Análise de riscos ambientais em atividades de E&P de petróleo

UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ - DEPARTAMENTO
PÓS-GRADUAÇÃO EM TECNOLOGIA E
DESENVOLVIMENTO
SEBASTIÃO ANDRELINO DA SILVA
ANÁLISE DE RISCOS APLICADA ÀS ATIVIDADES DE
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
ARACAJU/SE
2015

Trabalho de Conclusão de curso apresentado
como requisito para aprovação no curso de
pós-graduação em Meio Ambiente e
Desenvolvimento Sustentável, da Estácio de
Sá, sob orientação do Professor Edgard Joseph
Kiriyama.
ARACAJU/SE
2015

DEPARTAMENTO
PÓS-GRADUAÇÃO EM TECNOLOGIA E DESENVOLVIMENTO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Universidade Estácio de Sá,
como requisito para a obtenção do grau de MBA em Meio Ambiente e Desenvolvimento
Aprovado em, _____ de ______________ de 20___.
Examinador
____________________________________________________
Professor Edgard Joseph Kiriyama
NOTA FINAL ____________

Para minha esposa Diones, pela dedicação
e apoio incondicional, minha gratidão e
amor.

AGRADECIMENTOS
Ao Eterno Deus pela vida e consciência plena.
Aos meus pais e familiares pelos exemplos de solidariedade e afeto que sempre nos
uniu.

"A segurança é indivisível. Ou existe igual
segurança para todos ou não há segurança para
ninguém. ( ...)"
Mikhail Gorbachev

RESUMO
Produzir, armazenar, transportar petróleo e seus derivados em grandes volumes passou a ser
atividade comum na nossa sociedade. Atrelados, vieram os riscos de acidentes envolvendo
derrames de óleo em rios e oceanos, com consequências danosas ao equilíbrio ambiental. O
trabalho ora apresentado descreve as diferentes técnicas de análise quali-quantitativa de riscos
industriais que foram utilizadas como base para proposição de uma metodologia focada nos
riscos ambientais associados a derrames de óleo no meio marinho. Nos capítulos iniciais são
descritas as metodologias de análise de riscos, suas vantagens e desvantagens, considerando a
aplicação específica para atividades de exploração e produção de petróleo. Os impactos
potenciais do derrame de petróleo e derivados no meio marinho são discutidos em seguida,
tomando-se como base as características físico-químicas e toxicológicas do produto e a
sensibilidade dos componentes ambientais decorrente da exposição ao produto. Os principais
derrames de petróleo no mundo são discutidos nesse capítulo. No capítulo 4 em seguida, é
discutido o uso de metodologias de análise quantitativa de risco ambiental a nível
internacional e no Brasil, com foco nas exigências apresentadas pelo órgão licenciador das
atividades de exploração e produção marítima de petróleo e gás natural, no caso o Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis - IBAMA. No capítulo
seguinte, apresentamos uma proposta de metodologia desenvolvida para atender aos requisitos
do IBAMA dentro dos processos de licenciamento ambiental. Os resultados obtidos com a
aplicação da metodologia proposta a uma atividade de E&P na plataforma continental
brasileira são apresentados para demonstrar sua aplicação prática e os benefícios obtidos em
termos de segurança e proteção ao meio ambiente.
Palavras-chave: Análise de Riscos, Riscos Ambientais, Licenciamento Ambiental

ABSTRACT
Producing, storing, transporting petroleum and its derivatives in large volumes passed to be
common activity in our society. Linked to this activity came the risk of accidents involving oil
spills in rivers and oceans, and the consequent damages to environmental balance. The work
presented here describes the different techniques of qualitative and quantitative analysis of
industrial hazards that were used as a basis for proposing a methodology focused on the
environmental risks associated with oil spills in the marine environment. In the opening
chapters of the risk analysis methodologies, their advantages and disadvantages are described,
considering the specific to the exploration and production activities of oil application. The
potential impacts of the oil spill and derivatives in the marine environment are discussed,
taking as basis the physical, chemical and toxicological characteristics of the product and the
sensitivity of the environmental components from exposure to the product. The major oil
spills in the world are discussed in this chapter. In the chapter 4, the use of methodologies for
quantitative analysis of environmental risk internationally and in Brazil is discussed, focusing
on the requirements submitted by the licensing agency of maritime exploration and production
of oil and natural gas, in this case, the Institute Brazilian Environment and Renewable Natural
Resources - IBAMA. In the next chapter, we propose a methodology developed to meet the
requirements of IBAMA in the processes of environmental licensing. The results obtained
with the application of the proposed methodology to an E & P activity in the Brazilian
continental shelf are presented to demonstrate its practical application and the benefits in
terms of safety and environmental protection.
Keywords: Risk Analyses – Environmental Risks – Environmental Licensing

SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO 12
2 O PETRÓLEO 14
2.1 Produção marítima do petróleo 15
2.2 Principais acidentes 15
2.3 A inevitabilidade dos acidentes 18
3 METODOLOGIAS TRADICIONAIS DE ANÁLISE DE RISCO 19
3.1 Análise histórica de acidentes 19
3.2 Análise preliminar de perigos (APP) 19
3.2.1 Aplicação do método 20
3.3 Avaliação das consequências de vazamento de óleo 21
3.3.1 Comportamento de óleo no mar 21
3.3.2 Modelagem matemática da dispersão de óleo 23
4 METODOLOGIA DE ANÁLISE E GERENCIAMENTO DE RISCOS AMBIENTAIS 24
4.1 Descrição das instalações 25
4.2 Análise histórica de acidentes ambientais 25
4.3 Identificação dos cenários acidentais 26
4.3.1 Classificação dos cenários 26
4.3.2 Classificação dos cenários por categoria de frequência 27
4.3.3 Classificação dos cenários por categoria de severidade 27
4.4 Avaliação quantitativa das frequências de ocorrência 29
4.5 Avaliação das consequências 31
4.5.1 Modelagem da dispersão de óleo 31
4.6 Análise da vulnerabilidade e identificação dos componentes com valor ambiental 32
4.7 Cálculo dos riscos ambientais 33
4.7.1 Determinação do risco de exposição ao óleo 33
4.7.2 Análise de significado de risco calculado 34
4.7.3 Análise dos resultados obtidos e conclusões 35
4.8 Revisão dos riscos 36
4.9 Plano de gerenciamento de riscos 36
4.9.1 Definições de atribuições 37
4.9.2 Plano de inspeções periódicas 37
4.9.3 Programas de manutenção 38
4.9.4 Plano para capacitação técnica dos funcionários/treinamento 38
4.9.5 Processo de contratação de terceiros 39
4.9.6 Registro de investigação de acidentes 40
4.9.7 Gerenciamento de mudanças 40
4.9.8 Sistema de permissão para trabalho 41
4.9.9 Comunicação de risco 41
5 APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE AQRA 42
6 CONSIDERAÇÕES FINAIS 46
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 48

LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Tempos de recuperação de CVA’s 42
Tabela 2: Tempos de recuperação adotadas 43
Tabela 3: Relação tempo de recuperação/tempo de recorrência 44
Tabela 4: Elementos incluídos nos programas de gerenciamento de riscos 45

LISTAS DE FIGURAS
Figura 1: Vazamento na plataforma Ixtoc I 15
Figura 2: Acidente com o navio Atlantic Empress 16
Figura 3: Afundamento do petroleiro Amoco Cadiz 17
Figura 4: Incêndio da plataforma Deep Horizon 17
Figura 5: Petroleiro Exxon Valdez 18
Figura 6: Fauna Oleada 18
Figura 7: Processos de intemperização do óleo no mar 21
Figura 8: Planilha de APP 26
Figura 9: Categorias de frequência N-2782/2014 (Revisão C) 27
Figura 10: Categorias de severidade da N-2782/2014 (Revisão C) 28
Figura 11: Matriz de tolerabilidade de risco da N-2782/2014 (Revisão C) 29
Figura 12: Lógica booleana 31
Figura 13: Tempos de recuperação de CVA’s 35
Figura 14: Etapas da AQRA 43

12
1 INTRODUÇÃO
O petróleo, ainda no século XXI, é visto como uma fonte de energia rentável. No
passado sua exploração ocorria de forma intuitiva e com o decorrer do tempo, foram impostas
novas variáveis à indústria petrolífera, como diminuição das jazidas de petróleo, oscilação dos
preços do petróleo, etc. E, diante desta nova realidade, a tomada de decisões tornou-se
significativa e determinante para o andamento do projeto.
A importância do estudo de técnicas de análise de risco aplicadas no desenvolvimento
de campos de petróleo, foco do presente trabalho, se justifica pela relevância de se conhecer
os impactos de cada variável incerta (geologia, tecnologia, economia, ect.) no desempenho de
projetos de exploração e produção de petróleo, uma vez que esta é uma das fases mais críticas
em projetos dessa área, pois nela altos investimentos são alocados e o conhecimento sobre o
reservatório ainda é pequeno.
Os crescentes desafios com que empresas atuantes na área de exploração e produção
de petróleo têm se deparado no decorrer dos últimos anos influenciaram o desenvolvimento e
o estudo de técnicas, numa visão probabilística, que quantificam e qualificam as incertezas
relacionadas ao ramo do petróleo de um modo geral, indicando as probabilidades de sucesso e
fracasso de um dado projeto.
De acordo com Suslick (2002), a análise de incertezas constitui um dos pontos
principais das atividades de exploração e produção de petróleo. No passado, em decorrência
do estágio evolutivo e da disponibilidade de prospectos de óleo e gás mais facilmente
identificáveis, a maioria dos processos decisórios para análise de riscos ainda podia ser
realizada de forma simples e intuitiva. Nos últimos anos esse cenário alterou-se
consideravelmente em função da diminuição dos indícios de jazidas de petróleo, da crescente
globalização dos negócios e do envolvimento de diversos agentes, tornando o processo
decisório mais complexo e de difícil solução.
Uma análise de riscos, incorporando uma distribuição de probabilidade relacionada às
incertezas existentes, possibilita uma estimativa mais realista do tempo total necessário para
executar as etapas de perfuração e completação do poço. Tendo em vista a natureza
probabilística associada com o tempo da perfuração e da completação de um poço, a fim de
estimar o tempo necessário para proceder à locação de todo o equipamento requerido, é uma
tarefa de considerável complexidade. O cenário onde os profissionais fazem suas análises para
tomada de decisões é repleto de incertezas para quase todas as ações.

13
Levando-se em consideração os altos custos envolvidos nestas operações, quando
conhecemos os possíveis riscos, são tomadas as possíveis precauções com intuito de evitá-los
e assim reduzir os custos com as operações de perfuração e completação.
A análise de risco tem como objetivo identificar as ameaças com maior probabilidade
de ocorrência, analisando assim a sensibilidade das variáveis postas em questão,
possibilitando com isso a possível tomada de decisão. Quando se conhece os riscos são
tomadas medidas com intuito de eliminá-los, minimizá-los, compartilhá-los ou assumi-los. A
maioria da literatura de E&P em análise de risco sugere tal aplicação no direcionamento de
melhores decisões e conseqüentemente, aumento da lucratividade.
O presente trabalho está dividido da seguinte forma no primeiro momento traz uma
abordagem do petróleo, seguido da descrição das metodologias tradicionais de análise de
risco, descreve também a metodologia de análise do gerenciamento de riscos ambientais,
destacando a aplicação da metodologia do AQRA, faz uma abordagem científica que visa
contribuir para um melhor entendimento do tema.

14
2. O PETRÓLEO
A partir das palavras latinas que deram origem ao seu nome, petra (pedra) e oleum
(óleo), tem-se uma indicação clara da definição de petróleo: substância líquida, menos densa
que a água, extraído de rochas no subsolo (THOMAS, 2001).
Entre as teorias sobre a origem do petróleo, a mais antiga é que ele surgiu através de
restos orgânicos de animais e vegetais depositados no fundo de lagos e mares sofrendo
transformações químicas ao longo de milhares de anos. Ao que se acredita, coube ao geólogo
russo Mikhail Lomonosov formular esta teoria pela primeira vez em no final do século XVIII
(DOVIDAUSKAS e DEMETS, 2011).
Tal teoria, porém é vista mais como crença, sem fatos comprobatórios de sua validade
científica, havendo uma série de argumentos relevantes que comprovam que o petróleo é de
origem abiótica. (http://www.portaldomeioambiente.org.br/noticias/energia/4673-o-petroleo-
nao-e-de-origem-fossil-continua-a-ser-gerado-ininterruptamente-pela-terra-e-e-inesgotavel).
Independente das questões relativas à sua origem biótica ou abiótica, é certo que seus
componentes químicos resultam da combinação de carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos),
sendo a dimensão das moléculas determinante seu estado físico à temperatura ambiente;
gasoso para moléculas menores, com um a quatro átomos de carbono (C1 a C4) e líquido
para moléculas maiores, acima de 5 átomos de carbono (THOMAS, 2001).
No passado, as fontes acessíveis de petróleo eram exsudações naturais no solo, na
forma comumente conhecida como betume. Esse produto natural era utilizado na Babilônia
para assentamento de tijolos; os fenícios o utilizam para calafetar suas embarcações; índios
pré-colombianos utilizaram o petróleo para impermeabilizar potes cerâmicos e para a
pavimentação de ruas. O uso do petróleo para embalsamar os mortos era prática comum no
Egito Antigo (THOMAS,2010).
A Bíblia, livro sagrado para as religiões judaico-cristãs, cita textualmente no livro de
Gênesis, capítulo 14, verso 10: “Ora, o vale de Sidim estava repleto de poços de betume; os
reis de Sodoma e de Gomorra fugiram; alguns dos seus homens caíram nos poços e o restante
conseguiu fugir para os montes” (Bíblia King James Atualizada, 2012).
Em terra, a exploração comercial do petróleo começou em 1859, na Pensilvânia
(EUA), com um poço de 21 metros de profundidade, capaz de atingir a produção diária de
2m³. A possibilidade de produzir, a partir da destilação do petróleo, substitutos mais
lucrativos para o carvão e o óleo de baleia na iluminação deu início à Era do Petróleo
(THOMAS,2010).

15
2.1 Produção marítima de petróleo
A história da produção marítima de petróleo inicia no mundo na década de 30, com a
instalação da primeira plataforma em águas venezuelanas. Vinte anos depois, inicia-se a
produção de petróleo no Golfo do México (NETO e COSTA, 2007).
A descoberta do primeiro poço no mar territorial brasileiro se dá em 1968, no litoral do estado
de Sergipe, no campo de Guaricema. Ali foi instalada a primeira plataforma marítima
brasileira, PGA-1, em produção há quase cinquenta anos. Na Bacia de Campos, a primeira
perfuração também ocorreu em 1968, no campo de Garoupa (RJ), seguindo-se nos em anos
posterior as descobertas nos Campos de São Mateus (ES) e de Ubarana (RN). (NETO e
COSTA, 2007).
2.2 Principais acidentes
Tanto a produção quanto o transporte marítimo de petróleo e seus derivados são fontes
constantes de derrames de óleo para o meio marinho, destacando-se as ocorrências abaixo
listadas.
• Ixtoc I, Campeche, Golfo do México (Junho/1979)
A plataforma mexicana Ixtoc 1 se rompeu na Baía de Campeche, derramando cerca de
454 mil toneladas de petróleo no mar, gerando uma maré negra atingindo a costa.
Figura 1 – Vazamento na plataforma Ixtoc 1
Fonte: www.tnsustentavel.com.br

16
• Atlantic Empress, Tobago, Caribe (Julho/1979)
Durante uma tempestade tropical, a colisão de dois superpetroleiros próximos à ilha
caribenha de Tobago causou a morte de 26 membros da tripulação e despejou 287 mil de
petróleo bruto no mar.
Figura 2 – Acidente com o navio Atlantic Empress
Fonte: meioambiente.culturamix.com
• Nowruz, Irã, Golfo Pérsico (Fevereiro/1983)
Durante a Primeira Guerra do Golfo, um tanque colidiu com a plataforma de Nowruz
causando o vazamento de 260 mil toneladas de petróleo no mar.
• ABT Summer, Angola (Maio/1991)
O super-petroleiro Libéria ABT Summer explodiu na costa angolana em maio de
1991, causou a morte de cinco membros da tripulação e derramou 260 mil toneladas de
petróleo no Oceano Atlântico.
• Castillo de Bellver, Africa do Sul (Agosto/1983)
O navio espanhol Castilho de Bellver afundou na costa de Cape Town, na África do
Sul , após um incêndio a bordo seguido de explosão, liberando um volume estimado de 252
mil toneladas de óleo.
• Amoco Cadiz, França (Março/1978)
O super-tanque Amoco Cadiz rompeu-se ao meio perto da costa noroeste da França,
em 1978, causando um dos piores acidentes petrolíferos do mundo, com o vazamento de 223
mil toneladas de óleo.

17
Figura 3 – Afundamento do petroleiro Amoco Cadiz
Fonte: acervo.oglobo.globo.com
• Deep Horizon, Golfo do México (Abril, 2010)
O acidente da plataforma Deep Horizon, controlada pela empresa britânica BP no
campo de Macondo, é considerado o pior acidente ocorrido da exploração de petróleo no
mundo. Resultou na morte de 11 funcionários e, no vazamento estimado de 4,9 milhões de
barris de petróleo durante 85 dias no golfo do México.
Figura 4 – Incêndio da plataforma Deep Horizon
Fonte: www.theguardian.com
Embora não tenha envolvido um volume de óleo derramado no mar de igual monta,
comparando-se aos acidentes acima relatados, o desastre envolvendo o petroleiro Exxon
Valdez em março de 1989, em Prince William Sound, no Alasca, é um dos desastres mais
representativos dos danos ao meio marinho decorrente de vazamentos de óleo.

18
Figura 5 – Petroleiro Exxon Valdez
Fonte: www.marineinsight.com
Fotos de espécies consideradas carismáticas da costa do Alasca correram o mundo e
ainda hoje, 25 anos depois, são encontrados resquícios do óleo na costa
(http://noticias.terra.com.br/ciencia/sustentabilidade/mare-negra-da-exxon-valdez-25-anos-
depois-o-alasca-ainda-guarda-vestigios.html, 2014).
Figura 6 – Fauna oleada
Fonte: www.treehugger.com
2.3 A inevitabilidade dos acidentes
Seriam tais acidentes evitáveis? Pelo próprio conceito de acidente como evento
fortuito, ou seja, imprevisto, inopinado e que acontece ao acaso, parece que não. Porém, o
estudo dos acidentes indica a presença de fatores comuns como falhas humanas e de
equipamentos passíveis de serem controladas e gerenciadas (DUARTE, 2002).

19
Os acidentes de maior potencial de provocar danos ao meio ambiente, às pessoas ou
instalações, devem ser investigados como forma de aprendizado, sendo mais complexos
aqueles que envolvem vítimas ou danos extensivos. Apesar das dificuldades que tal
complexidade possa trazer, os benefícios são inquestionáveis como forma de prevenir a
recorrência dos acidentes (DUARTE, 2002).
O controle dos fatores que predispõem aos acidentes passa pelo estudo aprofundado de
causas potenciais e pelo conhecimento prévio das possíveis consequências. Tais objetivos
podem ser atingidos com a aplicação de técnicas de análise de risco.
3. METODOLOGIAS TRADICIONAIS DE ANÁLISE DE RISCO
Análise de Risco tem por objetivo calcular ou estimar a probabilidade ou frequência
esperada para um determinado dano a um sistema decorrente de sua exposição a uma
substância em particular, considerando suas características físico-químicas e de
periculosidade. (GUILHERME, 2005).
Considerando-se especificamente o desenvolvimento de estudos de riscos relacionados
a derrames de óleo no mar, as seguintes técnicas de análise de risco podem ser aplicadas,
divididas em três grupos principais:
a) Técnicas qualitativas de identificação de riscos
a.1 – Análise Histórica de Acidentes
a-2 – Análise Preliminar de Perigos
b) Técnicas quali-quantitativas de avaliação de frequências
b.1 – Árvores de Falhas
c) Técnicas quantitativas de avaliação de consequências.
c.1 – Modelagem Numérica de Dispersão de Óleo
3.1 Análise Histórica de Acidentes
A Análise Histórica de Acidentes consiste na avaliação de acidentes similares,
ocorridos em instalações ou atividades que apresentem semelhanças significativas com aquela
que está sendo estudada. Obtêm-se com isso subsídios para a avaliação de possíveis causas
iniciadoras de uma determinada tipologia acidental e de suas consequências.
Essas informações são obtidas por meio de consultas a Bancos de Dados de Acidentes
nacionais e/ou internacionais, ou revisão da literatura especializada. Entre os bancos de dados

20
nacionais, pode ser citado a da CETESB. Entre os bancos de dados internacionais destacam-
se o SONATA e o MIHDAS (BROWN, 1998).
3.2 Análise Preliminar de Perigos (APP)
A Análise Preliminar de Perigos (APP) é uma metodologia estruturada para identificar
os riscos decorrentes de possíveis cenários acidentais envolvendo um determinado
empreendimento ou atividade. Esta metodologia pode ser usada para sistemas/atividades em
início de desenvolvimento ou em fase de concepção/projeto e, também, como revisão geral de
segurança de sistemas/atividades já em operação (DNV, 2011).
Na APP, inicialmente são enumerados os perigos, suas causas e os possíveis efeitos
(consequências). Em seguida faz-se uma avaliação qualitativa das frequências de ocorrência e
das severidades das consequências dos cenários acidentais, classificando-se os riscos através
do cruzamento desse dois fatores, de modo unicamente qualitativo, ou seja, sem estimativa
numérica (DNV,2011).
3.2.1 Aplicação do Método
A análise preliminar de perigos compõe-se dos seguintes passos básicos:
Reunir os dados necessários.
A APP requer a reunião, antes de tudo, dos dados disponíveis sobre o empreendimento
ou atividade em estudo, e então, informações pertinentes, proporcionadas pela
experiência prévia com qualquer empreendimento ou atividade similar. No caso de
instalações em projeto, como a APP destina-se especificamente à identificação
antecipada dos riscos, os dados disponíveis poderão ser escassos. Daí a importância da
experiência prévia da equipe reunida para execução da análise.
Reunir equipe multidisciplinar.
A elaboração da APP deve ser conduzida por equipes de profissionais envolvidos nas
atividades de produção, manutenção, segurança e meio ambiente. Dentre os
profissionais presentes, um deve assumir o papel de facilitador e outro de relator,
sendo o papel do primeiro estimular os demais membros do grupo a contribuir com a
identificação de causas, estimativa de consequência e proposição de medidas
mitigadoras, caso os cenários apresentem risco acima do tolerável.
Registrar os resultados em planilhas específicas.
Os resultados da APP são registrados em planilhas específicas nas quais são
relacionados os perigos, suas causas, modo de detecção/salvaguardas, efeitos

21
potenciais, categorias de frequência, severidade e risco, medidas mitigadoras e o
número do cenário.
3.3 Avaliação das consequências de vazamentos de óleo
A avaliação de consequências de vazamentos de óleo é realizada a partir da
modelagem matemática da dispersão do produto no meio marinho, que leva em conta as
características do produto e as condições ambientais.
3.3.1 Comportamento do óleo no mar
Para avaliar as consequências de um derrame de óleo é necessário conhecer o
comportamento do óleo na superfície marinha. Após o derrame desse produto, ocorrerem
processos de intemperização conforme ilustrado na figura 7 abaixo.
Figura 7 – Processos de intemperização do óleo no mar
Fonte: www.quimica.com.br
Tais processos se dão concomitantemente ou em sequência, ocorrendo primeiro
aqueles associados à atração gravitacional e separação das fases líquida e gasosa por efeito
das temperaturas do ar e da água. Segundo a organização internacional que congrega os
proprietários de navios-tanque, prevalecem os seguintes processos de intemperização (ITOPF,
2002):

22
a) Espalhamento
Esse processo se dá imediatamente após o derramamento, resultante da tração
gravitacional, com maior ou menor velocidade a depender da viscosidade do óleo e do
volume vazado.
b) Evaporação
Os componentes químicos mais voláteis separam-se das frações líquidas, com maior
ou menor intensidade, a depender da temperatura ambiente e velocidade do vento.
c) Dispersão
As ondas e a turbulência do mar podem quebrar a massa oleosa em gotículas de
variados tamanhos que sofrem mistura com as águas de superfície, movendo-se de acordo
com as condições meteoceanográficas (corrente marinha e vento).
d) Dissolução
Parte do óleo pode ser dissolvida na coluna d’água, com maior ou menor taxa de
dissolução e extensão, a depender da sua composição, da temperatura da água e da
turbulência, principalmente.
e) Emulsificação
O processo de emulsificação se dá pela mistura entre água e óleo, sendo a água
encapsulada pelo óleo, sob a ação da turbulência provocada pelas ondas. A emulsificação
provoca um aumento de volume em até quatro vezes. Esse processo reduz a taxas dos demais
processos de intemperização do óleo, sendo responsável pela persistência de óleos leves e
médios na superfície da água.
f) Oxidação
Os hidrocarbonetos podem reagir com oxigênio, sob a ação da luz solar, e pode levar à
formação de produtos solúveis ou alcatrões mais persistentes.
g) Sedimentação
Óleos residuais de densidade superior à água do mar podem afundar tão logo haja o
vazamento para o meio marinho. Óleos menos densos podem também interagir com partículas
em suspensão na coluna d’água e afundar.
h) Biodegradação
A biodegradação é promovida pela ação de micro-organismos capazes de metabolizar
substâncias componentes do petróleo existentes no mar, tais como bactérias, fungos,
protozoários e algas unicelulares, utilizando-o como fonte de energia.

23
3.3.2 Modelagem matemática da dispersão do óleo
Aos principais fenômenos envolvidos num derrame de óleo, tais como espalhamento,
dispersão e evaporação podem aplicados modelos matemáticos que permitem avaliar a
extensão da área afetada.
Conforme cita Assad (2009), os modelos de transporte utilizam basicamente as
informações fatores ambientais (temperatura, vento, corrente), variáveis em termos espaciais e
temporais, e das propriedades físico-químicas do óleo, variáveis de acordo com os processos
característicos da intemperização, para prever como tais processos, somados ao transporte
advectivo-difusivo, irão influenciar a distribuição espaço-temporal da concentração do óleo
derramado.
A obtenção de bons resultados nas previsões com modelos computacionais dependem
de informações como a qualidade e o volume de óleo derramado, tempo de vazamento, e
dados meteoceanográficos da região atingida.
O primeiro passo é desenvolver o modelo computacional que consiste na transcrição
das condições ambientais para linguagem de programação. Assad (2009) trata da dificuldade
envolvida na construção de um modelo hidrodinâmico que simule com perfeição os
movimentos do oceano na escala de tempo e espaço. Seus resultados tornam-se mais
confiáveis à medida que o tempo passa, visto que os modelos desenvolvidos são colocados à
prova a partir da análise de dados de derrames reais e experiência com o uso de traçadores,
permitindo seu aperfeiçoamento.
A modelagem é, portanto, vital para avaliação das consequências de um derrame de
óleo no mar ou em outros cursos d’água. Seus resultados valiosos para o cálculo do risco de
exposição ao óleo dos diferentes elementos que compõem o meio ambiente, incluindo as
atividades humanas, e para o planejamento de ações de resposta.

24
4. METODOLOGIA DE ANÁLISE E GERENCIAMENTO DE RISCOS
AMBIENTAIS
As atividades de exploração e produção marítima estão sujeitas ao processo de
licenciamento ambiental junto ao federal de meio ambiente, IBAMA, como definido na Lei
6938/81 - Art. 10:
A construção, instalação, ampliação e funcionamento de estabelecimentos e
atividades utilizadores de recursos ambientais, efetiva ou potencialmente
poluidores ou capazes, sob qualquer forma, de causar degradação ambiental
dependerão de prévio licenciamento ambiental.
Em seu art 2º - alínea VII, a Resolução CONAMA 01/86 cita textualmente a extração
de petróleo como atividade sujeita à elaboração do Estudo de Impacto Ambiental e seu
respectivo RIMA – Relatório de Impacto ao Meio Ambiente dentro do processo de
licenciamento.
Entre os impactos ambientais das atividades de exploração, produção e transporte de
petróleo está a contaminação da biota por hidrocarbonentos, seja através do descarte de
efluentes oleosos (impacto real), seja através de derrames acidentais (impacto potencial)
(MIRANDA, SILVA e ALMEIDA, 2010).
Para atividades de maior complexidade, entre elas a exploração marítima de óleo e
gás, o IBAMA tem emitido Termos de Referência – TR’s estabelecendo o conteúdo mínimo
do EIA. A partir de 2008, ao CGPEG – Coordenação Geral de Petróleo e Gás daquele órgão
licenciador passou a inserir novos requisitos na Análise e Gerenciamento de Riscos
Ambientais em seus TR’s, considerando as consequências para o meio ambiente decorrentes
de derrames de óleo no mar e a capacidade de recuperação do meio a este impacto potencial,
tanto qualitativa quanto quantitativamente.
Dessa forma, atualmente, a Análise e Gerenciamento de Riscos Ambientais têm por
objetivo, além da identificação e avaliação qualitativa dos efeitos de possíveis cenários
acidentais de vazamentos de óleo, obtidas por ferramentas analíticas tais como a APP, a
quantificação do risco através do cálculo de frequências dos cenários acidentais e da
probabilidade de toque de óleo nos componentes ambientais existentes na área de dispersão
da mancha.
Neste contexto, descrevemos uma proposta de metodologia que permite atender aos
Termos de Referência do IBAMA para a elaboração da Análise Quantitativa de Risco
Ambiental – AQRA.

25
O objetivo da AQRA como parte dos Estudos de Impacto Ambiental é identificar os
cenários acidentais e seus respectivos desdobramentos, avaliar as consequências sobre o meio
ambiente e propor medidas que reduzam os riscos ambientais a limites toleráveis. A
metodologia consiste nos seguintes itens:
1) Descrição das Instalações
2) Análise Histórica de Acidentes Ambientais
3) Identificação dos Cenários Acidentais
4) Avaliação das Frequências de Ocorrência dos Cenários Acidentais
5) Avaliação das Consequências
6) Análise de Vulnerabilidade e Identificação dos Componentes com Valor Ambiental
7) Cálculo dos Riscos Ambientais
8) Revisão dos Riscos
9) Programa de Gerenciamento de Riscos
4.1 Descrição das Instalações
Os Termos de Referência emitidos pelo IBAMA prescrevem a apresentação dos
principais sistemas e subsistemas de todas as instalações envolvidas e listados seus
equipamentos de segurança mais relevantes. Ressaltam a importância de serem mencionados
os critérios de segurança, incluindo as medidas preventivas, adotadas desde a fase de
planejamento da atividade.
Quando a AQRA fizer parte de um Estudo Ambiental, tais informações deverão estar
alinhadas com o Capitulo de Caracterização da Atividade, focando a descrição nos aspectos
de segurança.
4.2 Análise Histórica de Acidentes Ambientais
Citam os Termos de Referência:
Deverá ser realizado um levantamento completo de todos os acidentes
ocorridos em atividades similares e/ou com o tipo de unidade em questão
que, potencial ou efetivamente, tenham causado impactos ao meio ambiente.
A análise histórica deverá descrever, sempre que possível, a tipologia dos
acidentes, contemplando todas as possíveis causas, diretas e indiretas,
naturais ou não, de explosões, incêndios, derrames, e vazamentos de óleo e
outros produtos químicos, não se restringindo a estes, e a magnitude dos
danos ambientais, em relação a eventuais efeitos tóxicos, espécies afetadas e

26
sua importância para o ecossistema em análise. Devem ser apresentados
todos os dados estatísticos, acompanhados das respectivas referências.
Ressalta-se que a análise histórica não deverá se limitar a uma mera
compilação de dados, devendo apresentar uma análise crítica em
comparação com o empreendimento em questão.
Para atendimento a esta demanda devem ser utilizados bancos de dados tais o WOAD
– World Offshore Accidents Data Bank, mantido pela DNV Technica, os relatórios MMS 92-
0058 & MMS 95-0052- Accidents Associated with Oil and Gas Operations e o SINTEF,
mantido pela SINTEF Petroleum Research.
4.3 Identificação dos cenários acidentais
Como os Termos de Referência do IBAMA citam textualmente a Análise Preliminar
de Perigos (APP), esta deve ser a metodologia para identificação dos cenários acidentais
possíveis de ocorrer durante a execução da atividade ou vida útil do empreendimento,
independentemente da frequência esperada para os cenários. Além dos cenários que levam
diretamente ao vazamento de óleo, exige-se que sejam apresentados todos os cenários
passíveis de evoluir para situações com vazamento de óleo para o ambiente, contemplando
todas as fases do projeto.
4.3.1 Classificação dos cenários
Os cenários devem ser apresentados no formato de planilha, conforme ilustrada na
figura 8. Os cenários devem ser agrupados por faixa de volume de 0 a 8m³, 8 a 200m³, 200 a
500 m³ e acima de 500m³. A depender do tipo de atividade, a faixa acima de 500m³ pode ser
divididas em faixas específicas. Os limites de 8, 200 e acima de 200 m³ estão compatíveis
com o definido na Resolução CONAMA 398/08.
Análise Preliminar de Perigos (APP)
Empresa Sistema:
Subsistema:
Elaborado por: Referência: Data:
Perigo Causas
Modo de Detecção /
Salvaguardas
Efeito
s
Freq
Se
v
Risco
Observações/
Recomendações
#
Figura 8 – Planilha de APP

27
4.3.2 Classificação dos cenários por categoria de frequência
Para classificação das categorias de frequência dos cenários propomos aqui que seja
seguida a norma N-2782/2014 (Revisão C) da PETROBRAS, cujos critérios de classificação
nas categorias A, B, C, D e E, seguem os critérios constantes na Figura 9 abaixo.
Categorias de Freqüência
A
Extremamente Remota
B
Remota
C
Pouco Provável
D
Possível
E
Freqüente
Conceitualmente
possível, mas sem
referências na indústria.
Não esperado
ocorrer, apesar
de haver
referência em
instalações
similares na
indústria.
Pouco provável
de ocorrer durante
a vida útil da
instalação.
Possível de
ocorrer uma
vez ao longo
da vida útil da
instalação.
Possível de
ocorrer
muitas vezes
durante a vida
útil da
instalação.
Figura 9 – Categorias de frequência N -2782/2014 (Revisão C)
Fonte: PETROBRAS
4.3.3 Classificação dos cenários por categoria de severidade
Os volumes vazados de cada cenário devem ser calculados ou estimados, devendo as
premissas utilizadas na análise serem devidamente apresentadas no relatório a ser gerado. Os
dados obtidos devem estar registrados num anexo específico de Memória de Cálculo.
Conforme pode ser observado na figura abaixo, a N-2782 (Revisão C) classifica a
Severidade em faixas que não coincidem com aquelas definidas pela resolução 398/08 e
classificação da severidade varia de acordo com o tipo de ambiente onde se dá o derrame e o
grau API do óleo. Para Região Oceânica, por exemplo, diferentes faixas de volume inferiores
a 8 m³ podem ser classificados em nas categorias de severidade Desprezível, Marginal ou
Média.

28
Figura 10 – Categorias de Severidade da N -2782/2014 (Revisão C)
Fonte: PETROBRAS
A classificação final dos cenários, considerando o cruzamento da frequência com a
severidade deverá ser feito de acordo com a matriz a seguir, também adotada na norma N-
2782.

29
Figura 11 – Matriz de Tolerabilidade de Risco da N -2782/2014 (Revisão C)
Fonte: PETROBRAS
4.4 Avaliação Quantitativa das Frequências de Ocorrência dos Cenários Acidentais
De acordo com a orientação estabelecida nos Termos de Referência do IBAMA, deve-
se avaliar a frequência de ocorrência dos cenários acidentais que resultem ou possam resultar
na poluição ambiental por óleo.
Tal orientação está assim explicitada:
Avaliar quantitativamente a frequência de ocorrência de cada cenário
acidental que resulte em vazamento para o mar de óleo ou fluido base não
aquosa, utilizando-se dados existentes em referências bibliográficas e bancos
de dados. Para eventos iniciadores complexos, que envolvam falhas de
sistemas, devem ser construídas e avaliadas árvores de falhas específicas
para cada situação.
Avaliar também as frequências de ocorrência dos diversos cenários de
acidente capazes de ocorrer após cada evento iniciador.

30
Estes cenários devem considerar as falhas dos sistemas de segurança que
venham a ser demandados em cada caso.
A probabilidade de falha ou a indisponibilidade dos sistemas de segurança
deve ser avaliada através da construção de árvores de falhas. Para a
construção da árvore de falhas deverá ser feita uma contagem de
equipamentos (ex: flanges, torres, válvulas, vasos, bombas, etc).
As taxas de falhas deverão ser retiradas de bancos de dados como AIChe,
OREDA, NPRD-95, entre outros.
Nesse ponto da análise é fundamental que as taxas de falha sejam utilizadas de forma
criteriosa, verificando se os bancos de dados são efetivamente aplicáveis ao tipo de
equipamento e operação envolvidos.
Existem bancos ‘especialistas’, a exemplo do SCANDPOWER RISK MANAGEMENT
– Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2009
(março/2010), onde os blowouts são tratados de forma diferenciada por tipo de poço/operação
(exploratório, produtor, etc.).
Aqui há uma referência direta ao uso da técnica de árvore de falhas para cálculo da
frequência de falhas de sistemas de segurança. Tais sistemas dependem do correto
funcionamento de diversos componentes que atual em série ou em paralelo, justificando o uso
dessa técnica, já descrita nesse trabalho.
A técnica da Árvore de Falhas foi desenvolvida em 1962 pelos Laboratórios Bell
Telephone, a pedido da força aérea americana para uso no sistema de mísseis “Minuteman”.
Pode ser usada de forma qualitativa ou quantitativa, permitindo o cálculo da frequência de
ocorrência de um determinado evento acidental a partir das taxas de falhas ou frequência dos
elementos que o sistema (DE CICCO & FANTAZZINI, 1985).
Aplica-se a Lógica Booleana e portões lógicos E e OU. Conforme ilustrado na Figura
X, a saída do portão lógico E depende da ocorrência simultânea das falhas, matematicamente
representada pelo produto de A e B. A saída do portão lógico OU existe desde que qualquer
uma das falhas associadas exista, sendo representada matematicamente pela soma dos
componentes.

31
Figura 12 – Lógica Booleana
4.5 Avaliação das Consequências
4.5.3 Modelagem da Dispersão de óleo
Os Termos de Referência do IBAMA estabelecem que a empresa elabore estudos de
modelagem para a simulação da trajetória e da dispersão das manchas de óleo oriundas dos
cenários acidentais identificados, É adotado um mecanismo de simplificação desse tipo de
estudo, realizando-se a modelagem por faixa de volumes, como descrito a seguir:
A) Para cenários acidentais com volumes entre 0 e 8 m3
: modelar o volume de 8m3
.
B) Para cenários acidentais com volumes entre 8 e 200 m3
: modelar o volume de 200 m3
.
C) Para cenários acima de 200 m3
: modelar o volume de pior caso, segundo a Resolução
CONAMA 398/08. Para descargas de pior caso muito acima de 200 m3
é admitida a adoção
de faixas intermediárias. Dessa forma, otimizam-se os custos de execução da modelagem. Em
contra-partida, ao utilizar o limite superior de cada faixa, os resultados tendem a ser
conservativos.
Os resultados obtidos (figuras e tabelas com informação sobre probabilidade, tempo de
toque, volume na costa, etc.) devem ser apresentados de forma SUCINTA em Relatório da
Modelagem do Transporte e Dispersão de Óleo no Mar, com, no mínimo, as seguintes
informações:
1. Resumo dos cenários modelados, indicando também o(s) tipo(s) de óleo usado(s) na(s)
simulação(ções);
2. Apresentar os resultados integrados, por faixa de volume na forma de mapas em escala
adequada para verão e inverno;
3. Descrever os resultados dos mapas integrados apresentando a extensão da área com
toque e as áreas de maior e menor probabilidade.

32
4.6 Análise de Vulnerabilidade e Identificação dos Componentes com Valor
Ambiental
Neste tópico, os TR´s estabelecem:
As áreas identificadas como passíveis de serem atingidas por óleo deverão
ser avaliadas de acordo com a seção 3 do Anexo II da Resolução CONAMA
398 (análise de vulnerabilidade).
A partir da Análise da Vulnerabilidade a empresa deverá identificar os
Componentes com Valor Ambiental. Estes componentes deverão ter
presença significativa na área afetada, ser vulnerável à poluição por óleo e
deverão atender aos seguintes critérios:
A) Ser importante (e não apenas financeiramente) para a população local, ou
B) Ter um interesse nacional ou internacional, ou
C) Ter importância ecológica
Estes componentes poderão ser comunidades biológicas (Ex: aves marinhas,
mamíferos aquáticos, tartarugas marinhas, etc) ou ecossistemas (ex:
mangues, recifes de corais, etc). Em adição aos critérios citados acima,
deverão ser consideradas espécies endêmicas, ou ameaçadas de extinção
(conforme portarias do IBAMA 1522/89, 45/92 e 62/97, 37-N /92 e IN
IBAMA nº 03/03, IN MMA nº°n 05/04, lista IUCN (2007), lista CITES –
anexos I e II).
Os Componentes com Valor Ambiental poderão ser divididos em unidades
fisiográficas, desde que justificáveis ambientalmente (Ex: distribuição
descontínua).
A sensibilidade destes componentes deverá ser avaliada em função do seu
tempo de recuperação (ou seja, o tempo que o componente, após ser
atingido, levaria para se recompor aos níveis anteriores à exposição por
óleo).
A empresa deverá consultar a literatura científica para estimar o tempo de
recuperação dos recursos ambientais.
Para servir de roteiro orientador à elaboração do item Análise de Vulnerabilidade e
Identificação de Componentes com Valor Ambiental (CVA) da Avaliação das Consequências
o CENPES publicou o Relatório Técnico CENPES/PDEDS/AMA Nº 12 (2012). Desse
roteiro, podem ser destacados dois aspectos gerais a serem observados com a maior
antecedência possível, que são:

33
•Quando a AQRA fizer parte de um estudo de impacto ambiental, verificar a
consistência entre as informações contidas no capítulo de Diagnóstico Ambiental do
Meio Biótico, de modo a evitar contradições ou que algum CVA ou área seja ignorado.
Caso o Diagnóstico do Meio Biótico apresente lacunas de informação que sejam
importantes para a Análise de Riscos Ambientais, a informação deverá ser
complementada;
•Como a área considerada na Análise de Riscos Ambientais é determinada pela
modelagem de dispersão de óleo, esta tende a ser mais abrangente que aquela
considerada como área de influência do empreendimento, que considera os impactos
operacionais, etc. Portanto, é provável que o levantamento de informações sobre o meio
biótico para a Análise de Riscos Ambientais deverá ser mais amplo que o realizado para
o diagnóstico.
4.7 Cálculo dos Riscos Ambientais
4.7.1 Determinação do Risco de Exposição ao Óleo
De acordo com a orientação do IBAMA, o risco de exposição ao óleo deverá ser
calculado por componente ambiental ameaçado e por faixa de volume, isto é, deverá ser
calculado o risco de determinado componente ambiental ser atingido por óleo, expresso pela
fórmula a seguir:
RAcomp(x) = )(
1
xpfi
n
i
×





∑=
Onde:
RAcomp(x) – Risco de um determinado componente ambiental ser atingido
n – número de cenários acidentais onde o óleo vazado atinge um dado componente ambiental
fi – Frequência estimada do cenário acidental
p(x) – probabilidade do componente ambiental ser atingido por óleo de acordo com as faixas
de volume estabelecidas.
O cálculo do risco de exposição ao óleo deve levar em conta os fatores referentes à
sazonalidade (verão ou inverno), sendo considerado um valor igual a 50% para cada situação.
Assim, os valores das freqüências de ocorrência por sazonalidade e por faixa de volume fi
(Vx), são assim obtidos:
fi (Vx) = fHAs(Vx) * 0,5

34
Onde:
fHAs(Vx): somatório das freqüências de ocorrência (oc/ano) de todas as Hipóteses
Acidentais – HAs de mesma faixa de volume Vx.
Risco Ambiental para cada CVA, calculado para inverno e verão e por faixa de
volume corresponde ao somatório do produto entre a freqüência fHAs(Vx) e a respectiva
probabilidade do CVA ser atingido pelo óleo. Ou seja:
RA(CVA verão) (Vx) = fverão (Vx) * probverão (Vx)
RA(CVA inverno) (Vx) = finverno (Vx) * probinverno (Vx)
Onde:
RA(CVA verão) (Vx): Risco Ambiental do CVA no verão e na faixa de volume Vx;
RA(CVA inverno) (Vx): Risco Ambiental do CVA no inverno e na faixa de volume Vx;
probverão (Vx): Probabilidade do CVA ser atingido por determinada faixa de volume de
óleo Vx no verão;
probinverno (Vx): Probabilidade do CVA ser atingido por determinada faixa de volume de
óleo Vx no inverno;
Vx: Faixas de volume vazado, i.e., até 8 m3
, 8 a 200 m3
, 200 a xxx m3
e xxx a xxxx m3
(pior caso).
No caso dos CVAs de caráter difuso, ou seja, aqueles de distribuição dispersa, sem
definição de áreas de concentração, a probabilidade de toque no CVA deve considerar as
áreas atingidas onde estes podem estar presentes. Neste caso, a probabilidade de toque é
obtida pelo cálculo da média ponderada das probabilidades de cada seção da área total
atingida (relacionadas às faixas de probabilidades de toque de 0 a 100%, com variação de 10
em 10%).
4.7.2 Analise de significado do risco calculado
Uma vez calculado o risco de um determinado Componente de Valor Ambiental ser
atingido pelo óleo, é necessário avaliar quão relevante é a frequência esperado de exposição
do CVA ao óleo. Para isso deve-se calcular a relação entre tempo de recorrência do dano e o
tempo de recuperação do componente ambiental uma vez atingido pelo óleo. O tempo de
recorrência do dano é o inverso do risco ambiental.
A razão R, entre o tempo de recorrência (em anos) e o tempo de recuperação de cada
componente ambiental vulnerável (em anos) a um potencial derramamento de óleo, é
calculada a partir da seguinte fórmula para cada faixa de volume:

35
rr
rca
T
T
R = * 100
Onde:
R: correlação entre tempos de recorrência e tempo de recuperação para cada CVA;
Trca: Tempo de recuperação do CVA vulnerável (tempo);
Trr = 1/RA
(CVA inv/ver) (Vx): Inverso do Risco Ambiental do CVA na faixa de volume Vx.
O princípio básico dessa abordagem considera que o período de recuperação, após um
derramamento de óleo em uma região, deverá ser "insignificante" em relação ao período
estimado para a ocorrência de eventos de mesma magnitude.
A definição dos tempos de recuperação de CVAs vulneráveis (Trca) deverá seguir as
orientações definida pelo CENPES (2014), que recomendou os tempos de recuperação para
10 Componentes de Valor Ambiental , com base na literatura consultada, conforme consta na
figura 13.
Figura 13 – Tempos de recuperação de CVA’s
Fonte: CENPES (2014)
4.7.3 Análise dos Resultados Obtidos e Conclusões
Neste subitem deve ser apresentada para cada fase do projeto, se houver mais de uma,
uma discussão avaliando quais os cenários que mais contribuem para o risco em cada faixa de
volume e a necessidade ou não de medidas mitigadoras de risco, seja através da redução das
frequências ou das consequências.

36
4.8 Revisão dos Riscos
O IBAMA estabelece que nos casos onde a razão entre o tempo de recorrência e o
tempo de recuperação for considerada inaceitável, o empreendedor indique medidas que
promovam a melhoria da segurança ambiental.
Como o risco depende da frequência dos cenários acidentais e da magnitude de
consequência, as medidas mitigadoras do risco passam obrigatoriamente pelo reforça na
segurança de processo, adoção de salvaguardas para redução do volume de óleo passível de
atingir o meio ambiente.
Uma vez adotadas tais medidas, o risco e a relação tempo de recorrência/tempo de
recuperação devem ser revisados e os novos resultados serem apresentados no relatório.
Importante apresentar a comparação dos resultados antes e depois da implantação das
medidas mitigadoras para demonstrar o impacto redutor do risco.
4.9 Plano de Gerenciamento de Riscos
Gerenciar riscos significa mantê-lo tão baixos quanto foram calculados, considerando
as medidas mitigadoras proposta. Para o gerenciamento de riscos, os Termos de Referência do
IBAMA estabelecem:
... devem ser consolidadas e relacionadas medidas preventivas e mitigadoras
levantadas pelo Estudo de Análise de Riscos, na forma de um Plano de
Gerenciamento de Riscos, que deve conter, no mínimo:
A) os riscos que estão sendo gerenciados;
B) procedimentos e ações necessárias para o correto gerenciamento;
C) definição de atribuições;
D) plano de inspeções periódicas;
F) programas de manutenção (preventiva e corretiva);
G) plano para capacitação técnica dos funcionários/treinamentos;
H) processo de contratação de terceiros;registro e investigação de acidentes;
I) gerenciamento de mudanças;
J) sistema de permissão para trabalho;
As medidas de Gerenciamento de Riscos, apresentadas como Recomendações nas
planilhas de APP, deverão ser enquadradas nos 9 (nove) elementos do Plano de
Gerenciamento de Riscos a seguir propostos, incluindo-se o item Comunicação de Riscos à
lista apresentada nos TR do IBAMA.

37
4.9.1 Definição de Atribuições
A responsabilidade pela segurança das operações compete ao empreendedor. A
definição das atribuições tem como objetivo explicitar as responsabilidades pelas ações
previstas no programa de gerenciamento dos riscos do empreendimento.
É diretriz comum a todos os PGR’s que a gestão dos Recursos Humanos, Segurança e
Meio Ambiente é responsabilidade de todos os gerentes e deve ser conduzida como parte
integrante da gestão do negócio.
Gestores e técnicos de todos os níveis da organização são envolvidos, tais como:
• Gerente Geral;
• Gerentes de Instalações;
• Gerentes Setoriais;
• Coordenadores Setoriais (Meio Ambiente, Segurança, Manutenção, etc)
• Supervisores de Campo
• Técnicos de Manutenção e Inspeção
• Técnicos de Segurança
• Analistas de Recursos Humanos
Deve ser elaborado Quadro de Correspondência entre as ações previstas e os
responsáveis envolvidos considerando-se os seguintes níveis de responsabilidade:
A = Aprovador (aloca recursos, assina aprovação, pode vetar, delega responsabilidades)
R = Responsável pela elaboração e/ou implementação (principal responsável pela
implementação de determinado elemento de gestão)
C = Contribuidor (contribui significativamente para a condução das regras e procedimentos de
cada elemento de gestão)
E = Especialista (provê informações e suporte técnico para a condução e implementação dos
elementos do PGR)
4.9.2 Plano de Inspeções Periódicas
Geralmente a falha de um equipamento ou estrutura não ocorre de forma súbita, mas
através de um processo de degradação que evolui com o tempo. Na maioria dos casos é
possível identificar sinais desse processo de degradação que permitem que tais equipamentos
sejam reparados ou substituídos antes que a falha ocorra. Na indústria offshore, o diagnóstico
da situação da integridade estrutural dos equipamentos e instalações é obtido através da
implantação de uma política de inspeções periódicas.

38
4.9.3 Programas de Manutenção
Programas de Manutenção são empregados para minimizar o tempo parado e estender
a vida útil dos equipamentos, assegurando que todos os equipamentos encontrem ou excedam
os requisitos industriais e sejam consoantes com os padrões de segurança e qualidade. Os
tipos de manutenção existentes no programa de manutenção são:
Manutenção corretiva: são as intervenções de manutenção realizadas, após a
ocorrência de falha, para recolocar uma instalação, sistema ou equipamento em
condições de executar as funções a que se destinam;
Manutenção Preventiva: é toda manutenção efetuada em uma instalação, sistema ou
equipamento que não esteja em falha, estando, dessa forma, em condições
operacionais ou em estado de defeito. A manutenção preventiva abrange:
o Manutenção Preventiva Programada: é aquela efetuada com base em critérios
sistemáticos pré-estabelecidos. Pode ser determinada por hora de operação, por
dia de calendário, por km rodado, por ciclo de operação, etc.
o Manutenção Preventiva por Oportunidade: é a manutenção não esperada que se
efetua no momento da parada da instalação, sistema ou equipamento, por outro
motivo que não seja a ocorrência de falha.
o Manutenção Preditiva: tarefas de manutenção preventiva que visem
acompanhar a operação da instalação, sistema ou equipamento por meio de
monitoramento, medições ou controle estatístico, para tentar prever ou predizer a
proximidade da ocorrência de uma falha. A intervenção efetuada em decorrência
do conhecimento do estado operacional, obtido através da manutenção preditiva,
denomina-se Manutenção Preventiva sob Condição.
4.9.4 Plano para Capacitação Técnica dos Funcionários/Treinamentos
Esse tipo de plano tem como objetivo principal apresentar a política de capacitação
técnica dos trabalhadores envolvidos no empreendimento, indicando os mecanismos para
identificação das necessidades de treinamento do pessoal para o exercício das suas atividades
com segurança.
Cabe à gerência diretamente envolvida na atividade identificar as necessidades
específicas de cada trabalhador com relação ao treinamento de segurança, registrando-as em
sistemas de Gerenciamento de Desempenho Pessoal (GDP).

39
Adicionalmente, os funcionários devem ser incentivados a realizarem um diagnóstico
de suas necessidades específicas de treinamento e serem estimulados a buscarem
continuamente seu desenvolvimento profissional.
4.9.5 Processo de Contratação de Terceiros
O empreendedor deve exigir que as empresas contratadas para prestação de serviços
sigam uma rigorosa política de segurança, meio ambiente e saúde ocupacional, seguindo
diretrizes tais como:
Fazer constar do contrato os padrões de segurança desejados, informando os riscos e
definindo as condições especiais relativas à segurança e saúde ocupacional;
Obrigar a contratada a apresentar o seu plano de segurança previamente à assinatura
do contrato e a instruir toda a sua equipe sobre os riscos das atividades e sobre os
procedimentos relacionados à obtenção de permissões para trabalho e respectivo
atendimento.
Negociar indicadores de segurança com a contratada;
Obrigar a contratada a apresentar o resumo mensal de acidentes conforme o modelo
proposto pela NBR-14.280 - Cadastro de Acidentes - da Associação Brasileira de
Normas Técnicas;
Manter os fiscais de contrato informados quanto aos aspectos de responsabilidade
civil e criminal que decorrem dos acidentes do trabalho e quanto às normas
regulamentadoras do Ministério do Trabalho;
Avaliar o desempenho de gerentes e fiscais, levando em conta o desempenho, em
segurança, das contratadas sob sua responsabilidade;
Incentivar as contratadas a utilizar os programas de treinamento disponíveis, tais como
os do SENAI/ SESI/ SENAC/ SESC e outros;
Incentivar a criação de comissões, como as CIPAS das próprias contratadas, para
discussão dos procedimentos que envolvem segurança no trabalho.
Manter, durante a vigência do Contrato a avaliação sistemática dos indicadores de
segurança e do atendimento às exigências contratuais relativas à segurança, registrando
as não-conformidades.
Estabelecer prazos para correção das não-conformidades e a aplicação de penalidades
no caso de não atendimento, que poderão incluir o cancelamento do contrato.

40
4.9.6 Registro e Investigação de Acidentes
Os procedimentos para Registro e Investigação de Acidentes destinam-se a prevenir
novas ocorrências similares, estabelecendo os fatos ocorridos e cumprindo os requerimentos
de registro legais, determinando a mudança que causou o erro e ocasionou o
acidente/incidente. Incidentes que resultem ou possam resultar em anomalias operacionais ou
impactos ambientais deverão ser, obrigatoriamente investigados.
O empreendedor deverá informar os trabalhadores de maneira apropriada e suficiente
sobre os riscos ambientais que possam originar-se nas instalações e sobre os meios
disponíveis para prevenir ou mitigar os impactos e proteger o meio ambiente.
Após a ocorrência de um acidente, ações imediatas devem ser tomadas com o intuito de se
controlar a situação indesejada e prestar socorro às vítimas, quando houver, bem como se
deve proceder a uma análise expedita das condições de segurança do local e, para tal, deve-se
suspender de imediato as operações em curso (próprias ou contratadas), caso seja julgado
necessário.
4.9.7 Gerenciamento de Mudanças
Mudança equivale a qualquer alteração permanente ou temporária, de tecnologia,
instalações, descomissionamento ou na força de trabalho própria ou contratada, que
modifique os riscos ou altere a confiabilidade dos sistemas. Poderá ser classificada como:
mudança na instalação, mudança na tecnologia ou mudança na força de trabalho.
A mudança deverá ser solicitada pelo responsável da instalação e os detalhes técnicos
elaborados pelo responsável pela instalação. As justificativas técnicas deverão acompanhar
todo o processo de análise de mudança, principalmente quando a mesma envolver parâmetros
de processo (vazão, pressão, temperatura, nível, etc.).
Para realização de uma mudança deve-se previamente avaliar os riscos e os impactos
causados pela mudança nas instalações, na segurança e saúde das pessoas e no meio ambiente,
verificando sua conformidade com os requisitos legais e abrangência da mudança.
Para cada mudança a ser implementada deverá ser definida qual ferramenta de análise será
utilizada para garantir a redução ou manutenção do nível de risco existente. A resposta à lista
de verificação definirá a abrangência e a complexidade da análise de risco ou processo a ser
aplicado.
A autorização para Mudanças deve obrigatoriamente ser aprovada pelo Gerente do
responsável pelo empreendimento. A Gerência Setorial responsável pela área onde ocorrerá a

41
mudança deve documentar e arquivar o processo do gerenciamento da mudança, por meio de
Sistemas Integrado de Gestão de Mudanças – SIGM.
As mudanças devem ser comunicadas ao pessoal impactado, inclusive de outras áreas,
antes do início de sua implantação, bem como, antes da pré-operação e partida. Deve-se
também capacitar e treinar aqueles cujas atividades tenham sido alteradas pela mudança.
4.9.8 Sistema de Permissão para Trabalho
A Permissão para Trabalho (PT) consiste na autorização dada por escrito, em
documento próprio, para a execução de trabalhos específicos.
O Sistema de Permissão para Trabalho visa estabelecer os procedimentos para
requisição, emissão, encerramento e cancelamento da PT aplicáveis aos trabalhos de
manutenção, montagem, desmontagem, construção, inspeção ou reparo de equipamentos ou
sistemas a serem realizados que representem riscos ao trabalhador, às instalações ou ao meio
ambiente.
A Permissão para Trabalho deve ser requisitada pelo executante do trabalho ou pelo
seu supervisor.
O requisitante da PT deve:
Cumprir fielmente as recomendações, providenciando os requisitos necessários para a
manutenção das condições de segurança do local de trabalho;
Acompanhar o responsável pelo equipamento ou sistema na inspeção do local e das
instalações onde será realizado o trabalho;
Instruir os executantes quanto às recomendações de segurança a serem observadas;
Afixar as etiquetas azuis nos locais identificados pelo emitente com as etiquetas
amarelas.
4.9.9 Comunicação de Risco
O processo de comunicação de riscos tem como público-alvo prioritário os integrantes
da força de trabalho envolvida no projeto e do público externo que podem estar envolvidos
numa eventual ocorrência anormal ou acidente, seja contribuindo para sua ocorrência, seja
sofrendo possíveis conseqüências. Seu objetivo é divulgar conceitos de prevenção de
acidentes, informando as possíveis causas dos cenários acidentais identificados e mostrando
as medidas mitigadoras de risco adotadas no projeto e as ações de resposta previstas.

42
5. APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE AQRA
Com vistas à avaliação do uso da ferramenta da AQRA no de licenciamento de
projetos de exploração e produção de óleo e gás natural, foram efetivadas pesquisas no site do
IBAMA (http://licenciamento.ibama.gov.br/). Através da pesquisa, foram levantadas
informações relativas aos projetos de exploração e produção de óleo e gás, tais como
empreendedor, características do projeto e empresa executora do estudo de riscos ambientais,
quando o mesmo foi exigido.
Na data de 04/11/2014, havia 48 (quarenta e oito) Estudos de Impacto Ambiental
relacionados a empreendimento de Exploração e Produção de petróleo e gás natural, dentre os
quais 7 (sete) incluíram o capítulo de Análise Quantitativa de Riscos Ambientais, seguindo
metodologia semelhante àquela aqui descrita. A tabela 1 abaixo resume os projetos e
empresas responsáveis pelos sete estudos.
Tabela 1 – Tempos de recuperação de CVA’s
Estudo Empreendedor Projeto Empresa executora
01 Petrobras Atividade e Produção e Escoamento no Polo Pré-
Sal (Etapa 2)
Mineral (2013)
02 Petrobras Ampliação da produção dos campos de águas rasas
da Bacia SEAL
DNV (2011)
03 Petrobras Unidade Offshore de Transporte e Exportação de
Óleo (UOTE)
Habtec (2011)
04 OGX Atividade de Produção dos blocos BM-C-39 e BM-
C-40
AECOM (2011)
05 OGX Atividade de Exploração do bloco BM-C-41 AECOM (2011)
06 OGX Atividade Exploração do bloco BM-CAL-13 AECOM (2013)
07 Petrobras Atividade Exploração dos blocos BM-CAL- 11 e 12 DNV (2011)
Em linhas gerais a metodologia adotada em cada um desses estudos seguiu as etapas
ilustradas na figura 14 a seguir.

43
Figura 14 – Etapas da AQRA
As principais diferenças entre os estudos pesquisados estão vinculadas às
características de cada projeto e do meio onde o mesmo está inserido. Como elementos
representativos do meio para cálculo do risco de exposição ao óleo, em cada um dos estudos
foram escolhidos diferentes componentes de valor ambiental – CVA.
Para cada CVA, discriminados na Tabela 2 abaixo, foram escolhidos valores de
Tempo de Recuperação, que representa o tempo necessário para que uma determinada
população ou habitat retorno às condições similares àquelas anteriores à exposição ao óleo.
Tabela 2 – Tempos de recuperação adotados
CVA
Tempo de Recuperação Adotado (anos)
Estudo 01 Estudo 02 Estudo 03 Estudo 04 Estudo 05 Estudo 06 Estudo 07
Plancton 1 1 - - - - -
Quelônios 3 3 3 3 a 10 3 a 10 3 a 10 3
Grandes
Cetáceos
10 - < 1 3 a 10 3 a 10 3 a 10 -
Pequenos
Cetáceos
10 1 <1 3 a 10 3 a 10 3 a 10 < 1
Aves Marinhas 10 10 3 3 a 10 3 a 10 3 a 10 -
Peixes 1 - 1 1 a 3 1 a 3 1 a 3 -
Praias 3 3 1,5 a 2 3 a 10 3 a 10 3 10 2
Costões
Rochosos
3 - 2 3 a 10 3 a 10 - 2
Manguezais 20 20 20 > 10 > 10 > 10 15
Marismas 7 - - - - - -
Recifes - - - - - > 10 10 a 12
Corais Rasos - - 3 a 5 - - - -

44
Observa-se na tabela 2 que para alguns CVAs já existe consenso quanto ao tempo de
recuperação adotados, tais como manguezais, plâncton e ambientes recifais. Para esses
componentes ambientais os intervalos ou valores fixos para o tempo de recuperação
apresentam-se similares.
Observa-se também que para quelônios, aves marinhas, peixes, praias e costões
rochosos os tempos de recuperação adotados nos diferentes estudos apresentam-se
compatíveis considerando os limites superior ou inferior dos intervalos adotados.
A maior discrepância está nos valores aplicados a cetáceos, tanto grandes cetáceos
(baleias) quanto pequenos cetáceos (golfinhos). Neste caso, existem diferenças de até 1.000%.
Enquanto nos estudos da DNV é adotado o tempo de recuperação de, no máximo 1 ano, os
estudos das demais consultoras vai de 3 a 10 anos, indicando uma postura mais conservativa
por parte das demais consultoras.
Comparando-se os valores de tempo de recuperação adotados pelas diferentes
consultoras aos valores recomendados pelo CENPES, percebe-se que as consultoras
utilizaram valores compatíveis com os recomendados pelo CENPES para os seguintes
componentes de valor ambiental: Plancton, Peixes, Manguezais e Marismas. No tocante a
Praias e Costões Rochosos, os valores adotados pela Consultora AECOM em 2011foram mais
conservativos do que os recomendados pelo CENPES.
Do ponto de vista ambiental, o risco pode ser melhor representado pela correlação
entre o tempo de recuperação do CVA e o tempo entre potenciais exposições ao óleo (T
rac/Trer). Os valores dessa correlação, calculados nos diferentes estudos apresentados ao
IBAMA estão contidos na Tabela 3.
Tabela 3 – Relação Tempo de Recuperação / Tempo de recorrência
CVA
T recup / T recor (% máximo obtido)
Plancton 1,7 12,40 - - - - -
Quelônios 5,2 268,0 0,6 1,1 1,3 0,3 1,0
Grandes
Cetáceos
18,4 - - 1,1 1,3 1,5 -
Pequenos
Cetáceos
4,0 84,9 - 1,1 1,3 1,2 0,4
Aves Marinhas 17,5 0,1 - 0,5 0,7 0,2 -
Peixes 1,7 - 0,3 1,4 0,4 0,1 -
Praias 0,7 268,0 0,4 0,3 1,5 1,1 2,2
Costões
Rochosos
1,0 - 0,1 3,4 5,5 - 1,5

45
Manguezais 3,6 1.125,0 4,1 3,0 3,6 3,43 8,0
Marismas 0,3 - - - - - -
Recifes - - - - - 4,6 2,9
Corais Rasos - - 0,1 - - - -
No tocante ao Programa de Gerenciamento de Riscos, os estudos realizados
apresentam-se similares quanto aos itens que o compõem. Conforme pode ser observado na
Tabela 4, o item de Comunicação de Riscos foi incluído no PGR apenas por uma das
consultoras. Também pode ser observado que o item Definição de Atribuições não foi
incluído pela consultora apenas nos estudos de risco da atividade de exploração nos blocos
BM-C-39 e BM-C-40 e da atividade de exploração no Bloco BM-C-41.
Tabela 4 – Elementos incluídos nos Programas de Gerenciamento de Risco
Elemento do PGR
Estudos Realizados
Definição de
Atribuições
X X X - - X -
Plano de
Inspeções
Periódicas
X X X X X X X
Programa de
Manutenção
X X X X X X X
Plano de
Capacitação
Técnica de
Funcionários
X X X X X X X
Processo de
Contratação de
Terceiros
X X X X X X X
Registro e
Investigação de
Acidentes
X X X X X X X
Gerenciamento de
Mudanças
X X X X X X X
Sistema de
Permissão para
Trabalho
X X X X X X X
Comunicação de
Riscos
- X - - - - X

46
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Após verificação dos estudos de risco apresentados ao IBAMA e disponíveis no site
daquele órgão até à data da pesquisa realizada, verifica-se similaridades na metodologia de
análise quantitativa de riscos ambientais – AQRA aplicada. Os elementos básicos da
metodologia foram respeitados por todas as consultoras responsáveis pelos estudos.
As diferenças aparecem quanto a itens específicos como o Tempo de Recuperação
para os diferentes Componentes de Valor Ambiental escolhidos, sendo os valores mais
conservativos em alguns casos. Observou-se também a adoção de valores diferentes dos
recomendados pelo CENPES, sendo mais significativas as diferenças de valores para o grupo
Cetáceos. Percebe-se, portanto, a necessidade de padronização dos tempos de recuperação
adotados de modo a evitar abordagens divergentes em termos de maior ou menor
conservadorismo.
O risco ambiental, retratado através da relação entre o tempo de recuperação e o tempo
de recorrência esperado para exposição ao óleo, em 80% dos casos ficou abaixo de 5%,
considerados insignificantes. Isto significa que, para 80% dos componentes de valor
ambiental o tempo esperado para exposição ao óleo é 20 vezes maior que o tempo requerido
para que o CVA vote a condições próximas à anterior a um hipotético episódio de exposição
ao óleo.
O caso mais grave apresenta-se no projeto de revitalização da produção de óleo e gás
na área geográfica de águas rasas da Bacia de Sergipe e Alagoas, considerando-se o
componente ambiental Manguezais. Neste caso, a relação Tempo de Recuperação / Tempo de
Recorrência é superior a 1.100%. Isso significa que, para um tempo de recuperação de 20
anos, adotado para o projeto, o tempo esperado entre episódios de exposição ao óleo é de 1,81
anos; ou seja, espera-se ocorrer 11 episódios de exposição ao óleo dentro do período
necessário para o ecossistema manguezal se recuperar. Isso significa, em tese, impossibilidade
do ambiente se recuperar. Para esse caso, requer-se a implantação de mecanismos eficientes e
eficazes de resposta a um potencial vazamento, que permita a contenção do óleo na região
offshore, evitando-se dessa forma que o produto atinja a linha de costa e afete os manguezais.
Quanto aos programas de gerenciamento de riscos, observou-se similaridade entre os
diferentes programas desenvolvidos pelas empresas de consultoria, sendo destoante apenas a
inclusão do elemento Comunicação de Riscos nos estudos desenvolvidos pela consultora
DNV. Embora a Comunicação de Riscos seja importante em qualquer empreendimento, a
inserção realizada foi particularmente relevante considerando-se a localização dos projetos

47
correlacionados, estando os mesmos em regiões costeiras de águas rasas e a distâncias
menores da costa, se comparadas com os demais empreendimentos.
Os resultados obtidos na pesquisa aqui descrita, portanto, demonstram a necessidade
de padronização dos estudos de AQRA quanto aos tempos de recuperação adotados para os
diferentes componentes de valor ambiental e ao conteúdo dos programas de gerenciamento de
risco, devendo-se incluir nestes o elemento de comunicação de riscos, independente da maior
ou menor proximidade dos empreendimentos à costa.

48
7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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computacional. Rio de Janeiro: COPPE/UFRJ, 2009.
Análise e Gerenciamento de Risco do EIA / RIMA da Atividade e Produção e
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de Perfuração Marítima nas Concessões BM-CAL-11/12 - Bacia de Camamu-Almada –
Det Norsk Veritas, 2011.
Análise e Gerenciamento de Riscos do Estudo de Impacto Ambiental da Unidade
Offshore de Transferência e Exportação – UOTE, Bacia de Campos – EIDOS, 2011.
Análise e Gerenciamento de Riscos do Estudo de Impacto Ambiental para a Ampliação
do Sistema de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural nos Campos de
Camorim, Dourado e Guaricema, Bacia de Sergipe-Alagoas – Det Norsk Veritas, 2011.
BROWN, Anthony E.P. Análise de Risco. Boletim Técnico do GSI / NUTAU / USP – Ano
III / Nº 01, Janeiro – Fevereiro / 1998.
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Produção de Petróleo dos Blocos BM-C-39 e BM-C-40, Bacia de Campos – AECOM,
2011.
Estudo de Impacto Ambiental da Atividade de Desenvolvimento e Escoamento da
Produção de Petróleo dos Blocos BM-C-41, Bacia de Campos – AECOM, 2011.
Estudo de Impacto Ambiental da Atividade de Perfuração do Bloco BM-CAL-13, Bacia
Camamu-Almada – AECOM, 2013.
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GUILHERME, Luiz Roberto Guimarães. Fundamentos da Análise de Risco. Jornal
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NETO, José Benedito Ortiz; COSTA Armando João Della. A Petrobras e a exploração de
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Riscos Industriais – Etapas para Investigação e a Prevenção de Acidentes – Rio de
Janeiro: FUNENSEG, 2002.

49
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Tempo de Recuperação de Componentes de Valor Ambiental afetados por derrame de
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THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2ª edição. Rio de
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