalho Admissível - PMTA é o maior valor de pressão compatível com o código de projeto, a resistência dos materiais utilizados, as dimensões do equipamento e seus parâmetros operacionais.
13.1.4 Constitui risco grave e iminente a falta de qualquer um dos seguintes itens:
a) válvula de segurança com pressão de abertura ajustada em valor igual ou inferior a PMTA; (113.071-4)
b) instrumento que indique a pressão do vapor acumulado; (113.072-2)
c) injetor ou outro meio de alimentação de água, independente do sistema principal, em caldeiras combustível sólido; (113.073-0)
d) sistema de drenagem rápida de água, em caldeiras de recuperação de álcalis; (113.074-9)
e) sistema de indicação para controle do nível de água ou outro sistema que evite o superaquecimento por alimentação deficiente. (113.075-7)
13.1.5 Toda caldeira deve ter afixada em seu corpo, em local de fácil acesso e bem visível, placa de identificação indelével com, no mínimo, as seguintes informações: (113.001-3 / I2)
a) fabricante;
b) número de ordem dado pelo fabricante da caldeira;
c) ano de fabricação;
d) pressão máxima de trabalho admissível;
e) pressão de teste hidrostático;
f) capacidade de produção de vapor;
g) área de superfície de aquecimento;
h) código de projeto e ano de edição.
13.1.5.1 Além da placa de identificação, devem constar, em local visível, a categoria da caldeira, conforme definida no subitem 13.1.9 desta NR, e seu número ou código de identificação.
13.1.6 Toda caldeira deve possuir, no estabelecimento onde estive instalada, a seguinte documentação, devidamente atualizada:
a) "Prontuário da Caldeira", contendo as seguintes informações: (113.002-1 / I3)
- código de projeto e ano de edição;
- especificação dos materiais;
- procedimentos utilizados na fabricação, montagem, inspeção final e determinação da PMTA;
- conjunto de desenhos e demais dados necessários para o monitoramento da vida útil da caldeira;
- características funcionais;
- dados dos dispositivos de segurança;
- ano de fabricação;
- categoria da caldeira;
b) "Registro de Segurança", em conformidade com o subitem 13.1.7; (113.003-0 / I4)
c) "Projeto de Instalação", em conformidade com o item 13.2; (113.004-8 / I4)
d) "Projetos de Alteração ou Reparo", em conformidade com os subitens 13.4.2 e 13.4.3; (113.005-6 / I4)
e) "Relatórios de Inspeção", em conformidade com os subitens 13.5.11, 13.5.12 e 13.5.13.
13.1.6.1 Quando inexistente ou extraviado, o "Prontuário da Caldeira" deve ser reconstituído pelo proprietário, com responsabilidade técnica do fabricante ou de "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, sendo imprescindível a reconstituição das características funcionais, dos dados dos dispositivos de segurança e dos procedimentos para determinação da PMTA. (113.006-4 / I3)
13.1.6.2 Quando a caldeira for vendida ou transferida de estabelecimento, os documentos mencionados nas alíneas "a", "d", e "e" do subitem 13.1.6 devem acompanhá-la.
13.1.6.3 O proprietário da caldeira deverá apresentar, quando exigido pela autoridade competente do órgão regional do Ministério do Trabalho, a documentação mencionada no subitem 13.1.6. (113.007-2 / I4)
13.1.7 O "Registro de Segurança" deve ser constituído de livro próprio, com páginas numeradas, ou outro sistema equivalente onde serão registradas:
a) todas as ocorrências importantes capazes de influir nas condições de segurança da caldeira;
b) as ocorrências de inspeções de segurança periódicas e extraordinárias, devendo constar o nome legível e assinatura de "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, e de operador de caldeira presente na ocasião da inspeção.
13.1.7.1. Caso a caldeira venha a ser considerada inadequada para uso, o "Registro de Segurança" deve conter tal informação e receber encerramento formal. (113.008-0 / I4)
13.1.8 A documentação referida no subitem 13.1.6 deve estar sempre à disposição para consulta dos operadores, do pessoal de manutenção, de inspeção e das representações dos trabalhadores e do empregador na Comissão Interna de Prevenção de Acidentes - Cipa, devendo o proprietário assegurar pleno acesso a essa documentação. (113.009-9 / I3)
13.1.9 Para os propósitos desta NR, as caldeiras são classificadas em 3 (três) categorias, conforme segue:
a) caldeiras da categoria A são aquelas cuja pressão de operação é igual ou superior a 1960 KPa (19.98 Kgf/cm2);
b) caldeiras da categoria C são aquelas cuja pressão de operação é igual ou inferior a 588 KPa (5.99 Kgf/cm2) e o volume interno é igual ou inferior a 100 (cem) litros;
c) caldeiras da categoria B são todas as caldeiras que não se enquadram nas categorias anteriores.
13.2 Instalação de caldeiras a vapor.
13.2.1 A autoria do "Projeto de Instalação" de caldeiras a vapor, no que concerne ao atendimento desta NR, é de responsabilidade de "Profissional Habilitado", conforme citado no subitem 13.1.2, e deve obedecer aos aspectos de segurança, saúde e meio ambiente previstos nas Normas Regulamentados, convenções e disposições legais aplicáveis.
13.2.2 As caldeiras de qualquer estabelecimento devem ser instaladas em "Casa de Caldeiras" ou em local específico para tal fim, denominado "Área de Caldeiras".
13.2.3 Quando a caldeira for instalada em ambiente aberto, a "Área de Caldeiras" deve satisfazer aos seguintes requisitos:
a) estar afastada de, no mínimo, 3,00m (três metros) de: (113.010-2 / I4)
- outras instalações do estabelecimento;
- de depósitos de combustíveis, excetuando-se reservatórios para partida com até 2000 (dois mil) litros de capacidade;
- do limite de propriedade de terceiros;
- do limite com as vias públicas;
b) dispor de pelo menos 2 (duas) saídas amplas, permanentemente desobstruídas e dispostas em direções distintas;
c) dispor de acesso fácil e seguro, necessário à operação e à manutenção da caldeira, sendo que, para guarda-corpos vazados, os vãos devem ter dimensões que impeçam a queda de pessoas; (113.011-0 / I4)
d) ter sistema de captação e lançamento dos gases e material particulado, provenientes da combustão, para fora da área de operação atendendo às normas ambientais vigentes;
e) dispor de iluminação conforme normas oficiais vigentes; 113.012-9 / I4)
f) ter sistema de iluminação de emergência caso operar à noite.
13.2.4 Quando a caldeira estiver instalada em ambiente fechado, a "Casa de Caldeiras" deve satisfazer os seguintes requisitos: (Redação dada pela Portaria SIT 57/2008).
a) constituir prédio separado, construído de material resistente ao fogo, podendo ter apenas uma parede adjacente a outras instalações do estabelecimento, porém com as outras paredes afastadas de, no mínimo, 3,00m (três metros) de outras instalações, do limite de propriedade de terceiros, do limite com as vias públicas e de depósitos de combustíveis, excetuando-se reservatórios para partida com até 2 (dois) mil litros de capacidade; (113.013-7 / I4)
b) dispor de pelo menos 2 (duas) saídas amplas, permanentemente desobstruídas e dispostas em direções distintas;
c) dispor de ventilação permanente com entradas de ar que não possam ser bloqueadas;
d) dispor de sensor para detecção de vazamento de gás quando se tratar de caldeira a combustível gasoso.
e) não ser utilizada para qualquer outra finalidade;
f) dispor de acesso fácil e seguro, necessário à operação e à manutenção da caldeira, sendo que, para guarda-corpos vazados, os vãos devem ter dimensões que impeçam a queda de pessoas; (113.014-5 / I3)
g) ter sistema de captação e lançamento dos gases e material particulado, provenientes da combustão para fora da área de operação, atendendo às normas ambientais vigentes;
h) dispor de iluminação conforme normas oficiais vigentes e ter sistema de iluminação de emergência.
13.2.5 Constitui risco grave e iminente o não-atendimento aos seguintes requisitos:
a) para todas as caldeiras instaladas em ambiente aberto, as alíneas "b" , "d" e "f" do subitem 13.2.3 desta NR;
b) para as caldeiras da categoria "A" instaladas em ambientes fechados, as alíneas "a", "b", "c", "d", "e", "g" e "h" do subitem 13.2.4 desta NR; (Redação dada pela Portaria SIT 57/2008).
c) para caldeiras das categorias "B" e "C" instaladas em ambientes fechados, as alíneas "b", "c", "d", "e", "g" e "h" do subitem 13.2.4 desta NR; (Redação dada pela Portaria SIT 57/2008).
Redação Anterior:
b) para as caldeiras da categoria A instaladas em ambientes confinados, as alíneas "a",
"b", "c", "d", "e", "g" e "h" do subitem 13.2.4 desta NR;
c) para as caldeiras das categorias B e C instaladas em ambientes confinados, as
alíneas "b", "c", "d", "e", "g" e "h" do subitem 13.2.4 desta NR.
13.2.6 Quando o estabelecimento não puder atender ao disposto nos subitens 13.2.3 ou 13.2.4, deverá ser elaborado "Projeto Alternativo de Instalação", com medidas complementares de segurança que permitam a atenuação dos riscos.
13.2.6.1 O "Projeto Alternativo de Instalação" deve ser apresentado pelo proprietário da caldeira para obtenção de acordo com a representação sindical da categoria profissional
predominante no estabelecimento.
13.2.6.2 Quando não houver acordo, conforme previsto no subitem 13.2.6.1, a intermediação do órgão regional do MTb poderá ser solicitada por qualquer uma das partes, e, persistindo o impasse, a decisão caberá a esse órgão.
13.2.7 As caldeiras classificadas na categoria A deverão possuir painel de instrumentos instalados em sala de controle, construída segundo o que estabelecem as Normas Regulamentados aplicáveis. (113.015-3 / I4)
13.3 Segurança na operação de caldeiras.
13.3.1 Toda caldeira deve possuir "Manual de Operação" atualizado, em língua portuguesa, em local de fácil acesso aos operadores, contendo no mínimo: (113.016-1 / I3)
a) procedimentos de partidas e paradas;
b) procedimentos e parâmetros operacionais de rotina;
c) procedimentos para situações de emergência;
d) procedimentos gerais de segurança, saúde e de preservação do meio ambiente.
13.3.2 Os instrumentos e controles de caldeiras devem ser mantidos calibrados e em boas condições operacionais, constituindo condição de risco grave e iminente o emprego de artifícios que neutralizem sistemas de controle e segurança da caldeira. (113.017-0 / I2)
13.3.3 A qualidade da água deve ser controlada e tratamentos devem ser implementados, quando necessários para compatibilizar suas propriedades físico-químicas com os parâmetros de operação da caldeira. (113.018-8 /I4)
13.3.4 Toda caldeira a vapor deve estar obrigatoriamente sob operação e controle de operador de caldeira, sendo que o não - atendimento a esta exigência caracteriza condição de risco grave e iminente.
13.3.5 Para efeito desta NR, será considerado operador de caldeira aquele que satisfizer pelo menos uma das seguintes condições:
a) possuir certificado de "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" e comprovação de estágio prático (b) conforme subitem 13.3.11;
b) possuir certificado de "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" previsto na NR 13 aprovada pela Portaria n° 02, de 08.05.84;
c) possuir comprovação de pelo menos 3 (três) anos de experiência nessa atividade, até 08 de maio de 1984.
13.3.6 O pré-requisito mínimo para participação como aluno, no "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" é o atestado de conclusão do 1° grau.
13.3.7 O "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" deve, obrigatoriamente:
a) ser supervisionado tecnicamente por "Profissional Habilitado" citado no subitem 13.1.2;
b) ser ministrado por profissionais capacitados para esse fim;
c) obedecer, no mínimo, ao currículo proposto no Anexo I-A desta NR.
13.3.8 Os responsáveis pela promoção do "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" estarão sujeitos ao impedimento de ministrar novos cursos, bem como a outras sanções legais cabíveis, no caso de inobservância do disposto no subitem 13.3.7.
13.3.9 Todo operador de caldeira deve cumprir um estágio prático, na operação da própria caldeira que irá operar, o qual deverá ser supervisionado, documentado e ter duração mínima de: (113.019-6 / I4)
a) caldeiras da categoria A: 80 (oitenta) horas;
b) caldeiras da categoria B: 60 (sessenta) horas;
c) caldeiras da categoria C: 40 (quarenta) horas.
13.3.10 O estabelecimento onde for realizado o estágio prático supervisionado, deve informar previamente à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento: (113.020-0 / I3)
a) período de realização do estágio;
b) entidade, empresa ou profissional responsável pelo "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras";
c) relação dos participantes do estágio.
13.3.11 A reciclagem de operadores deve ser permanente, por meio de constantes informações das condições físicas e operacionais dos equipamentos, atualização técnica, informações de segurança, participação em cursos, palestras e eventos pertinentes. (113.021-8 / I2)
13.3.12 Constitui condição de risco grave e iminente a operação de qualquer caldeira em condições diferentes das previstas no projeto original, sem que:
a) seja reprojetada levando em consideração todas as variáveis envolvidas na nova condição de operação;
b) sejam adotados todos os procedimentos de segurança decorrentes de sua nova classificação no que se refere a instalação, operação, manutenção e inspeção.
3.4 Segurança na manutenção de caldeiras.
3.4.1 Todos os reparos ou alterações em caldeiras devem respeitar o respectivo código do projeto de construção e as prescrições do fabricante no que se refere a: (113.022-6 / I4)
a) materiais;
b) procedimentos de execução;
c) procedimentos de controle de qualidade;
d) qualificação e certificação de pessoal.
13.4.1.1. Quando não for conhecido o código do projeto de construção, deve ser respeitada a concepção original da caldeira, com procedimento de controle do maior rigor prescrito nos códigos pertinentes.
13.4.1.2. Nas caldeiras de categorias A e B, a critério do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, podem ser utilizadas tecnologia de cálculo ou procedimentos mais avançados, em substituição aos previstos pêlos códigos de projeto.
13.4.2 "Projetos de Alteração ou Reparo" devem ser concebidos previamente nas seguintes situações: (113.023-4 / I3)
a) sempre que as condições de projeto forem modificadas;
b) sempre que forem realizados reparos que possam comprometer a segurança.
13.4.3 O "Projeto de Alteração ou Reparo" deve: (113.024-2 / I3)
a) ser concebido ou aprovado por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2;
b) determinar materiais, procedimentos de execução, controle qualificação de pessoal.
13.4.4 Todas as intervenções que exijam mandrilamento ou soldagem em partes que operem sob pressão devem ser seguidas de teste hidrostático, com características definidas pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2. (113.025-0 / I4)
13.4.5 Os sistemas de controle e segurança da caldeira devem ser submetidos à manutenção preventiva ou preditiva. (113.026-9 / I4)
13.5 Inspeção de segurança de caldeiras.
13.5.1 As caldeiras devem ser submetidas a inspeções de segurança inicial, periódica e extraordinária, sendo considerado condição de risco grave e iminente o não - atendimento aos prazos estabelecidos nesta NR. (113.078-1)
13.5.2 A inspeção de segurança inicial deve ser feita em caldeiras novas, antes da entrada em funcionamento, no local de operação, devendo compreender exames interno e externo, teste hidrostático e de acumulação.
13.5.3 A inspeção de segurança periódica, constituída por exames interno e externo, deve ser executada nos seguintes prazos máximos:
a) 12 (doze) meses para caldeiras das categorias A, B e C;
b) 12 (doze) meses para caldeiras de recuperação de álcalis de qualquer categoria;
c) 24 (vinte e quatro) meses para caldeiras da categoria A, desde que aos 12 (doze) meses sejam testadas as pressões de abertura das válvulas de segurança;
d) 40 (quarenta) meses para caldeiras especiais conforme definido no item 13.5.5.
13.5.4 Estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme estabelecido no Anexo II, podem estender seus períodos entre inspeções de segurança, respeitando os seguintes prazos máximos:
a) 18 meses para as caldeiras de recuperação de álcalis e as das categorias "B" e "C"; (Redação dada pela Portaria SIT 57/2008).
Redação Anterior:
13.5.4 Estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos",
conforme estabelecido no Anexo II, podem estender os períodos entre inspeções de
segurança, respeitando os seguintes prazos máximos:
a) 18 (dezoito) meses para caldeiras das categorias B e C;
b) 30 (trinta) meses para caldeiras da categoria A.
13.5.5 As caldeiras que operam de forma contínua e que utilizam gases ou resíduos das unidades de processo, como combustível principal para aproveitamento de calor ou para fins de controle ambiental podem ser consideradas especiais quando todas as condições seguintes forem satisfeitas:
a) estiverem instaladas em estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos" citado no Anexo II;
b) tenham testados a cada 12 (doze) meses o sistema de intertravamento e a pressão de abertura de cada válvula de segurança;
c) não apresentem variações inesperadas na temperatura de saída dos gases e do vapor durante a operação;
d) exista análise e controle periódico da qualidade da água;
e) exista controle de deterioração dos materiais que compõem as principais partes da caldeira;
f) seja homologada como classe especial mediante:
- acordo entre a representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento e o empregador;
- intermediação do órgão regional do MTb, solicitada por qualquer uma das partes quando não houver acordo;
- decisão do órgão regional do MTb quando persistir o impasse.
13.5.6 Ao completar 25 (vinte e cinco) anos de uso, na sua inspeção subseqüente, as caldeiras devem ser submetidas a rigorosa avaliação de integridade para determinar a
sua vida remanescente e novos prazos máximos para inspeção, caso ainda estejam em condições de uso. (113.027-7 / I4)
13.5.6.1 Nos estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", citado no Anexo II, o limite de 25 (vinte e cinco) anos pode ser alterado em função do acompanhamento das condições da caldeira, efetuado pelo referido órgão.
13.5.7 As válvulas de segurança instaladas em caldeiras devem ser inspecionadas periodicamente conforme segue: (113.028-5 / I4)
a) pelo menos 1 (uma) vez por mês, mediante acionamento manual da alavanca, em operação, para caldeiras das categorias B e C;
b) desmontando, inspecionando e testando em bancada as válvulas flangeadas e, no campo, as válvulas soldadas, recalibrando-as numa freqüência compatível com a experiência operacional da mesma, porém respeitando-se como limite máximo o período de inspeção estabelecido no subitem 13.5.3 ou 13.5.4, se aplicável para caldeiras de categorias A e B.
13.5.8 Adicionalmente aos testes prescritos no subitem 13.5.7, as válvulas de segurança instaladas em caldeiras deverão ser submetidas a testes de acumulação, nas seguintes oportunidades: (113.029-3 / I4)
a) na inspeção inicial da caldeira;
b) quando forem modificadas ou tiverem sofrido reformas significativas;
c) quando houver modificação nos parâmetros operacionais da caldeira ou variação na PMTA;
d) quando houver modificação na sua tubulação de admissão ou descarga.
13.5.9 A inspeção de segurança extraordinária deve ser feita nas seguintes oportunidades:
a) sempre que a caldeira for danificada por acidente ou outra ocorrência capaz de comprometer sua segurança;
b) quando a caldeira for submetida à alteração ou reparo importante capaz de alterar suas condições de segurança;
c) antes de a caldeira ser recolocada em funcionamento, quando permanecer inativa por mais de 6 (seis) meses;
d) quando houver mudança de local de instalação da caldeira.
13.5.10 A inspeção de segurança deve ser realizada por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, ou por "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", citado no Anexo II.
13.5.11 Inspecionada a caldeira, deve ser emitido "Relatório de Inspeção", que passa a fazer parte da sua documentação. (113.030-7 / I4)
13.5.12 Uma cópia do "Relatório de Inspeção" deve ser encaminhada pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, num prazo máximo de 30 (trinta) dias, a contar do término da inspeção, à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento.
13.5.13 O "Relatório de Inspeção", mencionado no subitem 13.5.11, deve conter no mínimo:
a) dados constantes na placa de identificação da caldeira;
b) categoria da caldeira;
c) tipo da caldeira;
d) tipo de inspeção executada;
e) data de início e término da inspeção;
f) descrição das inspeções e testes executados;
g) resultado das inspeções e providências;
h) relação dos itens desta NR ou de outras exigências legais que não estão sendo atendidas;
i) conclusões;
j) recomendações e providências necessárias;
k) data prevista para a nova inspeção da caldeira;
l) nome legível, assinatura e número do registro no conselho profissional do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2 e nome legível e assinatura de técnicos que participaram da inspeção.
13.5.14 Sempre que os resultados da inspeção determinarem alterações dos dados da placa de identificação, a mesma deve ser atualizada. (113.031-5 / I1)
13.6 Vasos de pressão - disposições gerais.
13.6.1. Vasos de pressão são equipamentos que contêm fluidos sob pressão interna ou externa.
13.6.1.1. O campo de aplicação desta NR, no que se refere a vasos de pressão, está definido no Anexo III.
13.6.1.2. Os vasos de pressão abrangidos por esta NR estão classificados em categorias de acordo com o Anexo IV.
13.6.2 Constitui risco grave e iminente a falta de qualquer um dos seguintes itens:
a) válvula ou outro dispositivo de segurança com pressão de abertura ajustada em valor igual ou inferior à PMTA, instalada diretamente no vaso ou no sistema que o inclui; (113.079-0)
b) dispositivo de segurança contra bloqueio inadvertido da válvula quando esta não estiver instalada diretamente no vaso; (113.080-3)
c) instrumento que indique a pressão de operação. (113.081-1)
13.6.3 Todo vaso de pressão deve ter afixado em seu corpo em local de fácil acesso e bem visível, placa de identificação indelével com, no mínimo, as seguintes informações: (113.032-3 / I2)
a) fabricante;
b) número de identificação;
c) ano de fabricação;
d) pressão máxima de trabalho admissível;
e) pressão de teste hidrostático;
f) código de projeto e ano de edição.
13.6.3.1 Além da placa de identificação, deverão constar, em local visível, a categoria do vaso, conforme Anexo IV, e seu número ou código de identificação.
13.6.4 Todo vaso de pressão deve possuir, no estabelecimento onde estiver instalado, a seguinte documentação devidamente atualizada:
a) "Prontuário do Vaso de Pressão" a ser fornecido pelo fabricante, contendo as seguintes informações: (113.033-1 / I2)
- código de projeto e ano de edição;
- especificação dos materiais;
- procedimentos utilizados na fabricação, montagem e inspeção final e determinação da PMTA;
- conjunto de desenhos e demais dados necessários para o monitoramento da sua vida útil;
- características funcionais;
- dados dos dispositivos de segurança;
- ano de fabricação;
- categoria do vaso;
b) "Registro de Segurança" em conformidade com o subitem 13.6.5; (113.034-0 / I4)
c) "Projeto de Instalação" em conformidade com o item 13.7; (113.035-8 / I4)
d) "Projeto de Alteração ou Reparo" em conformidade com os subitens 13.9.2 e 13.9.3; (113.036-6 / I4)
e) "Relatórios de Inspeção" em conformidade com o subitem 13.10.8.
13.6.4.1 Quando inexistente ou extraviado, o "Prontuário do Vaso de Pressão" deve ser reconstituído pelo proprietário com responsabilidade técnica do fabricante ou de "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, sendo imprescindível a reconstituição das características funcionais, dos dados dos dispositivos de segurança e dos procedimentos para determinação da PMTA. (113.037-4 / I2)
13.6.4.2 O proprietário de vaso de pressão deverá apresentar, quando exigida pela autoridade competente do órgão regional do Ministério do Trabalho, a documentação mencionada no subitem 13.6.4. (113.038-2 / I4)
3.6.5 O "Registro de Segurança" deve ser constituído por livro de páginas numeradas, pastas ou sistema informatizado ou não com confiabilidade equivalente onde serão registradas:
a) todas as ocorrências importantes capazes de influir nas condições de segurança dos vasos; (113.039-0 / I3)
b) as ocorrências de inspeção de segurança. (113.040-4 / I4)
13.6.6 A documentação referida no subitem 13.6.4 deve estar sempre à disposição para consulta dos operadores do pessoal de manutenção, de inspeção e das representações dos trabalhadores e do empregador na Comissão Interna de Prevenção de Acidentes - CIPA, devendo o proprietário assegurar pleno acesso a essa documentação inclusive à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento, quando formalmente solicitado. (113.041-2 / I4)
13.7 Instalação de vasos de pressão.
13.7.1. Todo vaso de pressão deve ser instalado de modo que todos os drenos, respiros, bocas de visita e indicadores de nível, pressão e temperatura, quando existentes, sejam facilmente acessíveis. (113.042-0 / I2)
13.7.2 Quando os vasos de pressão forem instalados em ambientes fechados, a instalação deve satisfazer os seguintes requisitos: (Redação dada pela Portaria SIT 57/2008).
Redação Anterior:
13.7.2 Quando os vasos de pressão forem instalados em ambientes confinados, a
instalação deve satisfazer os seguintes requisitos:
a) dispor de pelo menos 2 (duas) saídas amplas, permanentemente desobstruídas e dispostas em direções distintas; (113.082-0)
b) dispor de acesso fácil e seguro para as atividades de manutenção, operação e inspeção, sendo que, para guarda-corpos vazados, os vãos devem ter dimensões que impeçam a queda de pessoas; (113.043-9 / I3)
c) dispor de ventilação permanente com entradas de ar que não possam ser bloqueadas; (113.083-8)
d) dispor de iluminação conforme normas oficiais vigentes; (113.044-7 / I3)
e) possuir sistema de iluminação de emergência. (113.084-6)
13.7.3 Quando o vaso de pressão for instalado em ambiente aberto, a instalação deve satisfazer as alíneas "a", "b", "d" e "e" do subitem 13.7.2.
13.7.4 Constitui risco grave e iminente o não atendimento às seguintes alíneas do subitem 13.7.2:
- "a", "c", "d" e "e" para vasos instalados em ambientes fechados;
- "a" para vasos instalados em ambientes abertos;
- "e" para vasos instalados em ambientes abertos e que operem à noite.(Redação dada pela Portaria SIT 57/2008).
Redação Anterior:
13.7.4 Constitui risco grave e iminente o não-atendimento às seguintes alíneas do
subitem 13.7.2:
- "a", "c" "d" e "e" para vasos instalados em ambientes confinados;
- "a" para vasos instalados em ambientes abertos;
- "e" para vasos instalados em ambientes abertos e que operem à noite.
13.7.5 Quando o estabelecimento não puder atender ao disposto no subitem 13.7.2, deve ser elaborado "Projeto Alternativo de Instalação" com medidas complementares de segurança que permitam a atenuação dos riscos.
13.7.5.1 O "Projeto Alternativo de Instalação" deve ser apresentado pelo proprietário do vaso de pressão para obtenção de acordo com a representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento.
13.7.5.2 Quando não houver acordo, conforme previsto no subitem 13.7.5.1, a intermediação do órgão regional do MTb poderá ser solicitada por qualquer uma das partes e, persistindo o impasse, a decisão caberá a esse órgão.
13.7.6 A autoria do "Projeto de Instalação" de vasos de pressão enquadrados nas categorias I, II e III, conforme Anexo IV, no que concerne ao atendimento desta NR, é de responsabilidade de "Profissional Habilitado", conforme citado no subitem 13.1.2, e deve obedecer aos aspectos de segurança, saúde e meio ambiente previstos nas Normas Regulamentadoras, convenções e disposições legais aplicáveis.
13.7.7. O "Projeto de Instalação" deve conter pelo menos a planta baixa do estabelecimento, com o posicionamento e a categoria de cada vaso e das instalações de segurança. (113.045-5 / I1)
13.8 Segurança na operação de vasos de pressão.
13.8.1 Todo vaso de pressão enquadrado nas categorias I ou II deve possuir manual de operação próprio ou instruções de operação contidas no manual de operação de unidade onde estiver instalado, em língua portuguesa e de fácil acesso aos operadores, contendo no mínimo: (113.046-3 / I3)
a) procedimentos de partidas e paradas;
b) procedimentos e parâmetros operacionais de rotina;
c) procedimentos para situações de emergência;
d) procedimentos gerais de segurança, saúde e de preservação do meio ambiente.
13.8.2 Os instrumentos e controles de vasos de pressão devem ser mantidos calibrados e em boas condições operacionais. (113.047-1 / I3)
13.8.2.1 Constitui condição de risco grave e iminente o emprego de artifícios que neutralizem seus sistemas de controle e segurança. (113.085-4)
13.8.3 A operação de unidades que possuam vasos de pressão de categorias "I" ou "II" deve ser efetuada por profissional com "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processos", sendo que o não-atendimento a esta exigência caracteriza condição de risco grave e iminente. (113.048-0 / I4)
13.8.4 Para efeito desta NR será considerado profissional com "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" aquele que satisfizer uma das seguintes condições:
a) possuir certificado de "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" expedido por instituição competente para o treinamento;
b) possuir experiência comprovada na operação de vasos de pressão das categorias I ou II de pelo menos 2 (dois) anos antes da vigência desta NR.
13.8.5 O pré-requisito mínimo para participação, como aluno, no "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" é o atestado de conclusão do 1º grau.
13.8.6 O "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" deve obrigatoriamente:
a) ser supervisionado tecnicamente por "Profissional Habilitado" citado no subitem 13.1.2;
b) ser ministrado por profissionais capacitados para esse fim;
c) obedecer, no mínimo, ao currículo proposto no Anexo I-B desta NR.
13.8.7 Os responsáveis pela promoção do "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" estarão sujeitos ao impedimento de ministrar novos cursos, bem como a outras sanções legais cabíveis, no caso de inobservância do disposto no subitem 13.8.6.
13.8.8. Todo profissional com "Treinamento de Segurança na Operação de Unidade de Processo" deve cumprir estágio prático, supervisionado, na operação de vasos de pressão com as seguintes durações mínimas: (113.049-8 / I4)
a) 300 (trezentas) horas para vasos de categorias I ou II;
b) 100 (cem) horas para vasos de categorias III, IV ou V.
13.8.9 O estabelecimento onde for realizado o estágio prático supervisionado deve informar previamente à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento: (113.050-1 / I3)
a) período de realização do estágio;
b) entidade, empresa ou profissional responsável pelo "Treinamento de Segurança na Operação de Unidade de Processo";
c) relação dos participantes do estágio.
13.8.10 A reciclagem de operadores deve ser permanente por meio de constantes informações das condições físicas e operacionais dos equipamentos, atualização técnica, informações de segurança, participação em cursos, palestras e eventos pertinentes. (113.051-0 / I2)
13.8.11. Constitui condição de risco grave e iminente a operação de qualquer vaso de pressão em condições diferentes das previstas no projeto original, sem que:
a) seja reprojetado levando em consideração todas as variáveis envolvidas na nova condição de operação; (113.086-2)
b) sejam adotados todos os procedimentos de segurança decorrentes de sua nova classificação no que se refere à instalação, operação, manutenção e inspeção. (113.087-0)
13.9 Segurança na manutenção de vasos de pressão.
13.9.1 Todos os reparos ou alterações em vasos de pressão devem respeitar o respectivo código de projeto de construção e as prescrições do fabricante no que se refere a: (113.052-8 / I4)
a) materiais;
b) procedimentos de execução;
c) procedimentos de controle de qualidade;
d) qualificação e certificação de pessoal.
13.9.1.1 Quando não for conhecido o código do projeto de construção, deverá ser respeitada a concepção original do vaso, empregando-se procedimentos de controle do maior rigor, prescritos pelos códigos pertinentes.
13.9.1.2. A critério do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, podem ser utilizadas tecnologia de cálculo ou procedimentos mais avançados, em substituição aos previstos pêlos códigos de projeto.
13.9.2 "Projetos de Alteração ou Reparo" devem ser concebidos previamente nas seguintes situações: (113.053-6 / I3)
a) sempre que as condições de projeto forem modificadas;
b) sempre que forem realizados reparos que possam comprometer a segurança.
13.9.3 O "Projeto de Alteração ou Reparo" deve: (113.054-4 / I3)
a) ser concebido ou aprovado por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2;
b) determinar materiais, procedimentos de execução, controle de qualidade e qualificação de pessoal;
c) ser divulgado para funcionários do estabelecimento que possam estar envolvidos com o equipamento.
13.9.4 Todas as intervenções que exijam soldagem em partes que operem sob pressão devem ser seguidas de teste hidrostático, com características definidas pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, levando em conta o disposto no item 13.10. (113.055-2 / I4)
13.9.4.1 Pequenas intervenções superficiais podem ter o teste hidrostático dispensado, a critério do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2.
13.9.5 Os sistemas de controle e segurança dos vasos de pressão devem ser submetidos à manutenção preventiva ou preditiva. (113.056-0 / I4)
13.10 Inspeção de segurança de vasos de pressão.
13.10.1 Os vasos de pressão devem ser submetidos a inspeções de segurança inicial, periódica e extraordinária. (113.057-9 / I4)
13.10.2. A inspeção de segurança inicial deve ser feita em vasos novos, antes de sua entrada em funcionamento, no local definitivo de instalação, devendo compreender exame externo, interno e teste hidrostático, considerando as limitações mencionadas no subitem 13.10.3.5. (113.058-7/ I4)
13.10.3 A inspeção de segurança periódica, constituída por exame externo, interno e teste hidrostático, deve obedecer aos seguintes prazos máximos estabelecidos a seguir: (113.059-5 / I4)
a) para estabelecimentos que não possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II:
Categoria do Vaso
Exame Externo
Exame Interno
Teste Hidrostático
I 1 ano 3 anos 6 anos II 2 anos 4 anos 8 anos III 3 anos 6 anos 12 anos IV 4 anos 8 anos 16 anos V 5 anos 10 anos 20 anos
b) para estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II:
Categoria do Vaso
Exame Externo
Exame Interno
Teste Hidrostático
I 3 anos 6 anos 12 anos II 4 anos 8 anos 16 anos III 5 anos 10anos a critério
IV 6 anos 12 anos a critério V 7 anos a critério a critério
13.10.3.1 Vasos de pressão que não permitam o exame interno ou externo por impossibilidade física devem ser alternativamente submetidos a teste hidrostático, considerando-se as limitações previstas no subitem 13.10.3.5. (113.060-9 / I4)
13.10.3.2 Vasos com enchimento interno ou com catalisador podem ter a periodicidade de exame interno ou de teste hidrostático ampliada, de forma a coincidir com a época da substituição de enchimentos ou de catalisador, desde que esta ampliação não ultrapasse 20 (vinte) por cento do prazo estabelecido no subitem 13.10.3 desta NR. (113.061-7 / I4)
13.10.3.3 Vasos com revestimento interno higroscópico devem ser testados hidrostaticamente antes da aplicação do mesmo, sendo os testes subseqüentes substituídos por técnicas alternativas. (113.062-5 / I4)
13.10.3.4 Quando for tecnicamente inviável e mediante anotação no "Registro de Segurança" pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, o teste hidrostático pode ser substituído por outra técnica de ensaio não-destrutivo ou inspeção que permita obter segurança equivalente. (113.063-3 / I4)
13.10.3.5 Considera-se como razões técnicas que inviabilizam o teste hidrostático:
a) resistência estrutural da fundação ou da sustentação do vaso incompatível com o peso da água que seria usada no teste;
b) efeito prejudicial do fluido de teste a elementos internos do vaso;
c) impossibilidade técnica de purga e secagem do sistema;
d) existência de revestimento interno;
e) influência prejudicial do teste sobre defeitos subcríticos.
13.10.3.6. Vasos com temperatura de operação inferior a 0ºC (zero graus centígrados) e que operem em condições nas quais a experiência mostre que não ocorre deterioração, ficam dispensados do teste hidrostático periódico, sendo obrigatório exame interno a cada 20 (vinte) anos e exame externo a cada 2 (dois) anos. (113.064-1 / I4)
13.10.3.7 Quando não houver outra alternativa, o teste pneumático pode ser executado, desde que supervisionado pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, e cercado de cuidados especiais por tratar-se de atividade de alto risco. (113.065-0 / I4)
13.10.4 As válvulas de segurança dos vasos de pressão devem ser desmontadas, inspecionadas e recalibradas por ocasião do exame interno periódico. (113.066-8 / I4)
13.10.5 A inspeção de segurança extraordinária deve ser feita nas seguintes oportunidades: (113.067-6 / I4)
a) sempre que o vaso for danificado por acidente ou outra ocorrência que comprometa sua segurança;
b) quando o vaso for submetido a reparo ou alterações importantes, capazes de alterar sua condição de segurança;
c) antes de o vaso ser recolocado em funcionamento, quando permanecer inativo por mais de 12 (doze) meses;
d) quando houver alteração do local de instalação do vaso.
13.10.6 A inspeção de segurança deve ser realizada por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2 ou por "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II. (113.068-4 / I4)
13.10.7 Após a inspeção do vaso deve ser emitido "Relatório de Inspeção", que passa a fazer parte da sua documentação. (113.069-2 / I4)
13.10.8 O "Relatório de Inspeção" deve conter no mínimo:
a) identificação do vaso de pressão; (113.088-9)
b) fluidos de serviço e categoria do vaso de pressão; (113.089-7)
c) tipo do vaso de pressão; (113.090-0)
d) data de início e término da inspeção; (113.091-9)
e) tipo de inspeção executada; (113.092-7)
f) descrição dos exames e testes executados; (113.093-5)
g) resultado das inspeções e intervenções executadas; (113.094-3)
h) conclusões; (113.095-1)
i) recomendações e providências necessárias; (113.096-0)
j) data prevista para a próxima inspeção; (113.097-8)
k) nome legível, assinatura e número do registro no conselho profissional do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, e nome legível e assinatura de técnicos que participaram da inspeção. (113.098-6)
13.10.9. Sempre que os resultados da inspeção determinarem alterações dos dados da placa de identificação, a mesma deve ser atualizada. (113.070-6 / I1)
ANEXO I-A Currículo Mínimo para "Treinamento de Segurança na
Operação de Caldeiras" 1. Noções de grandezas físicas e unidades Carga horária: 4 (quatro) horas
1.1. Pressão
1.1.1. Pressão atmosférica
1.1.2. Pressão interna de um vaso
1.1.3. Pressão manométrica, pressão relativa e pressão absoluta
1.1.4. Unidades de pressão
1.2. Calor e temperatura
1.2.1. Noções gerais: o que é calor, o que é temperatura
1.2.2. Modos de transferência de calor
1.2.3. Calor específico e calor sensível
1.2.4. Transferência de calor a temperatura constante
1.2.5. Vapor saturado e vapor superaquecido
1.2.6. Tabela de vapor saturado
2. Caldeiras - considerações gerais Carga horária: 8 (oito) horas
2.1. Tipos de caldeiras e suas utilizações
2.2. Partes de uma caldeira
2.2.1. Caldeiras flamotubulares
2.2.2. Caldeiras aquotubulares
2.2.3. Caldeiras elétricas
2.2.4. Caldeiras a combustíveis sólidos
2.2.5. Caldeiras a combustíveis líquidos
2.2.6. Caldeiras a gás
2.2.7. Queimadores
2.3. Instrumentos e dispositivos de controle de caldeiras
2.3.1. Dispositivo de alimentação
2.3.2. Visor de nível
2.3.3. Sistema de controle de nível
2.3.4. Indicadores de pressão
2.3.5. Dispositivos de segurança
2.3.6. Dispositivos auxiliares
2.3.7. Válvulas e tubulações
2.3.8. Tiragem de fumaça
3. Operação de caldeiras Carga horária: 12 (doze) horas
3.1. Partida e parada
3.2. Regulagem e controle
3.2.1. de temperatura
3.2.2. de pressão
3.2.3. de fornecimento de energia
3.2.4. do nível de água
3.2.5. de poluentes
3.3. Falhas de operação, causas e providências
3.4. Roteiro de vistoria diária
3.5. Operação de um sistema de várias caldeiras
3.6. Procedimentos em situações de emergência
4. Tratamento de água e manutenção de caldeiras Carga horária: 8 (oito) horas
4.1. Impurezas da água e suas conseqüências
4.2. Tratamento de água
4.3. Manutenção de caldeiras
5. Prevenção contra explosões e outros riscos Carga horária: 4 (quatro) horas
5.1. Riscos gerais de acidentes e riscos à saúde
5.2. Riscos de explosão
6. Legislação e normalização Carga horária: 4 (quatro) horas
6.1. Normas Regulamentadoras
6.2. Norma Regulamentadora 13 - NR 13
ANEXO I-B
Currículo Mínimo para "Treinamento de Segurança na
Operação de Unidades de Processo"
1. Noções de grandezas físicas e unidades Carga horária: 4 (quatro) horas
1.1. Pressão
1.1.1. Pressão atmosférica
1.1.2. Pressão interna de um vaso
1.1.3. Pressão manométrica, pressão relativa e pressão absoluta
1.1.4. Unidades de pressão
1.2. Calor e temperatura
1.2.1. Noções gerais: o que é calor, o que é temperatura
1.2.2. Modos de transferência de calor
1.2.3. Calor específico e calor sensível
1.2.4. Transferência de calor a temperatura constante
1.2.5. Vapor saturado e vapor superaquecido
2. Equipamentos de processo Carga horária estabelecida de acordo com a complexidade da unidade, mantendo um mínimo de 4 (quatro) horas por item, onde aplicável.
2.1. Trocadores de calor
2.2. Tubulação, válvulas e acessórios
2.3. Bombas
2.4. Turbinas e ejetores
2.5. Compressores
2.6. Torres, vasos, tanques e reatores
2.7. Fornos
2.8. Caldeiras
3. Eletricidade Carga horária: 4 (quatro) horas
4. Instrumentação Carga horária: 8 (oito) horas
5. Operação da unidade Carga horária: estabelecida de acordo com a complexidade da unidade
5.1. Descrição do processo
5.2. Partida e parada
5.3. Procedimentos de emergência
5.4. Descarte de produtos químicos e preservação do meio ambiente
5.5. Avaliação e controle de riscos inerentes ao processo
5.6. Prevenção contra deterioração, explosão e outros riscos
6. Primeiros socorros Carga horária: 8 (oito) horas
7. Legislação e normalização Carga horária: 4 (quatro) horas
ANEXO II
Requisitos para Certificação de "Serviço Próprio
de Inspeção de Equipamentos"
Antes de colocar em prática os períodos especiais entre inspeções, estabelecidos nos subitens 13.5.4 e 13.10.3 desta NR, os "Serviços Próprios de Inspeção de Equipamentos" da empresa, organizados na forma de setor, seção, departamento, divisão, ou equivalente, devem ser certificados pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO diretamente ou mediante "Organismos de Certificação" por ele credenciados, que verificarão o atendimento aos seguintes requisitos mínimos expressos nas alíneas "a" a "g". Esta certificação pode ser cancelada sempre que for constatado o não atendimento a qualquer destes requisitos:
a) existência de pessoal próprio da empresa onde estão instalados caldeira ou vaso de pressão, com dedicação exclusiva a atividades de inspeção, avaliação de integridade e vida residual, com formação, qualificação e treinamento compatíveis com a atividade proposta de preservação da segurança;
b) mão-de-obra contratada para ensaios não-destrutivos certificada segundo regulamentação vigente e para outros serviços de caráter eventual, selecionada e avaliada segundo critérios semelhantes ao utilizado para a mão-de-obra própria;
c) serviço de inspeção de equipamentos proposto possuir um responsável pelo seu gerenciamento formalmente designado para esta função;
d) existência de pelo menos 1 (um) "Profissional Habilitado", conforme definido no subitem 13.1.2;
e) existência de condições para manutenção de arquivo técnico atualizado, necessário ao atendimento desta NR, assim como mecanismos para distribuição de informações quando requeridas;
f) existência de procedimentos escritos para as principais atividades executadas;
g) existência de aparelhagem condizente com a execução das atividades propostas.
ANEXO III 1. Esta NR deve ser aplicada aos seguintes equipamentos:
a) qualquer vaso cujo produto "PV" seja superior a 8 (oito), onde "P" é a máxima pressão de operação em KPa e "V" o seu volume geométrico interno em m3, incluindo:
- permutadores de calor, evaporadores e similares;
- vasos de pressão ou partes sujeitas a chama direta que não estejam dentro do escopo de outras NR, nem do item 13.1 desta NR;
- vasos de pressão encamisados, incluindo refervedores e reatores;
- autoclaves e caldeiras de fluido térmico que não o vaporizem;
b) vasos que contenham fluido da classe "A", especificados no Anexo IV, independente das dimensões e do produto "PV".
2. Esta NR não se aplica aos seguintes equipamentos:
a) cilindros transportáveis, vasos destinados ao transporte de produtos, reservatórios portáteis de fluido comprimido e extintores de incêndio;
b) os destinados à ocupação humana;
c) câmara de combustão ou vasos que façam parte integrante de máquinas rotativas ou alternativas, tais como bombas, compressores, turbinas, geradores, motores, cilindros pneumáticos e hidráulicos e que não possam ser caracterizados como equipamentos independentes;
d) dutos e tubulações para condução de fluido;
e) serpentinas para troca térmica;
f) tanques e recipientes para armazenamento e estocagem de fluidos não enquadrados em normas e códigos de projeto relativos a vasos de pressão;
g) vasos com diâmetro interno inferior a 150mm (cento e cinqüenta milímetros) para fluidos das classes "B", "C" e "D", conforme especificado no Anexo IV.
ANEXO IV
CLASSIFICAÇÃO DE VASOS DE PRESSÃO
1. Para efeito desta NR, os vasos de pressão são classificados em categorias segundo o tipo de fluido e o potencial de risco.
1.1. Os fluidos contidos nos vasos de pressão são classificados conforme descrito a seguir:
Classe "A":
- fluidos inflamáveis;
- combustível com temperatura superior ou igual a 200º C
(duzentos graus centígrados);
- fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a
20 (vinte) ppm;
- hidrogênio;
- acetileno.
Classe "B":
- fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200º C
(duzentos graus centígrados);
- fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 (vinte) ppm;
Classe "C":
- vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar
comprimido;
Classe "D":
- água ou outros fluidos não enquadrados nas classes "A",
"B" ou "C", com temperatura superior a 50ºC (cinqüenta graus centígrados).
1.1.1. Quando se tratar de mistura, deverá ser considerado para fins de classificação o fluido que apresentar maior risco aos trabalhadores e instalações, considerando-se sua toxicidade, inflamabilidade e concentração.
1.2. Os vasos de pressão são classificados em grupos de potencial de risco em função do produto "PV", onde "P" é a pressão máxima de operação em MPa e "V" o seu volume geométrico interno em m3, conforme segue:
Grupo 1 - PV ≥ 100
Grupo 2 - PV < 100 e PV ≥ 30
Grupo 3 - PV < 30 e PV ≥ 2.5
Grupo 4 - PV < 2.5 e PV ≥ 1
Grupo 5 - PV < 1
Declara,
1.2.1. Vasos de pressão que operem sob a condição de vácuo deverão enquadrar-se nas seguintes categorias:
- categoria I: para fluidos inflamáveis ou combustíveis;
- categoria V: para outros fluidos.
1.3. A tabela a seguir classifica os vasos de pressão em categorias de acordo com os grupos de potencial de risco e a classe de fluido contido.
CATEGORIAS DE VASOS DE PRESSÃO
Notas:
a) Considerar volume em m³ e pressão em MPa;
b) Considerar 1 MPa correspondente a 10,197 Kgf/cm².