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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ANA LUIZA TORRES OLIVEIRA MONTEIRO
ESTUDO DA EXTENSÃO DA VIDA ÚTIL DE TOPSIDES EM PLATAFORMAS DE
PRODUÇÃO OFFSHORE DE PETRÓLEO NO BRASIL COM ÊNFASE NA
SEGURANÇA OPERACIONAL
NITERÓI
2016
ANA LUIZA TORRES OLIVEIRA MONTEIRO
ESTUDO DA EXTENSÃO DA VIDA ÚTIL DE TOPSIDES EM PLATAFORMAS DE
PRODUÇÃO OFFSHORE DE PETRÓLEO NO BRASIL COM ÊNFASE NA
SEGURANÇA OPERACIONAL
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao Curso de Engenharia
de Petróleo da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial
para a obtenção do grau de Bacharel
em Engenharia de Petróleo.
Orientador:
Prof. Dr. João Felipe Mitre de Araujo
NITERÓI
2016
ANA LUIZA TORRES OLIVEIRA MONTEIRO
ESTUDO DA EXTENSÃO DA VIDA ÚTIL DE TOPSIDES EM PLATAFORMAS DE
PRODUÇÃO OFFSHORE DE PETRÓLEO NO BRASIL COM ÊNFASE NA
SEGURANÇA OPERACIONAL
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao Curso de Engenharia
de Petróleo da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial
para a obtenção do grau de Bacharel
em Engenharia de Petróleo.
Aprovada em 15 de julho de 2016.
BANCA EXAMINADORA
_______________________________________
Prof. Dr. JOÃO FELIPE MITRE DE ARAUJO – UFF
Orientador
_______________________________________
Prof. Dr. GERALDO DE SOUZA FERREIRA – UFF
_______________________________________
Prof. Dr JOÃO CRISÓSTHOMO DE QUEIROZ NETO – UFF
NITERÓI
2016
AGRADECIMENTO
Ao longo da vida passamos por diversos momentos mas temos o privilégio
de olhar para os lados e ter a certeza de que não estamos só. Em mais essa batalha
da vida, quero agradecer aos que estiveram comigo na busca de mais essa vitória.
Agradeço primeiramente à Deus que me ouviu nos momentos de alegria,
dúvida e angústia ao longo desses anos de graduação. Me sustentou em seus
braços e quando pensei que tudo fosse desmoronar, me pegou em seu colo e me
mostrou que tudo na vida é passageiro.
À minha mãe, Ana Maria, por me ensinar a lutar pelos meus objetivos e por
me ensinar a ser uma pessoa íntegra, honesta e de caráter. Deus não poderia ter
me presenteado com uma pessoa melhor. Obrigada por sempre estar comigo e por
acreditar que eu posso e consigo ir mais além. À minha avó, Marlene, por todos os
conselhos valiosos que jamais serão esquecidos! Por vocês e com vocês, eu tenho
forças para continuar!
Aos amigos que fiz na UFF que tenho certeza que levarei por toda a vida!
Obrigada por estarem sempre presentes, por acreditarem no meu sucesso e por
torcerem por mim independente das circunstâncias.
Ao professor João Felipe pela amizade e por toda paciência que teve comigo
ao longo da realização desse trabalho. Ter-lhe como orientador foi um privilégio!
Agradeço também a todos os demais, que de alguma forma contribuíram
para que eu chegasse até aqui. Hoje encerro mais uma etapa inesquecível da minha
vida com a ajuda de cada um! Muito obrigada!
“Um dia, quando olhares para trás, verás que os dias mais belos foram aqueles em
que lutaste.” Sigmund Freud
RESUMO
O fim do monopólio da Petrobras nas operações de exploração e produção de
petróleo e gás natural propiciou a elaboração de contratos de concessão entre o
novo órgão regulador, ANP e a estatal. Quase 20 anos depois, a estatal mostra-se
preocupada quanto às suas operações nas áreas de concessão da Rodada Zero e
com isso, passa a demonstrar interesse pela extensão desses contratos. Através da
crescente consolidação da cultura de segurança operacional, é identificada a análise
não só do contrato, mas também das instalações presentes nas áreas, afinal, há
grande possibilidade delas estarem acima de sua vida estimada em projeto. Ainda
não existe uma regulação capaz de promover diretrizes para a extensão de vida das
instalações, porém, há de se notar que outros países apresentam boas práticas em
relação ao tema. Assim sendo, é possível traçar um paralelo entre o panorama
brasileiro das instalações offshore de produção e as regulamentações existentes
pelo mundo sobre o assunto. Com isso, é possível o estabelecimento de
recomendações para que a melhoria continua do processo de segurança seja
garantida, prezando pela mitigação de incidentes de proporções consideráveis.
Palavras-chave: Segurança Operacional, extensão de vida útil, regulação,
instalação, contrato.
ABSTRACT
The end of Petrobras's monopoly in the exploration and production of oil and natural
gas operations led to the drafting of concession contracts between the new regulator,
ANP and the State company. Almost 20 years later, the the State company appears
to be concerned about their operations in the concession areas of the Round Zero
and with it, goes to show interest in the extension of these contracts. By increasing
consolidation of operational safety culture, is identified the analysis not only of the
contract, but also of these facilities in the area, after all, there is high possibility of
them being above their estimated project life. Although, there is no regulation that
promotes guidelines for the life extension of the facility, however, it is to be noted that
other countries have good practices in this regard. Therefore, it is possible to draw a
parallel between the Brazilian panorama of offshore production facilities and existing
regulations around the world on the subject. Thus, the establishment of
recommendations for the continuous improvement of the security process can be
guaranteed, valuing mitigation of considerable proportions incidents.
Key-words: Operacional Security, life extension, regulation, installation, contract.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Matriz energética mundial _____________________________________ 17
Figura 2: Produção de petróleo em Mb/d, 2014 ____________________________ 20
Figura 3: Distribuição percentual das reservas provadas de petróleo, 2014 ______ 22
Figura 4: Plataforma Semissubmersível __________________________________ 26
Figura 5: FPSO ____________________________________________________ 27
Figura 6: Entrada da casa de bombas do FPSO CDSM _____________________ 29
Figura 7: Combate ao incêndio na plataforma Enchova ______________________ 29
Figura 8: Plataforma P-36 adernada ____________________________________ 30
Figura 9: Plataforma Alexander Kielland afundada _________________________ 31
Figura 10: Plataforma Deepwater Horizon incendiada _______________________ 32
Figura 11: Plataforma Piper Alpha em chamas ____________________________ 33
Figura 12: Trajetória de um acidente organizacional ________________________ 39
Figura 13: Curva da banheira __________________________________________ 45
Figura 14: Processo de extensão de vida útil na Noruega ____________________ 48
Figura 15: Tipo das instalações de produção offshore no Brasil _______________ 54
Figura 16: Quantidade de instalações convertidas e não convertidas ___________ 55
Figura 17: Distribuição das instalações de produção segundo o ano de construção 56
Figura 18: Idade das instalações de produção não convertidas________________ 57
Figura 19: Década de construção das plataformas de produção no Brasil _______ 57
Figura 20: Instalações de produção offhsore por bacia ______________________ 58
Figura 21: Tempo para o fim do contrato de concessão _____________________ 60
Figura 22: Idade das instalações, com base no ano de construção, ao final da
vigência do contrato de concessão da Rodada Zero ________________________ 61
Figura 23: Idade das instalações, com base no ano de conversão, ao final da
vigência do contrato de concessão da Rodada Zero ________________________ 62
Figura 24: Idade das instalações, com base no ano de construção, ao final da
vigência do contrato de concessão das Rodadas 2 e 3 ______________________ 63
Figura 25: Idade das instalações, com base no ano de conversão, ao final da
vigência do contrato de concessão das Rodadas 2 e 3 ______________________ 63
Figura 26: Estrutura de fiscalização de segurança americana da exploração e
produção de petróleo ________________________________________________ 69
Figura 27: Estrutura de fiscalização de segurança norueguesa da exploração e
produção de petróleo ________________________________________________ 70
Figura 28: Estrutura de fiscalização de segurança do Reino Unido da exploração e
produção de petróleo ________________________________________________ 74
Figura 29: Estrutura de fiscalização de segurança do Brasil da exploração e
produção de petróleo ________________________________________________ 77
LISTA DE SIGLAS E ABREVIAÇÕES
AAF Análise de Árvore de Falhas
AIChE American Institute of Chemical Engineers
AMFE Análise de Modos de Falha e Efeitos
ANAC Agência Nacional de Aviação Civil
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
API American Petroleum Institute
APR Análise Preliminar de Riscos
BP British Petroleum
BSEE Bureau of Safety and Environmental Enforcement
CCPS Center for Chemical Process Safety
CLT Consolidação das Leis do Trabalho
CNP Conselho Nacional do Petróleo
CRF Code of Federal Regulation
DNV Det Norske Veritas
DSO Documentação de Segurança Operacional
DUM Descrição da Unidade Marítima
E&P Exploração & Produção
EPA Environmental Protection Agency
EUA Estados Unidos da América
FMEA Failure Mode and Efect Analysis
FPSO Floating Production Storage and Offloading
FPU Floating Production Unit
FPWSO Floating Production Workover Storage and Offloading
FSO Floating Storage and Offloading
FTA Fault Tree Analysis
HAZOP Hazard and Operability Study
HSE Healf and Safety Environmental
IADC International Association of Drilling Contractors
IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais e
Renováveis
ICAO International Civil Aviation Organization
IPAR Identificação de Perigos e Análise de Riscos
ISO International Organization for Standardization
MB Marinha do Brasil
MB Matriz de Correlação
MME Ministério de Minas e Energia
MOC Management of Change
MTE Ministério do Trabalho e Emprego
NOPSEMA Nacional Offshore Petroleum Safety and Environmental Management
Authority
NR Norma Regulamentadora
OGP Internacional Association of Oil & Gas Producers
OHSAS Occupational Health and Safety Assessment Series
OPGGSA Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act
OSHA Occupational Safety and Health Administration
PHA Preliminary Hazard Analysis
PSA Petroleum Safety Authority
PSM Process Safety Management
RIC Relatório de Informações do Concessionário
RMP Risk Management Program
RTSGSO Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança
Operacional
SGSO Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional
SIPRAM Sistema de Prevenção de Acidentes Industriais Maiores
SS Semissubmersível
TLP Tension Leg Platform
UEP Unidade Estacionária de Produção
USCG United States Coast Guard
WSV Well Simulation Vessel
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO _________________________________________________________ 14
1.1 OBJETIVO _________________________________________________________ 15
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO ___________________________________________ 15
1. 3 ESTRUTURAÇÃO DO ESTUDO _______________________________________ 15
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA _______________________________________________ 17
2.1 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL __________________________ 17
2.1.1 A origem do petróleo ______________________________________________ 17
2.1.2 O petróleo no mundo ______________________________________________ 18
2.1.3 O petróleo brasileiro ______________________________________________ 20
2.1.4 Unidades Estacionárias de Produção _________________________________ 23
2.1.4.1 UEPs Fixas __________________________________________________ 23
2.1.4.1.1 Jaqueta__________________________________________________ 23
2.1.4.1.2 Plataformas de Concreto (ou por Gravidade) ____________________ 24
2.1.4.1.3 Torre Complacente _________________________________________ 24
2.1.4.2 UEPs Flutuantes ______________________________________________ 24
2.1.4.2.1 Tension Leg Platform (TLP) __________________________________ 25
2.1.4.2.2 Plataforma Spar ___________________________________________ 25
2.1.4.2.3 Semissubmersível _________________________________________ 26
2.1.4.2.4 FPSO ___________________________________________________ 27
2.1.5 Grandes acidentes na indústria ______________________________________ 27
2.1.5.1 FPSO Cidade de São Mateus ____________________________________ 28
2.1.5.2 Enchova ____________________________________________________ 29
2.1.5.3 P-36 _______________________________________________________ 30
2.1.5.4 Alexander Kielland ____________________________________________ 30
2.1.5.5 Deepwater Horizon ____________________________________________ 31
2.1.5.6 Piper Alpha __________________________________________________ 32
2.2 SEGURANÇA DE PROCESSO _________________________________________ 33
2.2.1 Identificação de Perigos e Análise de Riscos ___________________________ 36
2.2.2 Gerenciamento de Riscos __________________________________________ 38
2.3 SEGURANÇA OPERACIONAL _________________________________________ 41
2.4 EXTENSÃO DA VIDA ÚTIL ____________________________________________ 43
2.4.1 Descomissionamento _____________________________________________ 46
2.4.2 Extensão da vida útil de instalações __________________________________ 47
2.4.2.1 Extensão do casco ____________________________________________ 49
2.4.2.2 Extensão do topside ___________________________________________ 49
3 PANORAMA BRASILEIRO DE EXTENSÃO DA VIDA ___________________________ 51
3.1 IDADE DAS INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO OFFSHORE ___________________ 53
3.2 IDADE DOS CONTRATOS DE CONCESSÃO _____________________________ 59
4 ARCABOUÇO REGULATÓRIO ____________________________________________ 65
4.1 REGULAÇÃO NO MUNDO ____________________________________________ 65
4.1.1 Estados Unidos __________________________________________________ 67
4.1.2 Noruega ________________________________________________________ 69
4.1.3 Austrália ________________________________________________________ 72
4.1.4 Reino Unido _____________________________________________________ 73
4.2 REGULAÇÃO NO BRASIL ____________________________________________ 76
5 RECOMENDAÇÕES ____________________________________________________ 79
6 CONCLUSÃO __________________________________________________________ 81
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS __________________________________________ 84
ANEXO I – GESTÃO DA SEGURANÇA DE PROCESSO _________________________ 94
ANEXO II – NORMAS REGULAMENTADORAS ________________________________ 96
ANEXO III – PRÁTICAS DE GESTÃO DO REGULAMENTO TÉCNICO DO SISTEMA DE
GERENCIAMENTO DE SEGURANÇA OPERACIONAL _________________________ 103
14
1 INTRODUÇÃO
O petróleo e o gás natural são as principais fontes de energia encontradas
pelo mundo e representam, por volta de, 53% da oferta de energia primária. A
economia mundial gira em torno do preço do petróleo e o Brasil precisa garantir que
a exploração e a produção estejam ocorrendo de forma controlada, equivalente a
boas práticas realizadas por toda a indústria. Para isso, o órgão regulador brasileiro
conta com a colaboração da Marinha do Brasil, o Ministério do Trabalho e Emprego,
e do Ibama para garantir a segurança das operações, buscando evitar que um
grande acidente venha a ocorrer.
A identificação de marcos regulatórios presentes no segmento offshore, é
notada após a ocorrência de algum acidente e assim, os países mais renomados em
relação à segurança operacional debatem questões pertinentes ao ocorrido,
buscando a não reincidência desse tipo de evento. A exemplo do que aconteceu
com a Piper Alpha e o Deepwater Horizon, os órgãos reguladores buscam o
compartilhamento de informações e a troca de experiências a respeito do
gerenciamento da segurança aplicado em seu país, como forma de promover a
melhoria contínua de seu processo e reduzindo os riscos de ocorrência de
incidentes com danos à saúde humana, ao meio ambiente ou que acarrete em
prejuízo material ao concessionário da instalação.
Partindo de um gerenciamento de segurança operacional conciso e eficaz, a
extensão dos contratos de concessão e de vida útil das instalações são garantidas
por regulamentos bem consolidados e, assim, as unidades são capazes de dar
continuidade às suas operações mesmo fazendo uso de equipamentos
envelhecidos. No entanto, com um detalhado estudo e a comprovação de que os
riscos inerentes às atividades são controlados, e que a integridade mecânica e
estrutural da instalação permaneça em níveis satisfatórios por todo tempo de vida
estendido, a utilização de equipamentos envelhecidos é justificada.
A proximidade do término de vigência dos contratos de concessão da
Rodada Zero promove uma demanda por estudos acerca do prolongamento de vida
de equipamentos e instalações. Sob a ótica ideal, os processos de extensão do
contrato de concessão, e os processos de extensão de vida útil das instalações,
15
devem ocorrer concomitantemente, e o concessionário deve sempre garantir a
segurança de sua operação.
Conforme indicado por órgãos reguladores no mundo, a adoção das
melhores práticas da indústria torna-se primordial num cenário de ausência para
uma determinada regulamentação. Todavia, devido a demanda identificada por
regulações específicas e bem consolidadas acerca do tema “vida útil”, gaps já foram
detectados e mostram-se em processo de avaliação.
1.1 OBJETIVO
Frente ao exposto, o principal objetivo desse trabalho é o cruzamento de
informações do panorama de vida útil das instalações atualmente com as práticas
realizadas pelos órgãos reguladores de outros países, promovendo a elaboração de
recomendações para a indústria brasileira de petróleo e gás natural, permitindo um
ambiente propício às constantes inovações tecnológicas a que estamos submetidos.
Serão apresentadas recomendações para curto e longo prazo, de acordo com as
necessidades e urgências do órgão regulador brasileiro.
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO
O processo de extensão de vida útil torna-se viável perante uma análise
rigorosa dos ativos da instalação e da implantação de regulamentações específicas.
Por meio das recomendações, será possível o pensamento de um projeto de
extensão de vida até mesmo para os casos em que não se tenha um sistema de
gerenciamento capaz de realizar essa tarefa de forma provisória enquanto estão
sendo realizados estudos para o desenvolvimento de uma política de extensão de
vida útil. Dessa forma, o controle de riscos inerentes às operações são garantidos
por todo o período de vida que fora estendido.
1. 3 ESTRUTURAÇÃO DO ESTUDO
O presente Trabalho de Conclusão de Curso apresenta 6 capítulos, divididos
da seguinte forma:
16
a) Capítulo 1: Apresentação de uma visão geral da indústria do petróleo,
situando o tema proposto e contextualizando a pesquisa, além da
apresentação dos objetivos, relevância e estruturação do estudo.
b) Capítulo 2: Revisão da literatura. São abordados conceitos
fundamentais, presentes na literatura, para o desenvolvimento do estudo.
c) Capítulo 3: É apresentada a abordagem do panorama brasileiro no que
diz respeito à idade das instalações de produção offshore, onde são
apresentados gráficos com diferentes análises para salientar a
importância de um estudo bem embasado sobre a extensão de vida útil
das instalações offshore de produção no Brasil.
d) Capítulo 4: Disserta sobre o arcabouço regulatório dos órgãos mais
renomados no mundo, no quesito Segurança Operacional.
e) Capítulo 5: Apresentação das Recomendações para o órgão regulador e
para a indústria, com base no cruzamento das informações obtidas nos
Capítulos 3 e 4.
f) Capítulo 6: Apresentação da Conclusão do presente trabalho.
Ao final, são apresentadas as Referências Bibliográficas utilizadas durante
toda a elaboração do presente trabalho e os anexos apresentando Sistemas de
Gerenciamento de Segurança e Normas Regulamentadoras.
17
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL
2.1.1 A origem do petróleo
O petróleo – do latim petroleum, de petrus (pedra) e oleum (óleo) – é um
combustível fóssil, não renovável, formado a partir da decomposição de matéria
orgânica depositada há milhões de anos e causada pela pouca oxigenação da área
e pela ação de bactérias. Essas decomposições foram acumuladas no fundo de
lagos e mares e com o passar do tempo, o peso dos sedimentos promoveu a
compactação do material e aquecimento do mesmo, culminando em transformações
que deram origem ao petróleo.
O petróleo “é uma substancia oleosa, inflamável, menos densa que a água,
com cheiro característico e cor variando entre negro e castanho claro” (FIORILLO &
FERREIRA, 2010). Sua grande importância está no fato de ser uma das principais
fontes de energia da atualidade, como mostrado na Figura 1.
Figura 1: Matriz energética mundial
Fonte: Anuário Estatístico ANP (2015)
18
Conforme o gráfico apresentado, mais de 80% da matriz energética mundial
atual corresponde à queima de combustíveis fósseis (petróleo, gás natural e carvão).
Combustíveis estes, responsáveis pela geração de energia e movimentação de
motores de máquinas e veículos. Apesar dos benefícios citados, são percebidas
elevadas taxas de poluição gerada pela queima desses produtos, que aumentam o
efeito estufa e agravam o aquecimento global.
A extração do petróleo é realizada por meio de poços perfurados nas fases
de exploração e desenvolvimento da área. Mesmo com toda mecânica de extração
de óleo, quase metade existente na jazida fica retida em seu fundo, não sendo
possível assim, a extração de totalidade do óleo presente.
Na produção offshore, o petróleo extraído do poço é encaminhado para a
instalação1, onde passa por seu processamento primário de separação de fases.
Ainda na plataforma, o petróleo é separado das frações de gás, água e sedimentos
presentes na mistura efluente dos poços perfurados. Após esse processamento e
respeitando os requisitos necessários mínimos, o óleo pode ser exportado ou seguir
para refinarias para seu melhor tratamento.
2.1.2 O petróleo no mundo
O primeiro vestígio de petróleo encontrado foi datado de 1859 pelo
americano Edwin L. Drake, na Pensilvânia, Estados Unidos (EUA). Drake perfurou o
primeiro poço de petróleo, bastante rudimentar e de pouca profundidade, usando
uma técnica desenvolvida para exploração de minas de sal. Tal descoberta do
primeiro poço comercial dos EUA deu início às atividades na indústria do petróleo e,
com o passar do tempo, tornou-se uma das maiores e mais importantes indústrias
do mundo. “O petróleo é a principal fonte de energia que existe no mundo e, graças
a ele, foi possível o desenvolvimento de vários setores industriais, como o
automobilístico, aeronáutico, químico, materiais sintéticos, adubos, dentre outros”
(ROSA, 2004).
1 Estrutura marítima ou terrestre, fixa ou móvel, utilizada nas atividades de exploração, produção,
armazenamento ou movimentação de petróleo e gás natural, individualizadas como plataformas,
sondas, dutos, monoboias e estações.
19
A indústria do petróleo é responsável pela execução das “atividades
econômicas relacionadas com a exploração, desenvolvimento, produção, refino,
processamento, transporte, importação e exportação de petróleo, gás natural e
outros hidrocarbonetos fluidos e seus derivados” (BRASIL. Lei nº 9.478 de 6 de
agosto de 1997). Por apresentar uma rede industrial integrada, a Cadeia de
Suprimentos do Petróleo envolve a totalidade das atividades logísticas e destaca a
obrigação de um gerenciamento eficaz para garantir o abastecimento mundial.
A integração da indústria do petróleo possibilita a distribuição dos riscos e
custos entre os vários segmentos de atuação e assim, a competitividade da
organização é assegurada (BRAGA, 2004). Desse modo, Araujo (2006) e Borsani
(2001) expõem a verticalização da indústria do petróleo composta por três
segmentos detentores de características próprias, estruturas particulares e funções
específicas:
a) Upstream: operações de prospecção de jazidas, desenvolvimento de reservas
e a produção de petróleo e gás natural;
b) Midstream: compreende, basicamente, a atividade de refino;
c) Downstream: atividades de transporte, distribuição e comercialização dos
hidrocarbonetos.
Entretanto, Braga (2004) defende que essa indústria já vem sofrendo
profundas transformações ao longo do tempo, inclusive a desverticalização e a
terceirização de suas redes produtivas, uma vez que enfrenta, atualmente, um
mercado mais competitivo, constituído pelas empresas petroleiras e também pelas
empresas atuantes no ramo da energia.
Segundo o Relatório Estatístico da British Petroleum (BP) de 2015, os EUA
tornaram-se o primeiro país a aumentar sua produção em três anos consecutivos,
registrando o maior crescimento do mundo, com 1,6 milhões de barris por dia. Ainda
nesse relatório, é apontado o crescimento da produção do petróleo pelo Brasil,
desde 2011, estabelecendo novo recorde de produção e crescimento anual do país.
Em 2014, a contribuição do Brasil para a produção de petróleo mundial foi apontada
como 2,9%.
Atualmente, os dez maiores produtores de petróleo do mundo são os
Estados Unidos, Arábia Saudita, Rússia, Canadá, China, Emirados Árabes, Irã,
20
Iraque, Kuwait e México, conforme observado na Figura 2. O Brasil ocupa a 12ª
posição desse ranking.
Figura 2: Produção de petróleo em Mb/d, 2014
Fonte: Statistical Review BP (2015)
2.1.3 O petróleo brasileiro
A primeira descoberta de jazida de petróleo explorável comercialmente no
Brasil ocorreu no final da década de 30, em Lobato, Salvador (BA), embora já
tivessem sido perfurados outros poços na busca do hidrocarboneto. Com a
descoberta da riqueza, nessa mesma década, uma série de medidas institucionais
do governo brasileiro foram tomadas visando estruturar e regular as atividades
envolvidas, como exemplo, a criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP).
Como resultado de suas primeiras ações, o Conselho determinou que as jazidas
encontradas pertencessem à União.
Após alguns anos, notou-se a necessidade do fortalecimento da indústria
nacional e de setores de infraestrutura e modernização da agricultura. Foi, portanto,
adotada uma série de programas de fomento à indústria nacional e de empresas
estatais em setores considerados estratégicos para o desenvolvimento econômico
do país como energia, petróleo, transporte e infraestrutura. A criação da estatal
Petrobras deu-se nesse período e a transformou no símbolo de soberania e de
21
progresso nacional (SOARES, P.; BERNI, M.; MANDUCA, P., 2013). Desse modo, a
Petrobras tornou-se detentora do monopólio na realização das atividades de
exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural no Brasil.
Até agosto de 1997 o monopólio do petróleo brasileiro pertencia à empresa
estatal. Com a quebra do mesmo, instituída pela Lei do Petróleo2, as portas para o
capital estrangeiro foram abertas pelo mercado brasileiro e empresas multinacionais
do ramo de óleo e gás puderam atuar no país. O fim do monopólio levou o Estado
da posição de produtor e fornecedor a regulador e fiscalizador da indústria brasileira
do petróleo. Para atuar nesse ramo, foi criada a Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP), órgão vinculado ao Ministério de Minas de Energia
(MME), que passou a regular e fiscalizar a indústria do petróleo no Brasil.
O primeiro país líder detentor do conhecimento científico na indústria do
petróleo foram os EUA. Muito do aprendizado global necessário para o uso e
exploração do petróleo foram decorrentes de esforços dos cientistas americanos.
Eles desenvolveram um processo tecnológico sobre a extração do hidrocarboneto
basicamente para bacias territoriais, conhecida por tecnologia onshore. Contudo,
esse progresso não foi suficiente para viabilizar a produção brasileira de petróleo,
visto que a maior parte das reservas petrolíferas do Brasil está localizada no mar, e
não em terra, como era comumente encontrado nos demais países. Tal fato
possibilitou que fosse produzido um sistema de inovação em que permitisse a
exploração do petróleo em mar, conhecido como tecnologia offshore. Diante desse
fato, a Petrobras tornou-se a líder mundial em tecnologia de E&P em águas
profundas e a partir disso, a empresa promove o investimento de 1% de seu
faturamento em programas para melhor capacitação tecnológica em águas
profundas.
A camada pré-sal é um grande reservatório de petróleo e gás natural
localizado nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo. Descobertas em 2006,
estas reservas apresentam volume de, aproximadamente, 50 bilhões de barris e
podem ser encontradas abaixo da camada de sal (5 a 7 mil metros abaixo do nível
do mar). As descobertas no pré-sal colocaram a Petrobras em posição de destaque
no ranking das grandes empresas de energia do Brasil (PETROBRAS, 2007). Em
2014, o Brasil atingiu a 15ª posição no ranking mundial dos países com as maiores
2 Lei nº 9.478/1997
22
reservas provadas de petróleo. Em relação às unidades de federação, as maiores
quantidades de reservas são encontradas nos estados do Rio de Janeiro, Espírito
Santo e São Paulo, correspondendo a 93,8% do total de reservas provadas
brasileiras, segundo a ANP, de acordo com a Figura 3.
Figura 3: Distribuição percentual das reservas provadas de petróleo, 2014
Fonte: Anuário Estatístico ANP (2015)
Com a descoberta de petróleo na camada do pré-sal, o Brasil expandiu suas
oportunidades de crescimento a partir de 2007 e tornou-se líder da produção
mundial de hidrocarbonetos em lâminas d’água profundas e ultraprofundas3. Assim
sendo, “o país pode se tornar a nação com o maior aumento de reservas até 2020,
podendo atingir a 8ª colocação no ranking mundial de reservas de petróleo” (PWC,
2014).
Com a crescente globalização notada no mundo, as economias encontram-
se bastante correlacionadas e o petróleo destaca-se como a fonte de energia em
que a rede de transportes garantem as trocas comerciais e a movimentação de
pessoas e bens entre os países, regiões e continentes a uma velocidade cada vez
mais acentuada e mais intensa.
3 Definem-se lâminas d’água rasas, profundas e ultraprofundas aquelas situadas, respectivamente,
até 300 metros, entre 300 e 1500 metros, e acima de 1500 metros.
23
2.1.4 Unidades Estacionárias de Produção
As primeiras plataformas offshore surgiram no Golfo do México no início da
década de 70 e no decorrer dos anos, com a crescente demanda do hidrocarboneto,
as instalações offshore apresentam-se cada vez mais sofisticadas no que compete
às técnicas utilizadas na extração do petróleo.
Unidades estacionárias de produção (UEP) são estruturas de suporte à
produção marítima de petróleo, através de uma mini refinaria em seu interior. São
instalações capazes de realizar o processamento primário da produção, tratamento
e eliminação da água produzida, limpeza e compressão da produção de gás para
exportação, injeção ou consumo e servem de base para o controle dos poços
interligados naquela unidade.
A classificação das UEPs é realizada por meio da consideração de aspectos
como a profundidade do mar, tipo de completação e podem ser divididas em fixas ou
flutuantes. As UEPs fixas foram as primeiras instalações utilizadas no processo de
exploração e produção de hidrocarbonetos. A definição do melhor tipo de UEP a ser
utilizada é dada por meio da análise das vantagens e características do campo em
questão. O elemento econômico tem grande importância neste momento e a lâmina
d’água de atuação é um fator essencial.
2.1.4.1 UEPs Fixas
São as instalações de produção encontradas fixas no fundo do mar por meio
de estacas ou por gravidade e são usadas em pequenas lâminas d’água. Foram as
primeiras plataformas offshore a serem produzidas e as mais usualmente utilizadas,
respeitando seus limites de operação, já que a instabilidade aumenta com o
incremento da profundidade. Os poços de petróleo explorados atualmente estão em
grandes profundidades e para elas, são usadas as plataformas flutuantes.
2.1.4.1.1 Jaqueta
Plataformas montadas sobre estruturas de aço chamadas de jaquetas e
presas com estacas cravadas ao fundo do mar. São preferidas em campos cujas
24
lâminas d’água vão até 200 metros, devido ao seu limite econômico e realizam
completação seca. Não apresentam capacidade de armazenamento da produção,
que é enviada por meio de dutos para a terra. Sua instalação é simples e facilita que
o controle dos poços interligados na unidade seja realizado na superfície, entretanto,
apresentam espaço limitado.
Geralmente apresentam vida útil entre 20 e 30 anos e seu posicionamento
deve ser feito com bastante precisão, uma vez que não podem ser reaproveitadas
em outra locação e seu descomissionamento é difícil.
2.1.4.1.2 Plataformas de Concreto (ou por Gravidade)
São instalações apoiadas em colunas de concreto sobre uma base inferior,
apoiada no leito marinho. Devido à sua engenharia de construção, essas unidades
não necessitam de estacas e são estáveis pelo seu peso e por seu centro de
gravidade estar bem próximo à base de sustentação.
São atuantes em áreas com lâmina d’água em torno de 350 metros, são
capazes de suportar cargas ambientais extremas e podem também estocar sua
produção.
2.1.4.1.3 Torre Complacente
É uma instalação projetada para armazenar a produção, entretanto
apresenta baixa capacidade de carga e por isso, é utilizada apenas como suporte à
produção, atuando no sistema de descarga de óleo para uma monoboia com navio
tanque (FRANCO, 2003). A profundidade máxima de projeto é de cerca de 530
metros e sua estrutura possibilita a instalação mais profunda que as jaquetas.
Assim como as jaquetas, não podem ser reaproveitadas após a conclusão
do projeto de produção e apresenta difícil descomissionamento.
2.1.4.2 UEPs Flutuantes
25
As experiências adquiridas com descobertas no ramo petrolífero,
principalmente no Brasil, propiciaram um significante avanço e domínio tecnológico
em projetos de construções de unidades flutuantes.
Apresentam situações para aplicações em águas rasas, profundas e
ultraprofundas, além de mostrarem-se prósperos quanto à exposição ao risco
econômico variante dessa indústria. O posicionamento das unidades flutuantes fica
a cargo da opção entre o sistema de ancoragem ou de posicionamento dinâmico, as
despesas com abandono de campos não mais rentáveis também mostram-se
reduzidas e as UEPs flutuantes são suscetíveis à reutilização ou conversão para
outras necessidades (FRANCO, 2003).
2.1.4.2.1 Tension Leg Platform (TLP)
A estrutura das TLPs é similar a plataformas semissubmersíveis,
diferenciando-se pelo sistema de ancoragem que apresenta. São instalações
ancoradas através de estruturas tubulares, chamadas tendões, ligadas ao leito
marítimo por meio de estacas em grandes sapatas de ancoragem e mantidas
esticadas devido ao grande poder de flutuação da instalação, apresentando raio de
ancoragem nulo.
Essas unidades não armazenam a produção, realizam completação seca,
possuem baixa capacidade de peso e apresentam elevado custo, uma vez que o
sistema de ancoragem utilizado é bastante complexo e caro. Entretanto, são
instalações utilizadas em águas profundas e ultraprofundas e são passíveis de
reaproveitamento após seu limite de vida pré-estabelecido em projeto.
2.1.4.2.2 Plataforma Spar
As instalações deste tipo apresentam uma espécie de boia com um grande
reservatório submerso, com elevada capacidade para armazenamento da produção
e realização de completação seca ou molhada. Essa capacidade faz-se aplicável
para áreas mais afastadas, onde a infraestrutura de dutos não se faz presente. Essa
estrutura particular propõe a estabilidade da instalação e seu sistema de ancoragem
é identificado através de correntes em catenária.
26
A construção desse tipo de unidade é relativamente barata, entretanto, sua
instalação é cara. No limite econômico do campo em produção por uma plataforma
do tipo Spar, o sistema pode ser rebocado seguindo para uma nova locação ou até
possivelmente reutilizado para outras necessidades.
2.1.4.2.3 Semissubmersível
São unidades flutuantes formadas por uma estrutura apoiada por colunas
em flutuadores submersos, Figura 4, e capazes de operar em condições severas de
mar. Realizam completação molhada e apresentam grande estabilidade controlada
por sistema de ancoragem e posicionamento dinâmico, entretanto, possuem
restrições quanto ao peso e por este fato, não realizam o armazenamento da
produção, sendo necessário que navios aliviadores, oleodutos de exportação, FSOs4
ou FPSOs façam o escoamento da produção das semissubmersíveis, o que acarreta
num aumento considerável do custo de desenvolvimento do campo.
Devido a sua tecnologia bem consolidada, podem ser utilizadas em águas
profundas e ultraprofundas, além da capacidade de poderem ser fabricadas a partir
da conversão de sondas e também serem passíveis de reaproveitamento ao final de
sua vida útil de projeto.
Figura 4: Plataforma Semissubmersível
Fonte: Petrobras (2010)
4 Floating, Storage and Offloading. Unidade flutuante de armazenamento e transferência da produção.
Não apresenta planta de processamento primário e armazena somente óleo produzido por uma única
semissubmersível e transfere para um navio aliviador.
27
2.1.4.2.4 FPSO
Devido à necessidade da exploração de petróleo em águas profundas e ao
fim da vida útil de navios petroleiros, os FPSOs, Figura 5, foram construídos para
atender áreas de grande lâmina d’água e afastadas da costa, onde não há
existência de dutos marítimos para o escoamento da produção. Inicialmente, os
cascos dos navios petroleiros desativados eram usados para a construção dessas
instalações devido ao valor de investimento e otimização do tempo de construção.
FPSO, que significa Floating, Production, Storage and Offloading, são
unidades estacionárias flutuantes que atuam na produção de petróleo, através da
planta de processamento primário presente em seu convés, armazenamento nos
tanques de carga, realizam o escoamento da produção e realizam a completação
molhada. A tendência é que os FPSOs tomem o lugar das plataformas
semissubmersíveis devido a razões de serem possuidores de grande capacidade e
disponibilidade de armazenamento e espaço (GROVE, 2005).
Figura 5: FPSO
Fonte: Petrobras (2007)
2.1.5 Grandes acidentes na indústria
As instalações offshore são unidades de tecnologias e organização de
tarefas bastante complexas. Em alguns casos, as perigosas condições de trabalho
28
proporcionadas pela indústria do petróleo resultam em graves incidentes5,
acarretando em grandes danos à saúde humana, ao meio ambiente e ao patrimônio
material das empresas. Geralmente esses incidentes são decorrentes de uma série
de eventos precursores e atingem grandes proporções quando não controlados a
tempo. Os maiores acidentes da indústria do petróleo são considerados como tal
devido às fatalidades e ao impacto ambiental que proporcionaram.
2.1.5.1 FPSO Cidade de São Mateus
Acidente mais recente de grandes proporções ocorrido no Brasil, a explosão
da casa de bombas do FPSO Cidade de São Mateus (CDSM), Figura 6, ocorreu em
2015, na Bacia do Espírito Santo.
O acidente deu-se devido a um vazamento de condensado na casa de
bombas da instalação. Mesmo com o alarme dos detectores de gás instalados no
local evidenciando a presença de atmosfera explosiva, foram enviadas três equipes,
em momentos distintos, ao local do vazamento a fim de investigar a detecção do
gás, limpar a poça de líquido presente no local e apertar os parafusos da conexão
que apresentava o vazamento. No momento da descida da terceira equipe, houve
uma grande explosão, levando à morte 9 pessoas, deixando 26 feridos e grandes
danos ao FPSO.
As causas do acidente foram tidas como falta de estruturação da empresa
para o gerenciamento da segurança operacional da instalação.
5 Considerado como qualquer ocorrência, decorrente de fato ou ato intencional ou acidental
envolvendo risco de dano, dano, prejuízos materiais ao patrimônio ou interrupção não
programada da instalação por mais de 24 horas.
29
Figura 6: Entrada da casa de bombas do FPSO CDSM
Fonte: Relatório de Investigação do acidente com o FPSO CDSM, ANP (2015)
2.1.5.2 Enchova
Acidente ocorrido em 1984, na plataforma de Enchova, localizada na Bacia
de Campos. A perfuração de um poço provocou um blowout, seguido de um
incêndio de grandes proporções, conforme observado na Figura 7, levando ao
rompimento de um dos cabos de aço de uma das baleeiras, ocasionando a queda
da instalação de cerca de 30 metros de altura, deixando 37 mortos e 23 feridos.
As causas do grande acidente foram apontadas como a condenação e falta
de uma manutenção adequada de alguns equipamentos da plataforma.
Figura 7: Combate ao incêndio na plataforma Enchova
Fonte: Revista TN Petróleo (2001)
30
2.1.5.3 P-36
Ocorrido em 2001 e considerado o maior da Petrobras, o acidente da
plataforma P-36, ilustrado pela Figura 8, foi ocasionado devido a explosões em
tanques de óleo e gás, levando ao adernamento de 16º da plataforma. Este fato
permitiu o bombeamento de água do mar para dentro da plataforma, alagando parte
da mesma, levando ao seu afundamento. O ocorrido apresentou 11 fatalidades,
todos pertencentes à equipe de emergência presente na plataforma.
A causa do acidente foi apontada como a existência de não conformidades6
de procedimentos operacionais, de manutenção e de projeto.
Figura 8: Plataforma P-36 adernada
Fonte: Revista TN Petróleo (2008)
2.1.5.4 Alexander Kielland
Acidente ocorrido em 1980 no campo de Ekofisk, no Mar do Norte. Devido a
uma solda mal executada em um contraventamento7 para a inserção de um
6 De acordo com a norma ISO 9000:2005, não conformidade é um não atendimento a um
determinado requisito.
7 Sistema de ligação entre os elementos principais de uma estrutura com a finalidade de aumentar a
rigidez da construção. É um sistema de proteção contra a ação de cargas ambientais como ventos,
ondas e correntes.
31
hidrofone8, uma fratura foi iniciada e as demais estruturas de sustentação romperam
devido à sobrecarga gerada. Como consequência, as estruturas rompidas
separaram-se da plataforma, desequilibrando-a e adernando-a sob um ângulo de
35º e posteriormente, afundando por completo, mostrado na Figura 9.
Devido a problemas na cadeia de comando da plataforma e do lançamento
das baleeiras, das 212 pessoas presentes na instalação, 123 não conseguiram se
salvar do acidente.
Figura 9: Plataforma Alexander Kielland afundada
Fonte: Revista TN Petróleo (2008)
2.1.5.5 Deepwater Horizon
Segundo maior acidente da história da indústria do petróleo ocorreu em
2010 no Golfo do México, onde a plataforma Deepwater Horizon, Figura 10, explodiu
devido a uma falha de segurança no Blowout Preventer de um poço em fase final de
perfuração. Com isso, 206 milhões de galões de óleo foram descarregados no mar
por 87 dias e devido à explosão, 11 pessoas morreram. Dois dias depois da
explosão, a plataforma Deepwater Horizon afundou.
8 Instrumento elétrico que capta vibrações sonoras transmitidas através da água ou outros líquidos,
permitindo a escuta de sons em ambientes aquáticos.
32
Figura 10: Plataforma Deepwater Horizon incendiada
Fonte: The New York Times (2010)
2.1.5.6 Piper Alpha
Considerado o maior acidente ocorrido na indústria do petróleo, a explosão
da plataforma Piper Alpha, Figura 11, ocorreu em 1987 no Mar do Norte. Decorrente
de um vazamento de condensado de gás natural, um incêndio culminou na primeira
grande explosão da plataforma, onde foi destruída a sala de controle, de onde saía a
ordem para evacuação da instalação. Devido a essa explosão e a morte das
pessoas que poderiam dar a ordem para a evacuação da unidade, houve grande
dificuldade no repasse de informações e organização para a retirada dos
trabalhadores.
O bombeamento de gás para a Piper Alpha por outras instalações vizinhas
não foi paralisado devido a não permissão advinda da instalação mesmo em
situação de fogo. Com isso, outra explosão ocorreu devido ao contínuo vazamento
não cessado, comprometendo toda a instalação e levando a morte de 167
trabalhadores.
As causas do acidente foram tidas como falta de treinamento dos
trabalhadores para certos processos operacionais, procedimentos operacionais não
seguidos com rigidez, bem como falhas no sistema de segurança da instalação e no
projeto de construção da plataforma.
33
Figura 11: Plataforma Piper Alpha em chamas
Fonte: Daily and Sunday Express (2015)
2.2 SEGURANÇA DE PROCESSO
A Segurança de Processo é definida pela Occupational Safety and Health
Administration (OSHA) como a prevenção de possíveis incidentes fazendo uso de
tecnologias propícias à identificação dos perigos presentes em uma planta industrial
e a eliminação desses perigos antes da ocorrência de um incidente.
Para o American Petroleum Institute (API), a Segurança de Processo faz
parte da Gestão de Segurança e está direcionada às preocupações com os riscos
de grandes impactos, segurança, danos ao meio ambiente e prejuízos materiais.
A Gestão de Segurança de Processos é definida como um “sistema de
gestão focado na prevenção, prontidão, mitigação, resposta a ou restauração de
liberações catastróficas de produtos químicos ou energia, resultado de um processo
associado a uma instalação” (CCPS, 2007). Para Lees (1996), essas liberações de
energia apresentam grandes possibilidades de perdas estruturais e econômicas, ao
passo que as emissões químicas/tóxicas apresentam maiores consequências na
saúde das pessoas e no meio ambiente, podendo acarretar em um elevado número
de fatalidades.
A Gestão da Segurança de Processo é reconhecida como a responsável
pela diminuição dos riscos de acidentes graves e pelo progresso de melhoria do
desempenho da indústria. As práticas de Segurança de Processo e os sistemas
formais de gestão de segurança estão em vigor, em algumas empresas, há muitos
34
anos. Devido a maior frequência e facilidade para se avaliar as lesões dos
trabalhadores, os recursos das empresas algumas vezes são desproporcionalmente
focados em segurança individual ao invés da segurança de processo. (CCPS, 2007)
Pode-se afirmar que os acidentes de grande repercussão são os
precursores de estudos para a elaboração de ferramentas para análise, além de leis
e normas regulamentadoras objetivando a prevenção, mitigação, controle,
gerenciamento e resposta a crises desse tipo de acidente decorrentes de riscos de
processo (CHINAQUI, 2012).
Nos EUA o tema da Gestão de Segurança de Processo foi desenvolvido sob
aspectos ligados ao Ministério do Trabalho e ao Ministério do Meio Ambiente
(AICHE, 2011). No que tange à segurança do trabalho, foi estabelecida a Process
Safety Management (PSM), apresentada pela norma OSHA 3231, baseando-se na
análise de perigos do processo, sendo realizada uma revisão cautelosa dos
possíveis erros a que estão susceptíveis e quais garantias devem ser
implementadas a fim de evitar a emissão de produtos químicos perigosos. Essa
norma também exige a adoção de procedimentos operacionais por escrito,
treinamento de funcionários, revisões de segurança, avaliação da integridade
mecânica do equipamento crítico e procedimentos para a gestão da mudança por
escrito. No aspecto ligado ao Ministério do Meio Ambiente, foi criada a
Environmental Protection Agency (EPA), Agência de Proteção Ambiental, dando
origem ao Risk Management Program (RMP), Programa de Gerenciamento de
Riscos. Este programa tem por finalidade realizar o gerenciamento dos riscos
externos às populações e ao meio ambiente ao redor dos locais de trabalho. A PSM
especifica um sistema de autorização para trabalho a quente, investigação de
incidentes abrangendo emissões e quase acidentes9 de produtos químicos,
emergência, planos de ação e auditorias de conformidade.
Análogo à PSM, a Gestão de Segurança de Processo está baseada no
cumprimento de sistemas e monitoramento de gestão de um determinado processo
por meio de programas, regulamentos, inspeções e análises, buscando a
identificação, entendimento e controle dos riscos pertinentes à atividade e assim,
9 Qualquer evento inesperado com potencial de risco para a segurança operacional, sem causar
danos.
35
adiantar-se à ocorrência de possíveis acidentes na planta de processo ou em
instalações próximas.
Com a implantação da PSM (OSHA 3231), a OSHA considera que o
gerenciamento de Segurança de Processo apresenta uma ação positiva sobre a
segurança dos trabalhadores em seus postos e também propiciam benefícios como
o aumento da sua produtividade no ambiente de trabalho. As empresas de pequeno
porte que podem apresentar recursos limitados à implantação da PSM, podem
trabalhar com a adoção de formas alternativas visando a diminuição dos riscos
associados com produtos químicos altamente perigosos em seus locais de trabalho
(OSHA 29 CFR 1910.119).
A Gestão da Segurança de Processo realiza um diagnóstico proativo, avalia
e preza pela erradicação de emissões químicas que poderiam ser verificadas nas
consequências de falhas nos processos, procedimentos e equipamentos.
Seguindo a PSM, a Gestão da Segurança de Processo apresenta 14
elementos básicos, chamadas de práticas, que objetivam o desenvolvimento de
sistemas e procedimentos de plantas industriais para que sejam evitadas liberações
indesejadas passíveis de causarem impactos tóxicos, incêndios e explosões em
locais onde haja a possibilidade de exposição de trabalhadores e em comunidades
próximas.
Essas práticas são combinadas em três áreas: Pessoal, Tecnologia e
Instalações. Um quadro com as 14 práticas e suas descrições pode ser encontrado
no Anexo I.
As práticas da PSM são aplicáveis durante toda a vida útil da planta de
processo ou instalação, garantindo o gerenciamento de forma segura das mesmas e
garantindo o cumprimento de graus admissíveis de riscos. O comprometimento
gerencial e a liderança são de fundamentais importâncias para que ocorra uma
efetiva Gestão de Segurança de Processo.
O tema de Segurança de Processo somente começou a ser discutido no
Brasil, de forma estruturada, a partir do ano de 1991, com o projeto piloto “Sistema
de Prevenção de Acidentes Industriais Maiores” (SIPRAM) (ABIQUIM, 2011).
Em relação à segurança e saúde dos trabalhadores, as condições legais de
proteção “podem ser encontradas na Lei 6.514, de 22 de dezembro de 1977, que
alterou o Capítulo V do Título II da Consolidação das Leis do Trabalho (CLT),
36
relativo à Segurança e Medicina do Trabalho, e na Portaria 3214, de 08 de junho de
1978, que aprovou as Normas Regulamentadoras (NRs)” (CHINAQUI, 2012)
As NRs formam um grupo de requisitos e procedimentos com vistas à
segurança do trabalho, de cumprimento obrigatório das empresas. Podem ser
identificadas 36 normas em vigor e um quadro com suas descrições pode ser
encontrado no Anexo II.
Pode ser observada sob essa ótica, grande semelhança com os conceitos
apresentados no programa norte americano RMP (AIChE, 2011).
2.2.1 Identificação de Perigos e Análise de Riscos
Segundo a Occupational Health and Safety Assessments Series (OHSAS),
um risco é tido como a “combinação da possibilidade da ocorrência de um evento
perigoso ou exposição com gravidade de lesão” e perigo é uma “situação com
potencial de provocar danos humanos em termos de lesão” (OHSAS 18001:2007).
Para a Det Norske Veritas (DNV), a identificação dos perigos efetivos de
uma instalação é a primeira fase para a análise de riscos. O conhecimento do risco é
a base de sustentação para que seja possível o estabelecimento de outras
atividades de Gestão de Segurança de Processo adotada pela instalação. As
análises de IPAR devem ser realizadas em qualquer momento do ciclo de vida do
projeto da unidade.
De acordo com o CCPS, a Identificação de Perigos e Análise de Riscos
(IPAR) é uma expressão que engloba todas as atividades inseridas na identificação
de perigos e análise de riscos de uma determinada instalação, durante o seu
período útil de vida, de modo a garantir que os riscos estejam controlados dentro da
faixa preestabelecida da organização.
A avaliação de riscos tem por finalidade a adoção de medidas
indispensáveis para a proteção da segurança e saúde dos trabalhadores. Ela é
capaz de identificar as circunstâncias que podem dar origem a possíveis danos aos
trabalhadores, avaliar a possibilidade da ocorrência de um determinado incidente e
avaliar suas consequências.
Para uma avaliação de riscos eficaz, são identificadas algumas
metodologias tanto de ordem técnica quanto as orientadas às tarefas. As primeiras
37
são direcionadas para verificação do tipo de risco, enquanto as segundas são
voltadas para a avaliação de tarefas e operações.
Precaver, antever falhas e incidentes, minimizar implicações e contribuir na
criação de planos de emergência são algumas das metas da realização da Análise
de Riscos em plantas industriais. Entretanto, a consideração dos resultados exige a
aceitação de uma metodologia bem estruturada de identificação e avaliação de
riscos, o que se justifica através do uso de técnicas de Análise de Riscos.
Segundo Farber (1992), as técnicas de Análise de Riscos possibilitam a
abrangência das causas possíveis da ocorrência de incidentes com danos à saúde
humana, ao meio ambiente e prejuízos materiais e financeiros. As técnicas mais
disseminadas e utilizadas são a Análise Preliminar de Riscos (APR), Análise de
Modos de Falha e Efeitos (AMFE), Análise de Árvore de Falhas (AAF) e o Estudo de
Perigos e Operabilidade.
A Análise Preliminar de Riscos, Preliminary Hazard Analysis (PHA), tem por
objetivo identificar e avaliar, de forma preliminar, os riscos presentes na instalação.
É baseada na antecipação, buscando determinar possíveis riscos aparentes na fase
de operação. É uma análise qualitativa e permite sua aplicação em instalações já em
operação, possibilitando uma revisão das questões de segurança já existentes. Por
ser uma análise mais superficial, no caso de sistemas já bastante conhecidos e com
certa experiência, a APR não tem grande contribuição, sendo necessária a utilização
de outra técnica de Análise de Riscos.
A Análise de Modos de Falha e Efeitos, Failure Mode and Efect Analysis
(FMEA), proporciona a detecção de falhas antes da construção da instalação, para o
caso da indústria offshore. É uma ferramenta de análise de falhas e proposição de
melhorias (medidas que buscam a eliminação, mitigação e controlar as origens e
resultados) para o sistema em questão e busca evitar a ocorrência de falhas no
projeto da instalação, o que acarreta em custos reduzidos já que haverá grande
prevenção. Essa técnica é realizada através de uma detalhada análise qualitativa e
quantitativa do sistema e capaz de estabelecer a estimativa da taxa de falhas para
futuros efeitos. Com essa estimativa, mudanças podem ser implementadas,
aumentando assim, a confiabilidade do sistema. Não é recomendada para avaliação
de sistemas mais complexos, aplicando-se a sistemas que apresentam falhas mais
recorrentes.
38
A Análise de Árvore de Falhas, Fault Tree Analysis (FTA), trabalha com o
raciocínio dedutivo, uma vez que parte da ocorrência de um evento indesejado e
previamente definido, chamado “evento topo”, e partir disso, busca as relações de
lógicas de falhas geradoras do evento decorrente. Essa técnica procura aumentar a
confiabilidade do sistema através da análise das causas e consequências das falhas
do evento topo, promovendo ações preventivas e corretivas para mitigar novas
ocorrências de tais falhas. A AAF é comumente usada para mensurar a regularidade
de falha de um sistema.
O Estudo de Perigos e Operabilidade, Hazard and Operability Studies
(HAZOP), foi elaborado para uma eficaz análise das variáveis de processo do
sistema em questão. Variáveis essas, tais como a pressão, temperatura, fluxo e
nível que são os perigos a serem analisados. É uma técnica de verificação
qualitativa elaborada para análise de linhas de processo, realizando a identificação
dos perigos e trabalhando na prevenção dos problemas. A análise HAZOP é uma
técnica formada por grupos multidisciplinares, onde cada variável de processo é
analisada com base em suas causas e consequências. Diferente das demais
técnicas apresentadas, o HAZOP é apropriado para o estabelecimento de processos
durante a fase de projeto ou para alterações de processos que já existem.
A grande questão da Análise de Riscos é a adoção da melhor estratégia que
se ajuste às exigências da análise, fazendo uso de uma determinada técnica
escolhida e complementando suas limitações com a utilização de outras técnicas
respeitando seus limites de operação e de forma que seja realizado um estudo
eficiente do problema.
2.2.2 Gerenciamento de Riscos
“Enquanto as operações de petróleo envolvem riscos, eles podem ser
geridos de forma eficaz e/ou eliminados quando são tomadas as
medidas adequadas.” American Petroleum Institute
Sob a ótica ambiental, a indústria do petróleo é associada à poluição que
causa, levando-se em consideração o histórico de incidentes de descarga de óleo no
mar ocorridos ao longo do tempo. Acidentes esses, que afetam o ambiente marinho
39
e em alguns casos, atingem populações próximas às localizações das instalações,
causando grandes prejuízos para as mesmas.
Segundo o American Institute of Chemical Engineers (AIChE), o
Gerenciamento de Riscos consiste na aplicação de políticas de gerenciamento,
procedimentos e práticas para a análise de tarefas, fazendo uso da avaliação e do
controle do risco em questão, visando a proteção da força de trabalho, das pessoas
de forma geral, do meio ambiente e dos ativos envolvidos no processo.
Para Muniz (2011), a utilização da análise e do gerenciamento dos
potenciais riscos, ocupacionais ou operacionais, decorrentes da indústria do petróleo
é justificada devido a relevância e grandeza dessa indústria e também dos seus
impactos ambientais.
Gerenciamento de Riscos é a identificação, análise e eliminação ou
mitigação dos riscos que ameaçam as práticas de uma organização a um nível, no
mínimo, aceitável. É o elemento-chave do Sistema de Gerenciamento da Segurança
Operacional e seu grande objetivo é orientar a destinação equilibrada dos recursos,
para encarar todos os riscos, controlar e mitigar os riscos viáveis.
A Teoria do Queijo Suíço proposta por Reason (2000), conforme Figura 12,
apresenta que barreiras e salvaguardas são elementos essenciais dos sistemas
para proteger as vítimas em potencial dos perigos do ambiente. Essas barreiras
podem ser soluções administrativas, de engenharia ou até mesmo de pessoas.
Figura 12: Trajetória de um acidente organizacional
Fonte: Reason apud Carvalho (2009)
40
Quando são corretamente implantadas, as barreiras atingem o objetivo fim,
porém, toda barreira apresenta uma fraqueza, onde os buracos no queijo suíço
podem ser considerados as falhas do sistema. De acordo com a teoria de Reason,
esses buracos abrem e fecham em diferentes momentos, o que remete a ideia de
que eles não estarão abertos numa mesma posição de forma que se torne uma
janela entre o perigo e o dano durante todo o tempo.
Os buracos do queijo apresentam origem por dois fatores: as condições
latentes e as falhas ativas. Essas últimas podem ser facilmente identificadas e
reparadas a tempo de que um evento se desenvolva; estão relacionadas às pessoas
constituintes do sistema e tem impactos de duração rápida sobre o sistema de
defesa. Por atuar dessa forma, a gestão das falhas ativas é considerada proativa,
enquanto as condições latentes são reativas, uma vez que são mais difíceis de
serem detectadas antes de uma ocorrência e podem não provocar eventos por
algum tempo até que se combine com as falhas ativas. Por este modo, sua gestão é
considerada reativa. É de grande importância observar que as falhas podem ser
geridas, entretanto, não podem ser eliminadas, pois nunca apresentaremos
confiabilidade de 100% no sistema de gestão de fatores humanos.
A Teoria do Queijo Suíço demonstra o ponto de vista da proteção em
camadas, onde os erros somente ocorrem numa baixa probabilidade quando os
buracos/falhas precisam estar alinhados para que existam os eventos de maior
gravidade. Traz também a situação da gestão de riscos mais precisa de forma a
detectar e afastar possibilidades de erros e/ou falhas humana. Pela Teoria, quanto
menos furos existirem, maior seguridade terá o sistema.
As técnicas de Análise de Riscos citadas anteriormente são usadas para
estabelecer e quantificar a dimensão de um incidente de processo. A partir disso, é
importante o entendimento de como a indústria atua no gerenciamento dos riscos
outrora analisados e classificados.
Dentre as técnicas de Gerenciamento de Riscos, as mais utilizadas são o
Gerenciamento de Mudanças (MOC), Programas de Integridade de Equipamentos e
Capacitação Operacional.
O Gerenciamento de Mudanças, Management of Change (MOC), é um
grupo de princípios e diretrizes de forma a garantir que as mudanças resultem em
ações dentro dos padrões de segurança estabelecidos. Seu objetivo é o
41
estabelecimento de uma prática formal escrita, de forma que as mudanças inerentes
aos processos não diminuam a segurança projetada para a operação original do
processo. A gestão de mudança é um processo que nunca tem fim, ou seja, deve
ser realizada e constantemente acompanhada por todo tempo de vida da instalação.
O Programa de Integridade de Equipamentos é um projeto de manutenção
preventiva que busca proporcionar a integridade dos equipamentos presentes nas
instalações, além de garantir a qualidade na produção de equipamentos e materiais
para as instalações. Um sistema de gerenciamento que promove a manutenção da
integridade dos ativos de uma instalação deve avaliar a percepção de todo o
processo da instalação, desde suas especificações até a fase da identificação das
formas de operação desses equipamentos, de forma a garantir a qualidade e
segurança da instalação. Um programa de integridade apropriado deve avaliar
detalhadamente os elementos críticos, tomando por base a Análise de Riscos
previamente realizada, de forma que a regularidade de testes e auditorias possam
ser estabelecidos de acordo com a criticidade do equipamento.
A Capacitação Operacional pode ser considerada como o treinamento (ou
reciclagem) dos trabalhadores sobre os procedimentos operacionais existentes nas
instalações, com vistas à diminuição da ocorrência de erros por parte deles. Além
disso, a Capacitação Operacional leva à garantia que a interface
trabalhadores/equipamentos da planta de processos sejam compatíveis.
2.3 SEGURANÇA OPERACIONAL
Na tentativa de definir a Segurança Operacional, Santos (2014) afirma que
caso uma pessoa more próximo a uma refinaria de petróleo, Segurança Operacional
denota que, independente do que venha a acontecer na refinaria, sua saúde e bem-
estar não serão afetados. Para as pessoas que realizam a construção da refinaria,
significa um controle eficiente de todo o processo de refino, proteção contra
vazamentos e prevenção contra incêndios e explosões.
Em 2006, a International Civil Aviation Organization (ICAO) definiu a
Segurança Operacional como a condição onde o risco de lesões às pessoas ou
prejuízos materiais é reduzido e mantido em um padrão aceitável, ou abaixo disso,
por meio de um processo continuado de identificação de perigos e gerenciamento de
42
riscos. Assim sendo, a segurança operacional é matéria essencial no estudo da
análise e gerenciamento de riscos e na preservação da saúde humana e do meio
ambiente.
A definição de Segurança Operacional reconhece que o risco decorrente da
realização de uma determinada atividade não pode ser reduzido a zero, mas pode
ser conduzido a um nível aceitável (ANAC, 2011). Nível este, levado como base
durante a medição da Segurança Operacional de uma determinada atividade. O
gerenciamento de risco à Segurança Operacional é um processo que envolve a
identificação de perigos que opostos à Segurança Operacional e ao gerenciamento
dos riscos. Assim, a expressão “Segurança Operacional” é um processo constante
onde são notadas as fases de identificação da medição, avaliação e
retroalimentação do sistema.
O Safety Management System (SMS), ou seja, o Sistema de Gerenciamento
da Segurança é uma ferramenta organizacional capaz de integrar satisfatoriamente
a Segurança Operacional à indústria do petróleo devido a sua elevada capacidade
de avaliar os riscos inerentes à atividade. Assim sendo, o SMS é um processo de
gerenciamento de riscos que integra o Sistema Operacional com os recursos
humanos e financeiros disponíveis, visando a manutenção da Segurança
Operacional em um nível satisfatório.
O SMS é dependente de um bom Banco de Dados que possua informações
importantes para a gerência da segurança e que reproduza o aumento dos níveis de
segurança ou até mesmo a manutenção de altos níveis já atingidos.
Espera-se que um bom sistema de gestão de segurança tenha como base
uma cultura produtiva de Segurança Operacional a qual permita o livre fluxo de
informações de segurança e uma cultura não-punitiva, onde seja permitida a
confissão de erros dos operadores e concessionários das instalações com o objetivo
de melhoria da segurança do sistema.
Levando-se em consideração a necessidade da determinação de
parâmetros para o estabelecimento e operação de um Sistema de Gerenciamento
de Segurança Operacional para as instalações marítimas de perfuração e produção
de petróleo e gás natural no Brasil, fora instituído, por meio da Resolução ANP nº
43/2007 e do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança
43
Operacional (RTSGSO) para instalações marítimas de E&P, o Sistema de
Gerenciamento da Segurança Operacional (SGSO).
Alinhado ao SMS, o SGSO é um método gerencial, elaborado para apoiar
medidas a serem tomadas pelos operadores e concessionários em relação aos
riscos a que estão expostos por toda e qualquer operação realizada nas instalações
offshore, comprovando assim, o controle sobre os riscos de suas atividades. Ele
apresenta uma completa gama de diretrizes de segurança que, caso seja implantado
de forma integral, é garantida a segurança para os ambientes que realizam as
operações de perfuração e produção. É pautado em 17 práticas de gestão com
vistas à proteção da vida humana e do meio ambiente e um quadro com suas
descrições pode ser encontrado no Anexo III.
O SGSO possibilita a tomada de decisões baseadas nas melhores
informações presentes num adequado banco de dados, proporcionando a melhoria
da Segurança Operacional do ambiente em questão e diminuindo a possibilidade da
ocorrência de acidentes de grandes proporções. Evidenciando o comprometimento
dos operadores e concessionários das instalações com a Segurança Operacional, o
SGSO reforça a cultura de segurança, alocando recursos de forma mais apropriada,
possibilitando maior eficiência do sistema e diminuindo os custos.
2.4 EXTENSÃO DA VIDA ÚTIL
É conhecido pelo termo “vida útil”, o período estimado de tempo que um
equipamento ou instalação possa realizar, de forma correta e satisfatória, suas
funções técnicas para as quais fora projetado e também, durante o tempo em que
realiza o trabalho de forma rentável. Para Degarmo (1973), a vida útil é dependente
da forma de utilização e manutenção do bem em questão.
A determinação da vida útil é de suma importância o momento de análises
econômicas, uma vez que permite a avaliação da vida útil, ou seja, se é
economicamente viável e rentável manter os equipamentos ou instalações, ou se
deve optar pela sua substituição.
O estudo sobre a extensão de vida útil de instalações demanda princípios
que levam em consideração a taxa de falhas, identificadas em análises, como
função do tempo de vida da instalação.
44
Durante a fase de projeto de uma instalação, é convencionado que a sua
taxa de falha seja constante e, quando necessário o reparo, que este seja perfeito,
substituindo o equipamento com problemas por outros novos. No caso de reparos
mínimos, o equipamento falho sofre o reparo e é recolocado em operação em
seguida.
Mesmo uma instalação em condições de operacionalidade adequadas,
entretanto com sua vida útil esgotada, pode apresentar partes e equipamentos já
envelhecidos, necessitando assim de uma análise minuciosa para a continuidade de
operação da instalação. Assim sendo, Silva (2008) afirma que a avaliação da
extensão de vida de uma instalação proporciona o aumento da confiabilidade da
planta de processo quando se busca a minimização de riscos de colapso
operacional e suas consequências.
Para um projeto de extensão da vida útil de uma instalação é necessário que
se avalie a confiabilidade das plantas de processo das instalações, além da
estrutura mecânica do casco das embarcações. A simples observação histórica de
plantas semelhantes indica que raramente os equipamentos falham de maneira
excessiva após esgotado o limite de tempo de projeto (LAFRAIA, 2001). Entretanto,
essa ação não é suficiente para que seja autorizado o uso de instalações por além
de seu tempo previsto. Lafraia (2001) aborda a necessidade da avaliação de riscos
de colapso operacional pela planta industrial e afirma que essa avaliação deve ser
dependente do atendimento à legislação, da manutenção da qualidade do produto,
do não aumento dos custos devido a paradas de produção e da garantia de
confiabilidade mínima previamente estabelecida.
A relação entre a quantidade de ocorrência de falhas e a idade de um
determinado equipamento pode ser ilustrada na Figura 13, pela “curva da banheira”.
O gráfico mostra a relação entre a taxa de falhas possíveis de ocorrência num
equipamento com o tempo de uso do mesmo, ou seja, no momento de construção
do equipamento há uma elevada ocorrência de falhas e que esse número tende ao
seu valor mínimo no período de vida útil determinado em seu projeto de construção.
A ocorrência de falhas torna a aumentar com a utilização do equipamento por além
de sua vida útil devido a problemas de desgaste do material decorrente de seu
envelhecimento. Esse aumento de falhas coloca a operação em risco, podendo até
mesmo ser interrompida de acordo com a gravidade. Para tal, é preciso que se
45
tenha “confiabilidade dos processos de produção e manutenção dos equipamentos
após atingida sua vida útil” (ORNELAS, 2014).
Figura 13: Curva da banheira
TAXA DE FALHA
INFÂNCIA VIDA ÚTIL DESGASTE
TEMPO
Fonte: Elaborado pelo autor.
No momento da construção de um determinado equipamento, sua vida útil é
estabelecida por meios de estudos de resistência à tração, colapso, temperaturas,
pressões, entre outros. Com o fim de sua vida pré-estabelecida, o equipamento
deveria ser desativado, contudo, já foi provado que alguns equipamentos da planta
de processo industrial são capazes de continuar operando além desse tempo. Por
estar trabalhando além de sua expectativa de vida, o equipamento passa a ficar
mais susceptível à ocorrência de falhas devido ao seu envelhecimento natural e já
pré-determinado (SILVA, 2008).
Ornelas (2014) ressalta que, uma instalação além de sua vida útil, mesmo
em operação e devidamente regulada, apresenta elementos envelhecidos, o que
não a exclui da possibilidade de ocorrência de um acidente de proporções
consideráveis.
A possibilidade de ocorrência de um colapso operacional deve ser mínima
(ORNELAS, 2014). De forma a mitigar seus riscos na planta de processo, a
confiabilidade e integridade da planta devem ser mensuradas de forma cuidadosa e
analítica por meio da avaliação da extensão de vida, para que sejam evitados danos
aos equipamentos e às pessoas, além do prejuízo ao meio ambiente.
No momento da construção de uma planta de processos é estabelecido um
período de vida útil para essa unidade. Após atingir esse período, a planta deveria
ser inutilizada e desativada. Entretanto, experiências em situações anteriores
indicam que as plantas de processo podem ter sua operação continuada por mais
algum tempo, mesmo cientes de que estarão susceptíveis a uma maior ocorrência
46
de falhas. Desta forma, é importante quantificar o nível de perda da
operacionalidade da instalação num possível caso de extensão de vida (SILVA,
2008).
A idade máxima “padrão” de projeto das instalações offshore é de 25 anos e
grande parte das atuais plataformas em operação no Brasil encontra-se em seu
término de vida útil e uma das principais preocupações existentes é saber qual a
melhor destinação a realizar. A descoberta das grandes reservas de hidrocarbonetos
no pré-sal brasileiro despertou a atenção à novos desafios tecnológicos, sobretudo
no que diz respeito a construção e a operação das grandes instalações de
exploração e produção de petróleo e gás natural. Sempre foi evidente o crescimento
da indústria offshore independente das crises do petróleo, inclusive, esse
crescimento é impulsionado pela constante inovação na área.
Quando uma instalação atinge o limite de vida útil preestabelecido em seu
projeto, existem 2 situações passíveis de destinação dessa instalação, a saber: o
descomissionamento e a extensão da vida útil na tentativa de evitar a interrupção da
produção de um determinado campo.
Segundo Ruivo (2001), descomissionamento é o processo de demolição que
ocorre ao final da vida útil das instalações marítimas, com a retirada de seus
equipamentos. Geralmente, a vida útil das embarcações está ligada ao período em
que o projeto se mantém economicamente viável, ou seja, tem seu fim com a vida
útil do campo em exploração. Contudo, em alguns casos há o interesse da
continuidade da produção nessas áreas e a extensão de vida das plataformas torna-
se um ponto importante a ser discutido.
2.4.1 Descomissionamento
A vida útil das plataformas é um dos principais motivos para o
descomissionamento das instalações. Diante do esgotamento do poço produtor,
estímulos são necessários para a continuação da extração do óleo de seu
reservatório. Para que sejam possíveis atividades de estimulação, são utilizados
navios do tipo WSV, Well Simulation Vessel, com equipamentos que aumentam o
custo da operação, tornando-as não mais economicamente viáveis. Assim, parte dos
recursos não chega a ser explorados devido ao aumento dos custos.
47
Ruivo (2001) afirma que a atividade de descomissionamento de uma
plataforma é o seu “desmantelamento” e em grande parte dos casos, removendo
seus equipamentos. No caso do descomissionamento de FPSOs, pelo fato dessas
instalações serem do tipo flutuantes, possuem menos custos e são mais fáceis para
que seja realizado seu descomissionamento quando comparadas com unidades
fixas de produção. A principal dificuldade do descomissionamento dessas
instalações é a desconexão de suas amarrações, flowlines e risers, já que não
fazem uso de dutos para o escoamento de sua produção. A remoção do sistema de
ancoragem das unidades em questão é realizada por meio de ROV’s, pois está
localizada acima do limite permitido de trabalho dos mergulhadores (AMORIM,
2010).
O processo de descomissionamento pode ser realizado de forma completa
ou parcial sendo possibilitado pelo desenvolvimento de novas tecnologias. Questões
econômicas, ambientais, regulamentações e características das instalações definem
o tipo de descomissionamento a ser realizado.
2.4.2 Extensão da vida útil de instalações
Com o passar dos anos, as instalações vinculadas à indústria do petróleo
vão atingindo seu período de vida estimado no projeto de construção. Para que seja
viável a continuidade da operação, é necessária uma efetiva gestão dos
equipamentos envelhecidos presentes na instalação. De forma geral, a gestão
estruturada dos equipamentos já envelhecidos apresenta grande potencial de
mitigação dos riscos inerentes às atividades e também busca o aperfeiçoamento dos
padrões de segurança a serem seguidos pela indústria do petróleo.
Håbrekke et al. (2011) salienta que a degradação de materiais, a
obsolescência e questões organizacionais são aspectos importantes de
envelhecimento de materiais e equipamentos durante um planejamento de extensão
da vida de uma instalação. Grande parte da literatura foca na questão do
comprometimento com a degradação material, entretanto os demais aspetos
também representam mudanças essenciais na gestão do envelhecimento.
A degradação material é considerada devido às propriedades dos materiais
constituintes dos equipamentos, condições de operação da instalação, condições
48
ambientais enfrentadas e práticas de manutenção realizadas. A obsolescência
mostra-se pertinente por tratar da desatualização de equipamentos, da necessidade
de implantação de novas tecnologias e novas exigências operacionais. Já as
questões organizacionais são citadas devido à não efetiva gestão do conhecimento
por parte dos trabalhadores, a novas operações que possam vir a exigir mudanças
na organização e também pelo aumento da carga de trabalho promovida pelo
aumento da manutenção.
Håbrekke et al. (2011) atenta ao fato de que a realização do processo para a
o aumento da vida de uma instalação não deve comprometer a segurança da
mesma, pelo contrário, um grande planejamento de segurança deve ser feito para
essa instalação de modo que a segurança seja garantida por todo período de vida
estendido. Para isso, o processo de extensão de vida útil de uma instalação
norueguesa é descrito em 6 fases, conforme observado na Figura 14:
Figura 14: Processo de extensão de vida útil na Noruega
Fonte: Elaborado pelo autor.
O processo apresentado é iniciado por meio da aquisição de um bom Banco
de Dados para identificar e analisar os fatores de riscos e propor medidas de
mitigação para que seja possível a seleção da criticidade estrutural da instalação
buscando identificar unidades críticas e barreiras em relação a consequências de
possíveis falhas e a probabilidade de sua ocorrência. Dadas as falhas, sua análise é
o próximo passo e também a identificação de medidas de redução de risco
49
potencial. Diante deste fato, realiza-se a avaliação do risco global com base em
todos os aspectos de envelhecimento, diante das medidas de redução de risco.
Nesse ponto, caso o risco global seja aceitável, será elaborado um plano de gestão
para a extensão de vida da instalação. Caso contrário, medidas de redução de
riscos devem ser adicionadas e ocorre a preparação de um novo plano de
modificação e manutenção. Após a realização das etapas apresentadas, a avaliação
do risco deve considerar o estado desejável de uma instalação por todo o período de
vida estendido.
2.4.2.1 Extensão do casco
Os navios do tipo FPSO apresentam compartimentos no interior de seu
casco. Compartimentos esses, como porões, casa de máquinas, tanques (de óleo e
de água, por exemplo) e caldeiras. No momento do projeto da extensão de vida de
um casco, deve-se ter uma atenção especial à todos os compartimentos do navio e
não só do costado.
Durante o projeto de extensão são realizados estudos a respeito da
integridade mecânica do casco da instalação. Esses estudos proporcionam um
profundo conhecimento a respeito dos equipamentos e materiais presentes no casco
do navio após um tempo considerável desde seu projeto e assim, é possibilitada a
identificação de sinais de degradação do sistema por falha de fadiga ou até mesmo
de danos no revestimento em locais com elevadas concentrações de tensões em
tanques. Nesse momento, a verificação das soldas é de extrema importância, de
forma a garantir que não ocorra uma trinca neste local. Para que o estudo que levará
a extensão da vida útil de um casco aconteça, é necessário que sejam previstos
problemas estruturais futuros, diminuindo sua frequência de ocorrência ou até
mesmo os impedindo de ocorrer.
2.4.2.2 Extensão do topside
Não existem ainda no Brasil regulações, práticas e procedimentos explícitos
para a extensão da planta de processos das instalações offshore de exploração e
produção de petróleo e gás natural. As discussões sobre esse assunto ainda são
50
bastante incipientes, embora algumas plataformas já tenham ultrapassado seu
tempo de vida estimado em projeto focando os estudos apenas para estruturas e
cascos, não sendo considerados a planta de processos nem os sistemas de carga.
Embora não existam regras explícitas sobre a extensão de vida útil, as 17
práticas de gestão da segurança do SGSO são válidas para todo o período útil de
vida de uma instalação. Sendo assim, em última análise, o tema “vida útil” não está
totalmente fora das regulações brasileiras.
Alguns órgãos reguladores no mundo já possuem projetos e regulações que
fomentam esse tipo de ação, inclusive já realizam tais atividades. Por meio dessa
legislação existente, a Austrália, o Reino Unido e a Noruega já aprovaram pedidos
de extensão de vida útil para o casco e também para o topside da instalação. Os
conhecimentos acerca desse assunto buscam ser expandidos por meio de
benchmarkings com esses órgãos reguladores para que assim seja possível a
elaboração de uma regulação específica para o tema de extensão de vida útil de
topsides.
51
3 PANORAMA BRASILEIRO DE EXTENSÃO DA VIDA
Com a instituição da Lei do Petróleo em 1997, a Petrobras deixou de exercer
o monopólio sobre as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural
no Brasil e assim, passou a ser permitida a participação de outras empresas nas
atividades. Os direitos da estatal sobre os blocos em exploração e os campos em
produção naquela data, foram retificados pela nova Lei e foram assinados mais de
390 contratos de concessão, fato conhecido como “Rodada Zero”, entre o novo
órgão regulador, ANP, e a Petrobras.
No ano de 2018 são completados 20 anos da Rodada Zero e pensando no
retorno sobre seus investimentos, a Petrobras adiantou a renovação de todos os
contratos realizados naquela ocasião, uma vez que, para ter um bom rendimento
dos recursos do petróleo, especialmente em regiões de águas profundas, são
necessários de 20 a 25 anos para que a empresa recupere seu investimento inicial.
Diante do pedido da estatal, a ANP deu início a estudos para a renovação de
tais demandas. A análise do órgão regulador possui como foco a renovação dos
contratos de operações nas áreas onshore e offshore. Nessa avaliação, três áreas
recebem tratamento especial, como: Marlim na Bacia de Campos e Ubarana na
Bacia Potiguar, para as áreas offshore, e Araçais na Bacia do Recôncavo, em áreas
onshore.
O campo de Marlim teve sua autorização para a extensão do contrato de
concessão em 2015, chamada de “Projeto de Revitalização de Marlim”, com a
substituição das 10 plataformas (7 semissubmersíveis e 3 FPSOs) em operação, por
duas novas instalações do tipo FPSO em 2020 (ANP, 2015). Entretanto, diante das
expectativas do órgão regulador, não deve ser considerada sempre uma troca de
instalações existentes em casos de pedido de extensão dos contratos de concessão.
Desse modo, as equipes de segurança da ANP estão voltadas aos temas de
envelhecimento de equipamentos e instalações e de extensão de vida útil, para que
esses temas possam andar concomitantemente com a validação dos processos de
extensão dos contratos de concessão.
Uma vez que o prazo de vida estimado em projeto das instalações offshore é
de 25 anos, conforme já mencionado, e a validade dos contratos de concessão de
52
27 anos, um bom indicador é identificado para que as empresas realizem avaliações
formais visando evidenciar a continuidade segura de suas operações por todo o
tempo do contrato de concessão da área.
Incorporado ao estudo de renovação do contrato de concessão, a extensão
de vida útil das instalações acaba por ser uma questão relevante para a aprovação
da renovação desses contratos, visto que as instalações utilizadas nessas áreas
estão atingindo seu limite de vida pré-estabelecido. Entretanto, ainda não existe no
Brasil uma regulação capaz de nortear a indústria do petróleo quanto às questões de
extensão de vida útil do topside das instalações, como já abordado anteriormente.
Existe uma profunda necessidade de fiscalização rigorosa das instalações
mais antigas com o objetivo de mitigar a ocorrência de acidentes de grandes
proporções, como o ocorrido no caso do FPSO Cidade de São Mateus, em 2015.
Em outro momento, a referida instalação havia passado por um processo de
extensão de vida útil de seu casco, onde foi verificada sua integridade técnica
referenciada pela vida de fadiga do casco, entretanto, não fora apresentado plano de
extensão de vida para a planta de processo da instalação.
O acompanhamento constante de equipes de segurança do órgão regulador
de petróleo e gás promove modificações nos projetos das instalações e a vida útil
antes projetada, pode sofrer alteração devido a certas mudanças, fato que busca
mitigar a ocorrência de incidentes graves. Nesse acompanhamento, a gestão da
integridade mecânica é um assunto de bastante relevância e pela ordem natural,
instalações mais antigas são as mais prejudicadas em relação ao tema.
O panorama apresentado a seguir tem por fonte a Documentação de
Segurança Operacional (DSO), enviado pelo concessionário da instalação ao órgão
regulador com 180 dias de antecedência da data prevista para o posicionamento da
instalação em seu local definitivo, independentemente do tempo que leve para o
início da produção, ou a qualquer momento que sofrer algum tipo de modificação.
Segundo o RTSGSO, todo concessionário deve apresentar três documentos ao
órgão regulador, a saber:
a) Matriz de Correlação (MC): Relação existente entre o sistema de
gerenciamento de segurança operacional utilizado pelo concessionário e
os requisitos do SGSO.
53
b) Descrição da Unidade Marítima (DUM): Documento composto pela
descrição dos elementos de segurança da instalação: arranjo geral da
instalação, fluxogramas de processos, certificados e documentos que
detalham a operação.
c) Relatório de Informações do Concessionário (RIC): Informações do
concessionário, da instalação e da operação.
Caso a empresa operadora da instalação não seja a mesma empresa
concessionária, o envio da DSO e toda resposta ao órgão regulador ocorre por meio
desta última.
Neste estudo serão apresentadas informações no que tange ao ano de
construção e conversão das instalações, tempo de operação e vigência dos
contratos de concessão. Também serão apresentadas perspectivas futuras sobre a
quantidade de instalações de produção offshore em relação à sua vida operacional e
à validade dos contratos.
3.1 IDADE DAS INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO OFFSHORE
Segundo Costa (2015) e Medeiros (2015), podem ser identificadas 3
possibilidades para a construção de uma plataforma do tipo FPSO:
a) Unidade convertida, onde é realizado o processo de conversão de um
navio petroleiro em FPSO;
b) Unidade nova a partir de um projeto antigo, em que há a conversão no
papel de um navio petroleiro em FPSO e
c) Unidade nova a partir de um projeto novo, onde um novo projeto será
elaborado para a construção do FPSO. Essa possibilidade geralmente
promove maior confiabilidade e menor manutenção da instalação.
É comum o entendimento pelos dois autores que a forma mais comum de
construção de um FPSO ocorre através da conversão de um navio petroleiro. Os
principais pontos a serem levados em consideração nesse momento são a dimensão
do navio, aspectos estruturais e de estabilidade, bem como os fatores econômicos
(MEDEIROS, 2015). As grandes vantagens da utilização da conversão de navios
petroleiros para a construção de FPSOs estão nas questões de custo e prazo de
construção, uma vez que existe certa disponibilidade de cascos no mercado para a
54
conversão barateando o processo, e a expertise de estaleiros para a realização
dessa atividade.
A construção de FPSOs pode ser feita com casco singelo ou duplo, não
sendo restritivo o uso de casco duplo com exceção em países como os EUA e a
Austrália que possuem proibição da utilização de cascos singelos, por questões de
segurança e facilidade para a limpeza dos tanques presentes no navio (COSTA,
2015). No processo de conversão de instalações de produção são navios petroleiros
convertidos em FSOs e FPSOs.
Segundo dados obtidos da ANP, existem 148 instalações de produção
offshore em operação no Brasil. Conforme a Figura 15, a grande maioria dessas
instalações é do tipo fixa, correspondendo a 90 unidades e podendo ser de concreto,
jaquela ou Coisson. Em seguida, estão os FPSOs, com 35 unidades e as
semissubmersíveis, com 16. As demais instalações, num total de 7, correspondem a
FPUs, FPWSOs, FSOs e TLPs.
Figura 15: Tipo das instalações de produção offshore no Brasil
Fonte: Elaborado pelo autor.
Da quantidade de instalações apresentada, 51, conforme Figura 16, são
instalações que passaram pelo processo de conversão.
55
Figura 16: Quantidade de instalações convertidas e não convertidas
Fonte: Elaborado pelo autor.
Os gráficos a seguir foram elaborados seguindo a mesma escala de cores,
então, o verde foi considerado para instalações com menos de 15 anos, amarelo
para instalações prestes a atingir 25 anos e vermelho para instalações em que já
tenham ultrapassado seu limite de vida preestabelecido em projeto.
As instalações de produção são projetadas para operar num limite de vida
de 25 anos e, considerando seu ano de construção como ponto de partida para o
estudo de sua vida, podemos classificá-las em 3 categorias conforme a Figura 17:
aquelas com idade superior a 25 anos seguida de um grupo que está se
aproximando do seu limite, entre 16 e 25 anos, e o último grupo, com idade inferior a
15 anos.
56
Figura 17: Distribuição das instalações de produção segundo o ano de construção
Fonte: Elaborado pelo autor.
Nota-se que 106 das instalações de produção aparecem com mais de 25
anos desde a sua data de construção, número bastante expressivo que denota mais
da metade da frota brasileira. Além disso, 16% estão se aproximando de seu tempo
útil de vida projetado e, 12% representa o grupo com idade inferior a 15 anos desde
o seu ano de construção, representando 24 e 18 instalações, respectivamente.
Levando em consideração a conversão das instalações, pode-se notar que,
das 97 unidades convertidas, e apresentadas anteriormente, 66% delas se
apresentam no grupo das que já ultrapassaram seu tempo de vida e requerem mais
atenção, conforme mostrado na Figura 18. Do restante, 17 unidades estão se
aproximando de sua data útil e 16, fazem parte do grupo com menos de 15 anos.
57
Figura 18: Idade das instalações de produção não convertidas
Fonte: Elaborado pelo autor.
Com essa análise, a Figura 19 indica a quantidade de instalações em
conformidade com a década de sua construção.
Figura 19: Década de construção das plataformas de produção no Brasil
Fonte: Elaborado pelo autor.
Conforme identificado na Figura 19, partindo do grupo de instalações que já
ultrapassaram os 25 anos, maioria está concentrada nos anos 80 com 59
instalações, seguido de 45 nos anos 70 e apenas 2 instalações nos anos 60. As
instalações que estão mais próximas de atingir seu tempo útil de vida totalizam 21
unidades e as demais, 21 unidades.
A esse ponto, faz-se importante uma análise em relação à localização de
operação dessas instalações. Importante ressaltar que, no Brasil, uma instalação
58
antiga não está necessariamente associada a um campo mais antigo quando
comparado aos demais. Da mesma forma, não significa que uma instalação mais
recente esteja necessariamente associada a campos mais novos, ou seja, essas
instalações podem estar operando em campos mais antigos. Para ilustrar a análise,
a Figura 20 mostra a distribuição das plataformas de produção entre as bacias
brasileiras, levando em consideração sua idade.
Figura 20: Instalações de produção offhsore por bacia
Fonte: Elaborado pelo autor.
A Figura 20 apresenta o perfil de grande parte da infraestrutura de
envelhecimento em campos petrolíferos marítimos brasileiros. Como exemplo, a
bacia de Potiguar que apresenta 29 instalações de produção e mais da metade está
acima de sua vida preestabelecida em projeto, 25 anos. Na bacia de Campos, mais
de 75% da frota já superou seu tempo útil de vida, entretanto, a renovação dos
contratos de concessão nessa área pode ser uma solução para esse problema. No
caso do campo de Marlim, recém aprovado no processo de extensão do contrato,
haverá substituição das instalações, promovendo uma melhora desse cenário
identificado na bacia de Campos.
O caso mais crítico dentre os apresentados é o da bacia do Ceará, onde
90% das instalações em operação já atingiram seus 25 anos desde sua construção.
Ponto importante a ser notado é que as instalações presentes no nordeste
brasileiro operam sem embarques periódicos da equipe de trabalho, ao passo que,
59
quase a totalidade das instalações operantes no sudeste trabalham com embarques
periódicos.
3.2 IDADE DOS CONTRATOS DE CONCESSÃO
Os prazos estabelecidos nos contratos de concessão no Brasil foram obtidos
por meio de pesquisas realizadas pelo órgão regulador da indústria do petróleo e
gás natural de acordo com a Portaria ANP nº 90/2000, posteriormente substituída
pela Resolução ANP nº 17/2015, que aprovou o Regulamento Técnico do Plano de
Desenvolvimento.
Como resultado da Rodada Zero, os contratos assinados entre a estatal e o
órgão regulador brasileiros, apresentam prazo de 27 anos de vigência e conforme
exposto, estão próximos de seu fim. Portanto, o tempo transcorrido de operação
offshore é diferente do tempo da concessão, desde que a operação tenha começado
antes da assinatura do contrato e pelo motivo da empresa estatal ter sido a única
detentora de todas as áreas brasileiras passíveis de exploração e produção de
petróleo e gás natural. O fato de algumas operações terem seu início antes da
publicação da Lei do Petróleo, leva à possibilidade da existência de plataformas
entre 30 e 40 anos de serviço.
Segundo normas regulamentares, os concessionários das instalações
podem propor a prorrogação dos contratos de concessão por tempo adicional a ser
acordado entre ambas as partes.
De acordo com a Figura 21, nota-se a quantidade de instalações de
produção, por bacia sedimentar, de acordo com o tempo para o fim do contrato de
concessão dos blocos em operação. Como exceção ao padrão definido para as
cores dos gráficos, na Figura 21 pode ser identificada a cor verde para instalações
mais distantes do vencimento do contrato de concessão (mais de 21 anos), a
vermelha para instalações com tempo de vencimento do contrato menor que 10
anos, e a amarela para as demais instalações.
60
Figura 21: Tempo para o fim do contrato de concessão
Fonte: Elaborado pelo autor.
A Figura 21 indica que as 29 instalações presentes na bacia de Potiguar
apresentadas na Figura 20, estão localizadas em blocos onde os contratos de
concessão terão seu fim em menos de 10 anos, ou seja, todos os campos estão
relacionados à Rodada Zero. Situação similar pode ser identificada na bacia de
Campos, onde 51 das 63 instalações estão localizadas em regiões relacionadas
também à Rodada Zero. No entanto, na bacia de Santos, nota-se que mais de 90%
das instalações estão localizadas em áreas de contratos recentes, onde seu
vencimento é definido para os próximos 11 - 30 anos.
Pensando na identificação de instalações construídas ao longo de 25 anos,
de acordo com a Figura 20, que operam sob contratos de concessão que expiram
em até 10 anos, Figura 21, a Figura 22 foi desenvolvida para entendimento do
cenário de envelhecimento das instalações em operação.
61
Figura 22: Idade das instalações, com base no ano de construção, ao final da vigência do contrato de concessão da Rodada Zero
Fonte: Elaborado pelo autor.
Sendo assim, a principal diferença entre as Figuras 21 e 22, é que ao invés
de apresentar a idade das instalações no presente ano, a Figura 22 apresenta a
projeção da idade da instalação no término do contrato de concessão da Rodada
Zero.
Pode-se notar que, das 51 instalações operantes na bacia de Campos com
contratos da Rodada Zero, 45 apresentarão idade superior a 25 anos, fato que
remete ao uso por além de sua vida útil e consequentemente mais susceptível a
acidentes.
A bacia de Camamu-Almada não se faz presente na Figura 22 por não se
tratar de uma área com contrato de concessão pela Rodada Zero.
Analisando o processo de envelhecimento das instalações, pode ser
considerado que o tempo de vida de uma instalação seja representado a partir de
sua conversão, ao invés da construção, uma vez que existem revisões apropriadas
no momento da conversão da instalação em estaleiros. Sendo assim, pode-se notar
a diferença entre as Figuras 22 e 23, em que foi utilizado o ano de conversão da
instalação para o cálculo da estimativa de vida da mesma ao fim do contrato de
concessão da Rodada Zero.
62
Figura 23: Idade das instalações, com base no ano de conversão, ao final da vigência do contrato de concessão da Rodada Zero
Fonte: Elaborado pelo autor.
As diferenças identificadas entre as Figuras 22 e 23 deve-se ao fato das
instalações terem passado pelo processo de conversão. Analisando sob a ótica da
conversão das unidades, a situação da bacia de Campos torna-se menos
preocupante quando o ano de conversão é tomado como base para avaliar o
envelhecimento das instalações, ressaltando que, de 45 apresentadas
anteriormente, apenas 16 enontrar-se-ão acima de 25 anos ao término da vigência
do contrato de concessão da Rodada Zero.
Prevendo possíveis demandas futuras sobre extensão de contratos de
concessão de Rodadas além da Zero já apresentada, como as Rodadas de
Licitações 2 e 3 por exemplo, as Figuras 24 e 25 são apresentadas, tomando por
base o ano de construção e o ano de conversão, respectivamente. Para isso, a
idade das instalações foi projetada para os próximos 20 anos.
63
Figura 24: Idade das instalações, com base no ano de construção, ao final da vigência do contrato de concessão das Rodadas 2 e 3
Fonte: Elaborado pelo autor.
Figura 25: Idade das instalações, com base no ano de conversão, ao final da vigência do contrato de concessão das Rodadas 2 e 3
Fonte: Elaborado pelo autor.
As instalações que operam em áreas sob a Rodada Zero não são
consideradas para os efeitos das Figuras 24 e 25. Nota-se uma diferença
considerável entre a idade das instalações, com base no ano de construção, ao final
da vigência do contrato de concessão entre a Rodada Zero e as Rodadas 2 e 3,
visto que no primeiro caso, é apresentado um número considerável de instalações
acima da sua vida útil. A Figura 24 mostra ainda 70% das instalações acima de seu
tempo previsto em projeto, entretanto, esse cenário muda quando avaliamos a
64
mesma situação com base no ano de conversão da instalação, que por sua vez,
mostra uma grande vantagem quando comparada aos demais casos.
65
4 ARCABOUÇO REGULATÓRIO
Frente às atuais mudanças do cenário econômico mundial e da crescente
possibilidade de recuperação de óleo e gás, os concessionários das instalações
podem optar pela continuidade de seus negócios fazendo uso de instalações em
que a idade já tenha ultrapassado seu limite preestabelecido em projeto. Os grandes
desafios dessa prática são notados pela conservação das condições de segurança
adequadas no tempo de uso das instalações offshore que completam sua vida útil e
também na autorização do órgão regulador para a extensão.
Diante do exposto, é notória a complexidade do controle regulatório no
processo de E&P offshore de petróleo e gás natural. Uma adequada regulação deste
amplo setor da indústria mostra-se de extrema importância quando o assunto tratado
é a segurança do meio quanto a pessoas e ao ambiente. Fazer uso apenas de lei,
regulamento específico ou até mesmo um único órgão determinado não são
suficientes para uma regulação compatível com o nível que a indústria exige. Deste
modo, órgãos brasileiros e entidades internacionais são responsáveis por traçarem
as diretrizes dessa regulação promovendo leis, boas práticas e recomendações para
a indústria.
4.1 REGULAÇÃO NO MUNDO
A ocorrência de acidentes de grandes proporções tem influência direta na
alteração da legislação de prevenção de acidentes de um país, com vistas no
melhoramento da estrutura regulatória, proporcionando a diminuição ou até mesmo,
evitando a repetição do evento e minimizando impactos sobre a vida humana e ao
meio ambiente (VIERENDEELS, 2011).
Com o acidente da plataforma Deepwater Horizon, os EUA adotou medidas
propostas a diminuir a probabilidade da ocorrência de novos vazamentos de óleo
nas proporções em que ocorreram. As instituições reguladoras daquele país foram
reestruturadas e novas demandas tecnológicas foram requeridas para a indústria de
petróleo e gás natural (MUEHLENBACHS et al., 2013).
66
Skogdalen e Vinnem (2011a) ressaltam a importância de auditorias de
segurança, in loco, por parte dos agentes reguladores, focando na análise de riscos
como elemento essencial na prevenção e mitigação de eventos indesejáveis.
Perante a necessidade da inovação, o crescimento da utilização de
regulações com base em metas e desempenho tem se mostrado significante. Deste
modo, as empresas adaptam seus programas e procedimentos de forma a moldá-los
conforme seu tipo de negócio e ambiente em que atuam. Essa inovação promove o
desenvolvimento de sistemas mais seguros e um maior respaldo na identificação
dos problemas e criação de melhores soluções.
A utilização de indicadores de risco é adotada por diversos órgãos
reguladores do mundo, tentando responder a uma das principais questões que
aparecem quando do término de investigação de um determinado acidente: O
evento ocorrido é sintoma de problemas sistêmicos de segurança na indústria ou foi
resultado de operação não realizada conforme padrões pré-estabelecidos para a
atividade (SKOGDALEN et al., 2011b)? Esses indicadores são denominados
reativos, já que fazem uso de dados de históricos de quase acidentes e acidentes.
Outro grupo de indicadores é o preventivo, em que são analisados dados de
operação dos operadores das instalações, proporcionando feedbacks para a
indústria, permitindo a atuação para que um acidente maior não venha a suceder
novamente. (DAGG et al., 2011)
Objetivando a promoção de melhorias nas áreas de segurança e saúde na
indústria offshore do petróleo, foi criado o Fórum Internacional de Reguladores de
saúde e segurança offshore - The International Regulators’ Forum (IRF) afim da
cooperação em programas conjuntos e compartilhamento de informações entre os
órgãos membros. Através da união dos órgãos reguladores membros do IFR, são
realizados fóruns com objetivos de impulsionar assuntos referentes à segurança
offshore e promovendo assim, um maior benchmarking dos programas de cada país
membro.
Com mais de 23 anos, a importância do IRF consolidou-se somente após o
acidente do Deepwater Horizon quando as discussões entre os países membros
foram realizadas e eles puderam perceber o quão relevante é a questão da
cooperação e do compartilhamento de informações acerca da segurança
operacional objetivando a mitigação de ocorrências graves como a citada.
67
Os encontros ocorrem anualmente e as instituições internacionais exibem
suas proposições de melhorias para o tema da Segurança Operacional. Dentre
essas instituições, fazem-se presentes também o API, a International Organization
for Standardization (ISO), a Internacional Association of Oil & Gas Producers (OGP)
e a International Association of Drilling Contractors (IADC) e não somente os órgãos
reguladores de segurança dos países membros.
Serão apresentadas práticas pertinentes a alguns países membros do IRF e
a escolha dos mesmos foi realizada devido a grande relevância que esses países
apresentam quanto ao assunto da extensão de vida útil de instalações, focada na
Segurança Operacional da indústria offshore de petróleo e gás natural no mundo.
Assim sendo, os países escolhidos foram os Estados Unidos, representado pelo
Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE), a Noruega, representada
pela Petroleum Safety Authority Norway (PSA), o Reino Unido, representado pela
Health and Safety Executive (HSE) e a Austrália, representada pela National
Offshore Petroleum Safety and Environmental Management Authority (NOPSEMA).
Em estudos organizados pelo órgão, fora identificada uma maior ocorrência
de incidentes, em especial, perda de contenção, em instalações mais antigas, fato
que desperta interesse dos órgãos no processo de extensão de vida útil de uma
instalação.
4.1.1 Estados Unidos
O órgão responsável pela fiscalização da indústria offshore de petróleo e gás
nos EUA é o Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) e a lei que
autoriza as operações de E&P é a Outer Continental Shelf Lands Act (OCSLA). Essa
lei permite a realização de programas de concessão de áreas e também a condução
de um projeto de regulamentação garantindo a seguridade das atividades.
Em relação ao regime regulatório americano, a lei de segurança e meio
ambiente exige que empresas criem controles internos e cumpram as questões
relacionadas à segurança, acompanhando o padrão norueguês fundamentado no
desempenho para a normatização de segurança, seguindo tendências e melhores
práticas da indústria do petróleo.
68
Após a explosão da plataforma Deepwater Horizon houve uma grande
reforma na estrutura da regulação americana sobre as operações offshore (BSEE,
2014). Com essa mudança, foi criado o BSEE, promovendo o fortalecimento dos
requisitos operacionais desde o projeto até a segurança do trabalho (BSEE, 2014).
O objetivo dessa modificação foi criar um ambiente regulador capaz de avaliar e
conduzir, de forma efetiva, a criação de uma cultura de segurança para com os
operadores das instalações.
O órgão regulador americano faz uso de indicadores que remetem ao
desempenho global dos operadores das instalações. A avaliação desses indicadores
ocorre com determinada frequência e o BSEE realiza auditorias nas unidades,
obrigatoriamente, uma vez ao ano com ciência do operador ou, sem aviso prévio a
qualquer momento conforme necessidade.
A partir de 2014 a regulação offshore americana passou a ser realizada por
cinco órgãos americanos, conforme Figura 26, a saber:
BSEE – responsável pela segurança, proteção do ambiente e
preservação dos recursos por meio de supervisão regulamentar nas
operações offshore;
Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) – órgão responsável
pela promoção da gestão ambiental e análise das perspectivas
econômicas pertinentes ao desenvolvimento e avaliação de estudos
ambientais. Além disso, busca formas renováveis no processo de E&P
do petróleo, dando direito à continuidade a um trabalho seguro e
ambientalmente responsável.
United States Coast Guard (USCG) – uma das forças armadas dos EUA,
é responsável pela seguridade marítima, de navegação e defesa do
meio ambiente. Por tratar da proteção de unidades sob jurisdição
americana, a USCG desenvolveu um projeto de gerenciamento do ciclo
de vida de instalações, onde relacionam peças de equipamentos,
design, fabricação, reparação e manutenção, além de modificação de
projeto e remodelação com o tempo de utilização desses ativos.
OSHA – responsável por questões de segurança e saúde ocupacional
Environmental Protection Agency (EPA) – agência governamental
responsável pela proteção da saúde e do meio ambiente, assegurando
69
meios visando a redução dos riscos ambientais que a operação promove
e também impondo medidas penais em casos de violação de leis
ambientais.
Figura 26: Estrutura de fiscalização de segurança americana da exploração e produção de
petróleo
Fonte: Elaborado pelo autor.
O BSEE não apresenta regulação para casos de extensão de vida útil de
instalações, entretanto, partindo do gerenciamento do ciclo de vida praticado pela
USCG, seria capaz de estabelecer uma regulamentação acerca do assunto, dando
maior controle ao órgão regulador, sobre sistemas críticos instalados nas unidades
offshore.
4.1.2 Noruega
A preocupação da Noruega com a segurança na indústria offshore de
exploração e produção de petróleo teve início a partir do blowout na plataforma
Ekofisk Bravo, em 1977 e também após o afundamento da plataforma Alexander
Kielland, em 1980, ambos no Mar do Norte. A partir de então, o país criou
programas com o objetivo de promover uma maior conscientização das pessoas em
relação à proteção dos trabalhadores (SKOGDALEN, VINNEM, 2011; AVEN, 1998).
Tal preocupação foi o precursor do avanço de tecnologias de resposta a
vazamentos de óleo (NOFO, 2014) e o marco na regulação offshore norueguesa foi
70
notado do início da utilização dos métodos de análise de riscos na indústria a partir
de 1980 (AVEN, 1998).
A Petroleum Safety Authority (PSA) é o órgão regulador das atividades
offshore de exploração e produção de petróleo norueguês (DAGG et al., 2011).
Criada em 2004, a PSA contempla a regulação da segurança operacional das
atividades de E&P, plantas de processo, sistemas e dutos relacionados à atividade
da indústria de petróleo e gás natural (PSA, 2013).
Por atuar numa regulação pautada em requisitos de gestão e desempenho
de forma a mitigar a ocorrência de grandes acidentes, a PSA é referência no quesito
“regulação” pelo mundo (DAGG et al., 2011). Dessa forma, Dahle et al. (2012) afirma
que o modelo adotado pela PSA deve ser seguido por outros países, devido ao
tratamento do desempenho operacional das unidades de exploração e produção de
petróleo.
A estrutura governamental norueguesa para as atividades de exploração e
produção de petróleo offshore é composta por três órgãos apresentados abaixo e,
pode ser ilustrada pela Figura 27.
PSA – responsável por questões de saúde, segurança e ambientais
associadas às atividades de E&P norueguesas;
NCA – responsável pela garantia da defesa da segurança das
navegações e preparação contra eventos de poluição;
KLIF – responsável pela diminuição da emissão de gases tóxicos
atuantes no efeito estufa, bem como pela preservação e definição da
política ambiental.
Figura 27: Estrutura de fiscalização de segurança norueguesa da exploração e produção de petróleo
Fonte: Elaborado pelo autor.
71
De acordo com o aumento da quantidade de instalações offshore mais
antigas, em 2006 o PSA deu início a um projeto de estudo sobre o envelhecimento
dessas unidades. Naquele momento, as grandes preocupações estavam baseadas
nos aspectos de integridade da instalação, no entanto, o foco foi mudando ao longo
do tempo, de modo que, além da questão de degradação do material/equipamento,
os reguladores começaram a buscar informações a respeito da obsolescência e
questões organizacionais dos operadores das instalações.
Desde 2006 a PSA trabalha com o tema de envelhecimento e extensão de
vida útil de plataformas de produção visando a mitigação da ocorrência de
acidentes. Com esse estudo, foram mapeados fatores que limitam a segurança das
instalações como consequência do envelhecimento das mesmas.
Dessa forma, realiza auditorias aos operadores sobre a forma que os
mesmos estão lidando com as questões de envelhecimento e extensão de vida das
instalações. Além das auditorias, desenvolve banco de dados com informações
relativas à extensão da vida útil para as instalações norueguesas em atividades,
desenvolvem procedimentos internos para a consideração de pedidos de extensão
de vida e atuam cooperativamente com associação dos operadores e autoridades
competentes em questões relativas ao prolongamento da vida útil das instalações.
Com essas ações, o PSA promove maior consciência sobre envelhecimento
de instalações entre os operadores, desenvolve padrões e diretrizes para a extensão
de vida, atualizam regulamentos sobre diversas questões relacionadas ao assunto e
assim, podem ser observadas melhorias em manutenção, a longo prazo, de planos
para as instalações.
Além da atuação e ações apresentadas, o foco contínuo do órgão regulador
está nas análises dos incidentes e como a indústria pode estar preparada para isso,
além de dados históricos sobre a integridade dos campos em atividade,
componentes críticos não disponíveis para inspeções, planos para a gestão da
integridade e ações necessárias visando a manutenção da segurança nas
instalações.
O PSA faz uso de um escopo regulatório com base em desempenho, fato
que justifica seus regulamentos conterem poucos requisitos técnicos. Essa situação
promove uma flexibilidade aos operadores de instalações, uma vez que permite
72
práticas regulatórias mais atualizadas ao ser comparada com outras normas de
conteúdo detalhado, facilitando o desenvolvimento tecnológico na área de
segurança.
4.1.3 Austrália
A National Offshore Petroleum Safety and Environmental Management
Authority (NOPSEMA) é o órgão responsável pela questão da segurança offshore e
meio ambiente da Austrália. É o único órgão competente a fiscalizar unidades
relacionadas à atividade offshore de petróleo, uma vez que a parte onshore é de
responsabilidade dos estados/territórios australianos, não dividindo competências
com nenhum outro órgão.
As atividades e instalações da indústria offshore australiana são reguladas
pelo Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act 2006 (OPGGSA). Esse
regulamento aborda a exploração e o desenvolvimento de todas as fases do
petróleo offshore da Austrália e inclui três principais documentos, a saber:
Environment Plan, Safety Case e Well Operations Management Plan. Dentre esses
documentos, o principal deles que compete à segurança e deve ser submetido à
avaliação do órgão regulador é o Safety Case das instalações. Entretanto, como
etapa anterior ao envio do Safety Case, o operador deve enviar um documento
informando que o design, a construção e a instauração de sistemas críticos de
segurança apresentam certificação de terceira parte.
Após o aceite desse documento, o operador pode realizar o envio do Safety
Case para o órgão regulador australiano. O Safety Case é um documento completo,
exigido pelo OPGGSA onde constam descrições detalhadas da instalação, da
identificação e análise de riscos, do sistema de gerenciamento de segurança a ser
utilizado, bem como os procedimentos referentes à toda operação a ser realizada,
além da comprovação de que todos os riscos encontram-se aceitáveis sob normas
internacionais de segurança.
Não há legislação especifica sobre o tema da extensão de vida útil das
instalações australianas, porém, o acompanhamento do órgão regulador às
unidades é bastante próximo devido a periodicidade em que são realizadas as
auditorias (6 meses) e pela atualização quinquenal do Safety Case.
73
Quando uma instalação se aproxima de seu limite de vida útil, o órgão
regulador questiona o operador sobre a continuidade de suas operações. Caso seja
de interesse continuar com a operação, não é necessária a elaboração de um
projeto especifico para a extensão da vida útil, dessa forma, apenas precisam provar
que todos os riscos relacionados à atividade foram levados em consideração na
avaliação da continuidade da operação.
Geralmente, objetivando comprovar boas condições de operabilidade, as
instalações realizam a recertificação de seus equipamentos e/ou sistemas. Uma vez
que a extensão de vida útil tenha sido aprovada pela NOPSEMA, os documentos
desse processo passam a fazer parte das auditorias regulares às instalações.
4.1.4 Reino Unido
O blowout ocorrido na plataforma Ekofisk Bravo propiciou uma maior
atenção europeia quanto a derramamentos de óleo, entretanto, o marco da
regulação em segurança na indústria de E&P do Reino Unido deu-se com o incêndio
e, consequente explosão da plataforma Piper Alpha, em 1988 no Mar do Norte.
Explosão essa, que ficou conhecida como o pior acidente de trabalho já ocorrido na
Grã-Bretanha (SANTOS-REYES, BEARD, 2001; AVEN, 1998). A partir de então, a
necessidade de uma regulação mais rigorosa tornou-se de essencial importância no
decorrer das atividades de operação e produção de petróleo; e para isso, a reforma
do regime regulatório do Reino Unido fez-se de forma indispensável (LINDØE et al.,
2012).
LindØe et al. (2012) ressaltam que essa reforma proporcionou um novo
tratamento da segurança por meio da definição de metas impostas pelo Health and
Safety Executive (HSE), órgão responsável pela regulação dos riscos à saúde e à
segurança, resultantes das atividades offshore no Reino Unido, cabendo ao
operador da instalação a supervisão de seus detalhes. Essa reestruturação fez o
regime regulador do Reino Unido ser considerado um dos mais completos do mundo
na época (OIL & GAS UK, 2014).
A estrutura governamental do Reino Unido para as atividades de exploração
e produção de petróleo offshore é composta por três órgãos apresentados abaixo, e
pode ser ilustrada pela Figura 28.
74
HSE: responsável pela regulação, e seu cumprimento, dos riscos à
segurança e saúde resultantes de atividade operacional offshore;
MCA: responsável pela fiscalização da segurança da navegação e
ambiental do litoral, bem como da aplicação de normas e prevenção à
poluição;
DECC: responsável pelas atividades da indústria de petróleo desde a
produção até a etapa de descomissionamento.
Figura 28: Estrutura de fiscalização de segurança do Reino Unido da exploração e produção de petróleo
Fonte: Elaborado pelo autor.
A exemplo do que acontece na Austrália, no Reino Unido também é
necessária a submissão do Safety Case da instalação antes de iniciadas as
operações, de forma que o operador garanta que os riscos inerentes à elas sejam
controlados e admitidos tão baixo quanto possível, segundo o princípio ALARP10.
Esse documento, assim como na Austrália, também tem validade de 5 anos e ao
final desse tempo, o operador é obrigado a realizar um novo Safety Case para
submissão do HSE e assim, poder dar continuidade na operação.
Programas específicos são realizados pelo HSE como forma de nortear suas
auditorias e fiscalizações. Até então, os programas já elaborados são:
Key Programme 1 (KP1): relacionado à liberação de hidrocarbonetos.
Buscando a prevenção da ocorrência de eventos de liberação de
10 Os riscos inerentes devem ser reduzidos a níveis tão baixos quanto possível, de modo a
garantir a segurança da instalação.
75
hidrocarbonetos, o HSE analisou os tipos e causas dessas liberações, e
assim, o órgão regulador conseguiu alcançar reduções significativas
com base no trabalho realizado.
Key Programme 2 (KP2): relacionado à atividades no deck e de
perfuração. Teve como intuito do programa a redução de incidentes nas
operações de perfuração.
Key Programme 3 (KP3): relacionado com a integridade de ativos.
Objetivando a gestão da integridade mecânica dos ativos das
instalações, o órgão regulador auditou cerca de 100 instalações offshore
em relação ao gerenciamento dos elementos críticos de segurança.
Key Programme 4 (KP4): relacionado à extensão de vida útil de
plataformas. Realizado num momento em que metade das instalações
offshore estavam atingindo seu limite de vida preestabelecido em
projeto, o programa buscou aumentar a consciência sobre a questão do
envelhecimento e extensão de vida útil na indústria offshore e incentivar
o desenvolvimento de boas práticas por parte dos operadores das
instalações. Estavam contemplados nesse projeto: a integridade
estrutural, mecânica e do processo, ocorrência de incêndios, explosões
e corrosões em instalações estendidas, integridade marinha, dutos e
fatores humanos.
Combinando envelhecimento, extensão da vida e gestão de integridade de
ativos em um programa unificado, o HSE afirma que um sistema eficaz é baseado
no risco, exigindo que o operador da instalação tenha uma boa compreensão dos
processos de degradação e um conhecimento preciso tanto da condição de uma
estrutura e a sua resposta no estado envelhecido. Existe também a necessidade de
entendimento das questões de obsolescência e uma estratégia de implementação
para lidar com o aumento da probabilidade de risco de falha com o tempo e assim,
melhorar a previsibilidade de deterioração, sua detecção e avaliação.
Em conjunto com o relatório do KP4, o HSE emitiu um guia sobre o
gerenciamento de envelhecimento de plantas de processo. A identificação e a
gestão de problemas de envelhecimento de topsides em relação à segurança de
processo são reconhecidas em vários sistemas de controle de risco. Nestes
76
sistemas, os elementos considerados cruciais pela HSE para a inspeção e
manutenção foram:
a) Sistemas de gestão de manutenção
b) Gestão de ativos e integridade de sistemas
c) Regimes de auditoria e inspeção
d) Processos de gerenciamento de avaliação de riscos
e) Gestão dos processos de mudança
f) Permissão de trabalho
g) Desenvolvimento de formação e competências
4.2 REGULAÇÃO NO BRASIL
Ao longo do tempo, a indústria do petróleo apresentou a necessidade do
avanço das atividades do upstream em direção a novos limites de exploração por
parte das empresas que atuam no setor de óleo e gás. Com esse avanço, os riscos
das atividades inerentes ao setor aumentaram e passaram a ser mais conhecidos,
da mesma forma que os desafios tecnológicos foram se tornando mais significativos.
Deste modo, é importante que o meio organizacional se adapte a esses novos
desafios permitindo que as atividades de exploração e produção sejam realizadas
em níveis adequados de segurança, evitando assim, a ocorrência de danos à saúde
humana, ao meio ambiente e à sociedade em geral.
Atualmente, a maior parte da produção de petróleo no Brasil está no
ambiente offshore. As reservas mais significativas são identificadas principalmente
nas Bacias de Campos e Santos. Devido à grande distância da costa, faz-se
necessário o estabelecimento de práticas que promovam a segurança da vida
humana, do meio ambiente e que garanta, de forma eficiente, a obtenção dos
recursos energéticos desta região.
Em um lugar onde os projetos mostram-se cada vez mais complexos,
associado a uma crescente curva de aprendizado com eventos ocorridos
anteriormente, os órgãos regulamentadores brasileiros passam a intervir mais nos
projetos. Detalhes passados despercebidos proporcionam o estabelecimento de
77
determinados requisitos nas especificações técnicas para as práticas de gestão das
operações (SOARES, 2014).
Atualmente, a atividade de fiscalização das instalações offshore de petróleo
no Brasil ocorre por meio de quatro órgãos governamentais, conforme notado na
Figura 29, com vistas a áreas específicas. Cabe à ANP fiscalizar sobre a segurança
de processos, a Marinha do Brasil (MB) sobre a segurança da embarcação em si e
da navegação, ao Ministério do Trabalho e Emprego (MTE) sobre a saúde e
segurança do trabalho e ao Ibama pela proteção do meio ambiente e licenciamento
ambiental.
Figura 29: Estrutura de fiscalização de segurança do Brasil da exploração e produção de
petróleo
Fonte: Elaborado pelo autor.
O regime regulatório brasileiro de segurança operacional marítima foi criado
com base num extenso estudo sobre normas adotadas em países referências no
ramo da segurança operacional, como Estados Unidos, Noruega, Reino Unido e
Austrália. Além desse benchmarking, também foram base para a criação do regime
regulatório brasileiro o aprendizado obtido nas práticas de fiscalização e a análise de
acidentes de grandes proporções ocorridos na Bacia de Campos, como o
afundamento da P-36, em 2001, e a perda de estabilidade da P-34, em 2002 (ANP,
2012).
Até o ano de 2007 não existia, no Brasil, um regulamento capaz de
estabelecer as exigências no quesito da segurança operacional para as áreas de
exploração e produção offshore a serem seguidas pelos concessionários e
operadores das instalações. Para tal, era recomendado que as empresas aderissem
às melhores práticas da indústria no que tangesse à segurança (ORNELAS, 2014).
78
Contudo, a partir de 2005 passaram a ser realizadas inspeções de integridade
estrutural executadas mediante contratos (ANP, 2006).
Em 2007, foi publicada a Resolução ANP n° 43/2007, a qual estabeleceu o
Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional
(RTSGSO) para instalações marítimas de exploração e produção.
De forma geral, a finalidade das regulamentações é preservar a segurança
de pessoas e do meio ambiente, durante todo o processo a ser realizado. As
exigências são as mais diversas e os órgãos reguladores estabelecem,
obrigatoriamente, que as operadoras de petróleo forneçam evidências de
procedimentos e práticas de gerenciamento dos riscos e que obedeçam a requisitos
específicos.
Em relação às regulamentações presentes na Austrália e no Brasil, a grande
diferença entre elas está no fato de que o OPGGS apresenta-se no nível de Lei e,
por esta razão, a NOPSEMA não tem competência para realizar alterações em seu
escopo. Sendo assim, diante da necessidade de alteração de algum dispositivo
normativo, a NOPSEMA precisa demonstrá-la, através de reuniões com o governo
australiano, e fazer propostas para que seja analisada a indicação de alteração e o
governo é o único responsável pela tomada de decisão. No caso do Brasil, o SGSO
é de competência do órgão regulador, e não do governo, por este motivo, o
processo é mais independente, considerando que as alterações podem ser feitas
pelo próprio órgão.
A partir da filosofia de que o órgão regulador é a instituição à qual se tem
que convencer de que apresenta condições de operar em segurança, o operador da
instalação deve providenciar e enviar toda a documentação que ele julgue
necessário para comprová-la ao solicitar algum tipo de autorização. Com base na
documentação recebida, a NOPSEMA emite parecer aceitando ou recusando o
pedido. No Brasil, existe uma tendência de partir da SSM a solicitação de
documentos ao concessionário, tornando a atitude do agente regulado mais reativa
que proativa, o que demonstra não ser a melhor prática.
Com base no exposto, não existe ainda no Brasil regulamentos específicos
sobre o tema de extensão de vida útil de topsides, entretanto, a abrangência do
SGSO permite que ele deva ser seguido por toda vida útil da instalação, mesmo não
sendo o ideal para o caso pretendido.
79
5 RECOMENDAÇÕES
Diante do panorama brasileiro sobre o tema de extensão de vida útil da
planta de processos das instalações de produção offshore, faz-se necessária a
indicação de recomendações objetivando a mitigação da ocorrência de incidentes de
grandes proporções como já visto em diferentes ocasiões.
Seguindo os exemplos da Austrália e do Reino Unido, é interessante a
elaboração de um Safety Case no lugar da DSO que é exigida atualmente. Com
essa mudança, o órgão regulador terá acesso a maiores informações técnicas, bem
como um maior respaldo para uma aceitação ou reprovação à operação de uma
unidade. Além disso, a obrigatoriedade de um novo Safety Case a cada 5 anos e
auditorias regulares por meio da ANP possibilitarão um maior acompanhamento da
idade das instalações, otimizando o processo de um possível pedido de extensão de
vida útil.
A utilização de certificações internacionais, como precedentes a um possível
Safety Case contribui de forma significativa para a ênfase na segurança operacional
numa unidade de produção offshore.
Assim como acontece na Austrália, a preocupação com o envelhecimento
dos ativos de uma instalação deve ter seu início ainda na fase de projeto da mesma,
e não, somente quando ela atingir os 25 anos limite de operação. Sendo assim, a
mitigação dos incidentes será consequência de um processo totalmente voltado à
segurança e a extensão de vida tornar-se-á de forma natural.
Ao tempo previsto pelo SGSO, o concessionário envia a DSO ao órgão
regulador e o mesmo é o responsável pela sua análise e aprovação. Entretanto, não
existe uma obrigatoriedade da realização de auditorias nessas instalações antes
delas irem para a localização de operação. Prezando pela mitigação da ocorrência
de graves incidentes, as auditorias nas instalações são de suma importância, uma
vez que podem ser identificadas não conformidades, possibilitando o concessionário
a atuar sobre seus pontos carentes antes mesmo do início das operações.
É conhecida a existência de operações iniciadas antes da Lei do Petróleo, o
que viabiliza a existência de instalações com mais de 30 anos, ou seja, além de sua
vida estimada em projeto. Tendo em vista a vida útil de 25 anos para as instalações
80
e de 27 anos para os contratos de concessão, é importante a realização de
fiscalização dessas instalações buscando a melhoria contínua dos processos de
segurança e suas operações.
Com o fim da vigência dos contratos de concessão e interesse de renovação
dos mesmos por parte dos concessionários, é importante que esse processo ocorra
concomitantemente com os projetos de extensão de vida útil das instalações
operantes nas localidades dos contratos, quando necessário. Para isso, deve-se ter
uma regulamentação bem consolidada a respeito da extensão de vida útil do casco
e do topside das unidades, capaz de atender às necessidades tanto do órgão
regulador quanto do concessionário da instalação, prezando sempre pela saúde
humana, meio ambiente e pelo patrimônio material do concessionário.
Conforme identificado, não são todos os órgãos que apresentam leis e
regulamentos específicos para o gerenciamento de vida de uma instalação,
entretanto, a base do sistema de gerenciamento de segurança é praticamente a
mesma para todas as indústrias, com particularidades identificadas de acordo com o
segmento. Provisoriamente, enquanto um processo não é estabelecido e
consolidado, faz-se importante o uso dos sistemas de gerenciamento de segurança
e outros dispositivos normativos relacionados ao tema, abrangendo a questão da
gestão da idade dos ativos de uma instalação. Como exemplo, podem ser citadas
auditorias da Prática nº 10 do SGSO que trata de Projeto, Construção, Instalação e
Desativação durante todo o tempo de vida da unidade, e não somente na fase de
pré-operação.
A exemplo dos KPs do HSE, projetos sobre determinados assuntos tornam-
se relevantes e promovem o benchmarking entre os órgãos reguladores a respeito
de novas tecnologias e discussões acerca do envelhecimento e extensão de vida
das instalações.
Uma vez que a mitigação de incidentes graves é o foco principal num projeto
de extensão de vida útil, o processo de conversão dos navios petroleiros em FPSOs,
deve ser mais rigoroso, apresentando leis especificas e obrigatoriedade de
auditorias formais, a lembrar do caso da explosão da casa de bombas presente no
casco do navio estendido do FPSO CDSM.
81
6 CONCLUSÃO
Até o final de 2015 havia 146 instalações de produção offshore em operação
no Brasil, das quais, 106 apresentavam idade superior a 25 anos considerando seu
ano de construção. Este é um número bastante expressivo, entretanto, quando
comparado com o ano de conversão, esse cenário apresenta uma considerável
diferença. Dessa forma, e considerando o valor típico de 25 anos para o limite da
vida útil de uma instalação segundo seu projeto de construção, é possível notar uma
elevada quantidade de instalações que estão próximas de atingir esse limite em que
uma importante decisão deve ser tomada por parte do concessionário, ou seja,
realizar a desativação da instalação ou passar por um processo de extensão de vida
útil, para que assim, seja possível dar continuidade a sua operação.
Este processo de extensão de vida útil ainda não é especificamente
regulado, isto é, ainda não existe nenhuma maneira formal de execução desse tipo
de projeto. Entretanto, com relação aos pedidos de extensão dos contratos de
concessão de áreas, o órgão regulador tem solicitado estudos de segurança sobre a
idade da instalação operante no local, tais como a análise da obsolescência de
equipamentos críticos, a análise técnica e econômica de conformidades com política
de segurança em vigor e a análise de estado da estrutura e de equipamentos
comparados com as expectativas da concepção do projeto da unidade.
Do ponto de vista do concessionário e independentemente da existência de
qualquer objeto oficial de execução, o processo de extensão de vida útil pode ser
formalmente realizado pelos concessionários por meio de avaliações técnicas
formais, visando garantir barreiras de segurança adequadas.
Por meio de auditorias do órgão regulador com ênfase na segurança, pode
ser identificado o tratamento eventual de aspectos de envelhecimento das
instalações, entretanto, os dados obtidos ainda não são compilados em uma
avaliação formal e estruturada para um processo de extensão da vida. Via de regra,
a integridade mecânica, presente na prática nº 13 do SGSO é a mais citada quando
é tratada avaliação do envelhecimento de uma instalação.
Investigações divulgadas sobre o acidente do FPSO Cidade de São Mateus
mostraram que, apesar do casco ter sido construído em 1989, a conversão da
unidade ocorreu em 2007 sem que houvesse qualquer substituição de equipamentos
82
nem implantação das melhorias dos sistemas de carga propostas no projeto de
conversão do casco. No entanto, pode ser verificado que houve um estudo de perigo
e operabilidade (HAZOP), antes de iniciada a operação do FPSO, elaborado
especificamente para os sistemas de carga, apontando para o prolongamento da
vida de alguns componentes em fase de degradação significativa, como as válvulas
de carga que vieram a falhar, contribuindo para o grave acidente.
Portanto, é necessária uma discussão sobre qual parâmetro deve ser
considerado como base para estimular a avaliação dos aspectos de envelhecimento
das instalações: a construção ou sua conversão. Conforme apresentado, existe uma
notável diferença quando a perspectiva é mudada em favor da conversão da
instalação, entretanto, podem ser identificadas ações não realizadas integralmente
durante as fases de pré-operação e além disso, ações não realizadas não podem
ser geridas de forma adequada, conduzindo a riscos desconhecidos e muitas vezes
não controlados.
A gestão de equipamentos deve ter início com a consciência de que o
envelhecimento não é sobre a idade de um determinado equipamento, mas sim,
acerca do que se conhece sobre a sua condição de operação e os fatores que
influenciam em sua degradação.
Experiências em auditorias do órgão regulador afirmam que a questão da
extensão de vida de uma instalação deve ser um processo contínuo de preparação e
não somente quando a idade limite de projeto for alcançada. Desse modo, a questão
principal a ser respondida é se os concessionários das instalações garantem um
nível de segurança adequado para dar continuidade às operações seguras durante o
período da extensão da vida e como o farão.
A reforma do regime regulatório dos países é identificada a partir da
ocorrência de um acidente grave, entretanto, não se deve esperar por um evento
com possibilidade de múltiplas fatalidades ou de milhões de litros de óleo
descarregados no mar, para que se dê início a um estudo específico para a
mitigação desse tipo de acidente.
Estudos sobre a extensão de vida útil das instalações de produção offshore
no Brasil estão sendo realizados com base em ações de órgãos reguladores
referenciados na indústria, dada a demanda apresentada e o tema proposto será
uma realidade em breve.
83
Por meio das auditorias do órgão regulador, são identificadas não
conformidades e emitidas infrações para os concessionários, contudo, esse
processo deve servir como gestão do conhecimento para a identificação de uma
maior ocorrência de um determinado incidente e com isso, a realização de
investigação para descobrir as causas que levaram ao incidente e propor melhorias
de processos ou até mesmo regulações objetivando a mitigação dessas ocorrências
e protegendo a saúde humana, o meio ambiente, o patrimônio próprio dos
concessionários e prezando pela melhoria continua do processo de segurança da
indústria offshore brasileira.
84
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ANEXO I – GESTÃO DA SEGURANÇA DE PROCESSO
Prática Elementos da Gestão da
Segurança Descrição
1 Informações de Segurança de
Processos
Fornece, mantém e atualiza todo o conjunto de dados permitindo a eficiente análise de riscos através de informações concisas, seguras, atualizadas e documentadas.
2 Análise de Riscos de Processo
Atividade permanente, estruturada em todas as etapas do ciclo de vida. Técnicas como Análise Preliminar de Riscos, What If – Checklist, Análise de Modos de Falha e Efeitos, Análise de Árvore de Falhas, HAZOP, etc.
3 Procedimentos Operacionais e
Práticas Seguras
Os procedimentos operacionais devem proporcionar claro entendimento dos parâmetros de operação, os limites para uma operação segura e as sequencias adequadas para paradas normais e emergenciais. Também devem explicar as consequências para a segurança operacional quando se opera fora dos limites seguros e ações a tomar nestes casos.
4 Gerenciamento de Mudanças
de Tecnologia
Nenhuma mudança deve ocorrer sem uma competente análise de riscos. A mudança de tecnologia deve ocorrer com o máximo de benefícios e sem a ocorrência de perdas humanas, materiais ou econômicas.
5 Qualidade Assegurada
Como primeiro passo, fabricação de itens de acordo com especificação, transportados e entregues em perfeitas condições para instalação. Além disso, armazenar, realizar montagens e instalação de forma integral e adequada. O fornecedor deve ter caracterizada sua capacidade em produzir o que se deseja segundo o especificado.
6 Revisões de Segurança de Pré-
partida
Análise final de segurança de todas as instalações, ampliações e modificações relevantes, antes da operação, de forma que se confirme que todos os elementos de PSM tenham sido adequadamente aplicados e que a instalação está segura para partir.
7 Integridade mecânica
Manter e melhorar a integridade do sistema na instalação de itens desde o descomissionamento até o desmantelamento. Envolve manutenção preditiva, preventiva e corretiva, o treinamento para aqueles que desempenham, procedimentos especiais de controle de qualidade, inspeções, testes, reparos, mudanças e análises de confiabilidade.
95
8 Gerenciamento de mudanças
de instalações
Todas as mudanças, incluindo reparos temporários ou emergenciais, devem ser documentadas e passar por uma completa análise e autorização de pessoas com essa responsabilidade.
9 Treinamento e Desempenho
Capacitar e fornecer aos operadores e técnicos as ferramentas e o entendimento das tarefas de acordo com os procedimentos estabelecidos. É importante que todos se mantenham fisicamente aptos, mentalmente alertas e capazes de exercer plenamente seu julgamento profissional ao seguir as práticas recomendadas.
10 Segurança e Desempenho de
Contratados
Todo empenho que se coloca na gestão de pessoal próprio quanto à prevenção deve se refletir igualmente com os contratados, de forma que efetivamente tenham um padrão de segurança nivelado com o do próprio sítio. O bom gerenciamento de contratados inclui bom processo seletivo, estabelecimento de linhas efetivas de comunicação, informações mútuas sobre riscos e prevenção e sistema de auditoria periódica.
11 Comunicação e Investigação de
Acidentes e Incidentes
Na análise de acidentes e incidentes deve-se buscar as causas imediatas e básicas. Lições aprendidas devem ser difundidas e comunicadas.
12 Gerenciamento de Mudanças
de Pessoal
Manter a experiência acumulada e habilidades e conhecimentos capazes de gerir o processo produtivo com segurança. Os movimentos dentro das organizações são positivos, porém podem gerar queda nesse nível crítico de capacidade de manter os riscos controlados.
13 Planejamento e Resposta a
Emergências
Caso os riscos não consigam ser controlados e um acidente se manifeste, a organização deve estar preparada para enfrentar os eventos críticos em sua pior manifestação. A emergência deve ser controlada e seu desdobramento contido de forma a minimizar os impactos. Um bom plano também dá uma resposta adequada aos impactos iniciais nas pessoas, instalações e meio ambiente.
14 Auditoria O processo de auditoria deve ser robusto e também auditado (auditorias de segunda e terceira partes).
Fonte: Sistema de Gerenciamento de Segurança de Processo
96
ANEXO II – NORMAS REGULAMENTADORAS
Norma Regulamentadora
Título Descrição
1 Disposições Gerais
A NR-01 refere-se à disposição geral das NRs, nela é determinada que seja de observância obrigatória pelas empresas privadas e públicas, pelos órgãos públicos da administração direta e indireta, bem como pelos órgãos dos Poderes Legislativo e Judiciário, que possuam empregados regidos pela Consolidação das Leis do Trabalho – CLT. (Alteração dada pela Portaria n.º 06, de 09/03/83).
2 Inspeção Prévia
A NR-02 define que todo estabelecimento novo, antes de iniciar suas atividades, deverá solicitar aprovação de suas instalações ao órgão regional do MTE (Ministério do Trabalho e Emprego), que logo após a inspeção prévia, é emitido o CAI (Certificado de Aprovação de Instalações).
3 Embargo ou Interdição
A norma regulamentadora Nº03 estabelece situações de emergência nas quais empresas se sujeitam a paralisar totalmente ou parcialmente suas obras, considerando obra todo e qualquer serviço de engenharia de construção, montagem, instalação, manutenção ou reforma. Durante o embargo da obra, podem ser desenvolvidas atividades necessárias á correção da situação apresentada, desde que seja adequado aos trabalhadores.
4
Serviços Especializados em Engenharia de
Segurança e em Medicina do Trabalho – SESMT
A NR-04 estabelece que empresas privadas e públicas, os órgãos públicos da administração direta e indireta e os poderes Legislativos e Judiciários, que possuam empregados regidos pela Consolidação das Leis do Trabalho – CLT, conforme o grau de risco de sua atividade principal e o seu número de empregados, obrigatoriamente, deverá constituir o Serviço Especializado em Engenharia de Segurança e em Medicina do Trabalho – SESMT, com a finalidade de promover a saúde e proteger a integridade do trabalhador no local de trabalho. O dimensionamento do SESMT vincula-se à gradação do risco da atividade principal e ao número total de empregados do estabelecimento.
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5 Comissão Interna de
Prevenção de Acidentes – CIPA
A norma da CIPA estabelece que a formação da mesma deva ocorrer em qualquer empresa ou instituição que podem admitir trabalhadores, além de empregados contratados com carteira assinada. Empresas que possuem no mínimo 20 empregados são obrigadas a manter a CIPA.A realização do treinamento da CIPA maximiza a conscientização de prevenção dos acidentes e das doenças de trabalho, de modo a assegurar um local de trabalho apropriado para as funções que serão exercidas.
6 Equipamentos de
Proteção Individual – EPI
A norma regulamentadora Nº6 define que a empresa é obrigada a fornecer aos empregados, gratuitamente, os EPI adequados ao risco do trabalho, eles devem estar em perfeito estado de conservação e funcionamento, a fim de resguardar a saúde, a segurança e a integridade física dos trabalhadores. Todo equipamento de proteção individual entregue ao empregado deve haver o CA (Certificado de Aprovação) do MTE para que possa ser utilizado. Empresas fornecedoras do produto deverão ter registro no Departamento de Segurança e Saúde do Trabalho.
7 Programas de Controle
Médico de Saúde Ocupacional – PCMSO
Esta norma tem como objetivo promover e preservar a saúde dos trabalhadores. O programa estabelece a obrigatoriedade da elaboração e implementação do mesmo, por parte dos empregadores, que admitam trabalhadores como empregados, do PCMSO. O PCMSO deverá ter caráter de prevenção, rastreamento e diagnóstico precoce dos agravos á saúde relacionados ao trabalho, inclusive de natureza subclínica, além de constatação da existência de casos de doenças profissionais ou danos irreversíveis á saúde dos trabalhadores. Avaliações e exames complementares são exigidos as empresas de acordo com o grau de risco do trabalho exercido.
8 Edificações
A norma regulamentadora Nº8 – item 8.1 – estabelece requisitos técnicos mínimos que devem ser observados nas edificações, para garantir segurança e conforto aos que nela trabalhem.
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9 Programas de Prevenção de Riscos Ambientais –
PPRA
O PPRA – item 9.1.1 – estabelece a obrigatoriedade da elaboração e implementação, por parte de todos empregadores e instituições que admitam trabalhadores como empregados, do Programa de Prevenção de Riscos Ambientais (PPRA).A mesma visa à prevenção da saúde e da integridade dos trabalhadores, através da antecipação, reconhecimento, avaliação e consequente controle da ocorrência de riscos ambientais existentes ou que venham a existir no ambiente de trabalho, tendo em consideração a proteção do meio ambiente e dos recursos naturais.
10 Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade
A norma regulamentadora 10 tem como objetivo estabelecer os requisitos e as condições mínimas de execução de medidas de controle e sistemas preventivos, visando garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores que direta ou indiretamente, interajam em instalações elétricas e serviços com eletricidade. Somente poderá trabalhar em instalações elétricas os trabalhadores que possuírem treinamento específico sobre os riscos decorrentes do emprego da energia elétrica e das principais medidas de prevenção de acidentes em instalações elétricas. O treinamento ou certificado de NR-10 é válido somente por dois anos, sendo necessário posteriormente fazer a reciclagem.
11
Transporte, Movimentação,
Armazenagem e Manuseio de Materiais
Esta norma se aplica à implantação da segurança para operações de elevadores, guindastes, transportadores industriais e máquinas transportadoras, a fim de garantir resistência, segurança e conservação.
12 Segurança no Trabalho
em Máquinas e Equipamentos
A norma regulamentadora Nº12 estabelece medidas de prevenção de acidentes e doenças do trabalho nas fases de projeto e utilização de máquinas e equipamentos de todos os tipos e ainda visa regularizar a sua fabricação, importação, comercialização, exposição e cessão a qualquer título.
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13 Caldeiras, Vasos de
Pressão e Tubulações
A norma regulamentadora nº 13 dispõe os requisitos mínimos para gestão da integridade estrutural de caldeiras a vapor, vasos de pressão e suas tubulações de interligação nos aspectos relacionados à instalação, inspeção, operação e manutenção, visando à segurança e à saúde dos trabalhadores.O treinamento ou certificado desta norma tem validade de dois anos, sendo necessária a reciclagem após o vencimento.
14 Fornos
Esta norma regulamentadora determina recomendações de utilização, instalação, manutenção e construção de fornos industriais em ambientes de trabalho.
15 Atividades e Operações
Insalubres
A NR-15 descreve as atividades, as operações e agentes insalubres, sendo eles qualquer tipo de ambiente que possa vir a oferecer algum risco a saúde dos trabalhadores.
16 Atividades e Operações
Perigosas
A norma regulamentadora nº16 regulamenta as atividades e operações legalmente consideradas perigosas, estipulando as recomendações prevencionistas correspondentes. Além disso, ela coloca que o exercício de trabalho em condições de periculosidade assegura ao trabalhador a percepção de adicional de 30% (trinta por cento), incidente sobre o salário, sem os acréscimos resultantes de gratificações, prêmios ou participação nos lucros da empresa.
17 Ergonomia
Esta norma estabelece parâmetros de ergonomia a fim de garantir a saúde, segurança e conforto do funcionário. A LER (Lesões por esforço repetitivo) ou DORT (Distúrbio Osteomuscular) estão relacionadas são termos designados para denominar conjuntos de doenças relacionados a movimentos repetitivos ou esforço excessivo, que muitas vezes ocorrem pelo trabalho. É papel do setor de segurança do trabalho estruturar um ambiente ergonomicamente apto para o desempenho das funções.
18 Condições e Meio
Ambiente de Trabalho na Indústria da Construção
Esta é destinada a estabelecer diretrizes de ordem administrativa, de planejamento e de organização, que objetivam a realização de medidas de controle e sistemas preventivos de segurança nos processos, nas condições e no meio ambiente de trabalho na Indústria da Construção.
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19 Explosivos
Tem a função de determinar o parâmetro de depósito, manuseio e armazenagem de explosivos. Esta é uma atividade de alto risco, portanto se faz necessário a NR-16.
20 Segurança e Saúde no
Trabalho com Inflamáveis e Combustíveis
Entende-se como “líquido combustível” como todo aquele que possua ponto de fulgor igual ou superior a 70ºC e inferior a 93,3ºC. Esta norma estabelece as disposições regulamentares acerca do armazenamento, manuseio e transporte de líquidos combustíveis e inflamáveis, objetivando a proteção da saúde e a integridade física dos trabalhadores em seus ambientes de trabalho.
21 Trabalho a Céu Aberto
A NR-21 impõe a existência de abrigos, ainda que rústicos capazes de proteger os trabalhadores contra intempéries, sendo eles quaisquer condições climáticas que estejam mais intensas; vento forte, chuva torrencial, tempestade, furacão, seca, vendaval etc.
22 Segurança e Saúde
Ocupacional na Mineração
A NR-22 se responsabiliza pela disciplina dos preceitos a serem observados na organização e no ambiente de trabalho, de forma a tornar compatível o planejamento e o desenvolvimento da atividade mineira com a busca permanente da segurança e saúde dos trabalhadores. É importante ressaltar que cabe á empresa, ao Permissionário de Lavra Garimpeira elaborar e implementar o programa de controle médico e saúde ocupacional –PCMSO, conforme estabelecido na NR-07.
23 Proteção Contra Incêndios
Destaca as medidas de proteção contra incêndios, visando á prevenção da saúde e integridade física dos trabalhadores e a mesma deve ser realizada em todas as empresas.
24 Condições Sanitárias e de
Conforto nos Locais de Trabalho
A NR-24 decreta condições sanitárias e de conforto em locais como instalações sanitárias, vestiários, refeitórios, cozinhas, alojamentos e refeitórios.
25 Resíduos Industriais
Refere-se a medidas preventivas relacionadas a resíduos industriais no que diz respeito ao destino final do mesmo. A NR-25 destaca que é proibido o lançamento ou a liberação nos ambientes de trabalho de quaisquer contaminantes gasosos sob a forma de matéria ou energia, direta ou indiretamente, de forma a serem ultrapassados os limites de tolerância estabelecidos.
101
26 Sinalização de Segurança
A norma regulamentadora Nº26 tem como objetivo fixar as cores que devem ser usadas nos locais de trabalho para prevenção de acidentes, identificando os equipamentos de segurança, delimitando áreas, identificando as canalizações empregadas nas indústrias para a condução de líquidos e gases advertindo contra riscos.
27 Registro Profissional do
Técnico de Segurança do Trabalho no MTB
Esta norma foi revogada.
28 Fiscalização e Penalidades
A norma regulamentadora nº 28 estabelece os critérios a serem adotados pela fiscalização do trabalho quando da aplicação de penalidades pecuniárias (multas), critérios que devem ser aplicados durante a visita do agente fiscal do trabalho (prazos, por exemplo) e a interdição de locais de trabalho ou estabelecimentos.
29 Segurança e Saúde no
Trabalho Portuário
Essa tem como objetivo regular a proteção obrigatória contra acidentes e doenças profissionais, assim como facilitar os primeiros socorros a acidentados e alcançar as melhores condições possíveis de segurança e saúde aos trabalhadores portuários.
30 Segurança e Saúde no
Trabalho Aquaviário
Esta norma se aplica a proteção e regulamentação das condições de segurança e saúde dos trabalhadores aquaviários e que realizem trabalhos a bordo de embarcações.
31
Segurança e Saúde no Trabalho na Agricultura,
Pecuária Silvicultura, Exploração Florestal e
Aquicultura
A NR-31 tem como objetivo estabelecer os preceitos a serem observadas na organização e no ambiente de trabalho, de forma a tornar compatível o planejamento e o desenvolvimento de quaisquer atividades da agricultura, pecuária, silvicultura, exploração florestal e aquicultura com a segurança e saúde e meio ambiente do trabalho.
32
Segurança e Saúde no Trabalho em
Estabelecimentos de Saúde
A norma regulamentadora Nº 32 tem a finalidade de cuidar da saúde dos profissionais da área da saúde, (não só os da área hospitalar, inclusive todos os que estão no Ensino e Pesquisa). Nesta norma, a responsabilidade é “solidária”, ou seja, é compartilhada entre o empregador e o empregado e é neste ponto que entra as Comissões Institucionais.
102
33 Segurança e Saúde no Trabalho em Espaços
Confinados
A NR-33 tem como objetivo definir o reconhecimento de espaços confinados, assim como a avaliação, monitoramento e controle de riscos que ali pode haver. Entende-se espaço confinado qualquer área ou ambiente não projetado para ocupação humana contínua, que possua meios limitados de entrada e saída, cuja ventilação existente é insuficiente para remover contaminantes ou onde possa existir a deficiência ou enriquecimento de oxigênio.
34
Condições e Meio Ambiente de Trabalho na Indústria da Construção e
Reparação Naval
Tem como finalidade estabelecer requisitos mínimos e as medidas de proteção á segurança, á saúde e ao meio ambiente de trabalho nas atividades da indústria de construção e reparação naval.
35 Trabalho em Altura
A norma regulamentadora nº 35 estabelece os requisitos mínimos e as medidas de proteção para o trabalho em altura, envolvendo o planejamento, a organização e a execução, de forma a garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores envolvidos direta ou indiretamente com esta atividade.
36
Segurança e Saúde no Trabalho em Empresas de Abate e Processamento de Carnes e Derivados
Esta tem objetivo de estabelecer requisitos mínimos para avaliação, controle e monitoramento dos riscos existentes nas atividades desenvolvidas na indústria de abate e processamento de carnes e derivados destinados ao consumo humano, de forma a garantir a saúde e segurança do trabalhador.Conforme, a evolução dos meios de trabalho vão se consolidando, o Ministério do Trabalho e Emprego busca estabelecer o desenvolvimento e a atualização das normas regulamentadoras, com objetivo da preservação à saúde e a integridade dos trabalhadores, tal como a proteção do meio ambiente e dos recursos naturais.
Fonte: Ministério do Trabalho e Previdência Social
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ANEXO III – PRÁTICAS DE GESTÃO DO REGULAMENTO TÉCNICO DO
SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE SEGURANÇA OPERACIONAL
Prática Elementos da Gestão de
Segurança Descrição
1 Cultura de segurança,
compromisso e responsabilidade gerencial
Definir os valores e a política de Segurança Operacional, implementar uma estrutura organizacional com definição de responsabilidades e atribuições do pessoal envolvido, bem como criar meios de comunicação de valores, políticas e metas e comprometer-se com a disponibilização de recursos para a implementação e o funcionamento do sistema de gerenciamento da segurança operacional.
2 Envolvimento do pessoal
Promover o envolvimento, a conscientização e a participação da força de trabalho na aplicação do sistema de gerenciamento da segurança operacional.
3 Qualificação, treinamento e desempenho do pessoal
Garantir que a força de trabalho exerça suas funções de maneira segura, de acordo com a estrutura organizacional e responsabilidades no sistema de gerenciamento de segurança operacional.
4 Ambiente de trabalho e
fatores humanos
Promover um ambiente de trabalho adequado e que considere os fatores humanos durante todo o ciclo de vida da Instalação.
5 Seleção, controle e gerenciamento de
contratadas
Estabelecer critérios de seleção e avaliação de contratadas, considerando aspectos de segurança operacional nas atividades cobertas pelo Regulamento Técnico.
6 Monitoramento e Melhoria contínua do desempenho
Estabelecer indicadores de desempenho e metas que avaliem a eficácia do sistema de gerenciamento da segurança operacional e promovam a melhoria contínua das condições de segurança das Instalações.
7 Auditorias
Criar e aplicar mecanismos para avaliar a eficácia da implementação e o funcionamento do sistema de gerenciamento da segurança operacional (SGSO), buscando conformidade com os requisitos contidos no Regulamento Técnico, através da execução de auditorias.
8 Gestão da informação e da
documentação
Definir procedimentos de controle e acesso à documentação relativa a segurança operacional.
104
9 Investigação de incidentes
Descrever os requisitos que devem ser considerados para a condução da investigação de cada incidente ocorrido na Instalação que seja afeto à Segurança Operacional.
10 Projeto, construção,
instalação e desativação
Descrever os requisitos que devem ser considerados pelo sistema de gerenciamento de segurança operacional para promover a segurança nas fases de projeto, construção, instalação e desativação.
11 Elementos críticos de segurança operacional
Descrever os requisitos que devem ser considerados pelo sistema de gerenciamento de segurança operacional para identificar os Elementos Críticos de Segurança Operacional da Instalação e estabelecer sistemas de gerenciamento e controle dos mesmos.
12 Identificação e análise de
riscos
Estabelecer requisitos para identificação e análise de riscos que podem resultar em incidentes, a serem conduzidos nas diferentes fases do ciclo de vida da Instalação, por meio da utilização de ferramentas reconhecidas e com resultados devidamente documentados.
13 Integridade mecânica
Descrever os requisitos que devem ser considerados pelo sistema de gerenciamento de segurança operacional para que a Instalação, seus sistemas, estruturas e equipamentos, passem por inspeções, testes e manutenções necessárias, de forma planejada e controlada, buscando a integridade mecânica e Adequação ao Uso.
14 Planejamento e
gerenciamento de grandes emergências
Assegurar o adequado planejamento e o gerenciamento de grandes emergências que possam ocorrer durante a operação da Instalação.
15 Procedimentos operacionais
Descrever os requisitos que devem ser considerados pelo sistema de gerenciamento de segurança operacional no estabelecimento de procedimentos visando à operação segura da Instalação.
16 Gerenciamento de
mudanças
Descrever os requisitos que devem ser considerados pelo sistema de gerenciamento de segurança operacional para assegurar que as mudanças permanentes ou temporárias a serem efetuadas na instalação estejam em conformidade com os requisitos de Segurança Operacional estabelecidos no Regulamento Técnico e na legislação pertinente.
105
17
Práticas de trabalho seguro e procedimentos
de controle em atividades especiais
Descrever os requisitos que devem ser considerados pelo sistema de gerenciamento de segurança operacional para controlar e gerenciar os riscos para a Segurança Operacional durante as atividades especiais da Instalação, não contempladas nas outras práticas de gestão.
Fonte: Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional