Módulo 12: Estudo de Caso: Análise de Riscos de Instalações Offshore

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1 APOSTILA DO CURSO SOBRE ESTUDO DE ANÁLISE DE RISCOS E PROGRAMA DE GERENCIAMENTO DE RISCOS Relatório: Apostila do Curso de Análise de Risco/2006 Revisão N: 2 Módulo 12: Estudo de Caso: Análise de Riscos de Instalações Preparado para: Ministério do Meio Ambiente Secretaria de Qualidade Ambiental DET NORSKE VERITAS

2 RELATÓRIO TÉCNICO Data primeira edição: Projeto Nº: 20/07/2006 WO Aprovado por: Luiz Fernando Seixas de Oliveira Unidade Organizacional: DNV Principia Cliente: Atenção a: Ministério do Meio Ambiente - Secretaria de Marcus Bruno Malaquias Ferreira e Rita Qualidade Industrial Lima de Almeida DET NORSKE VERITAS REGION SOUTH AMERICA Rua Sete de Setembro 111, 12º / 14º andares - Centro CEP: Rio de Janeiro RJ, Brasil Caixa Postal 286 Tel: Fax: Apostila fornecida aos participantes dos cursos de Estudo de Análise de Riscos e Programa de Gerenciamento de Riscos para técnicos do Ministério do Meio Ambiente, IBAMA e OEMAs. A apostila é constituída de 14 módulos, correspondentes aos módulos de 0 a 13 do Curso. Uma relação com algumas das referências bibliográficas mais relevantes sobre os assuntos abordados nos módulos é apresentada no Módulo 0. Neste Módulo 12 são apresentados os seguintes tópicos: Apresentar os principais passos para a realização da análise de risco de instalações offshore Identificar os principais perigos associados a instalações offshore Apresentar os tipos de técnicas utilizadas para avaliações de risco na área offshore Discutir as principais diferenças nas A.R.s offshore e onshore Apresentar os indicadores de riscos avaliados Discutir a questão dos critérios de aceitabilidade de riscos para a área offshore Tecer comentários Finais Relatório Nº Apostila do Curso de Análise de Risco/2006 Grupo de Assunto: Indexing terms Título Relatório: Palavras chaves: Área de serviço: Módulo 12: Curso ISA 1 Estudo de Caso: Análise de Riscos de APP AQR Instalações Risco Setor de Vendas: Trabalho executado por: Flávio Luiz Barros Diniz, Luiz Fernando Seixas de Oliveira, Mariana Bahadian Bardy e Nilda Visco Vieira Trabalho verificado por: Cássia Oliveira Cardoso, Felipe Sodré e Tobias Vieira Alvarenga Data desta edição: Rev. Nº.: Número de páginas: 03/04/ Não distribuir sem a permissão do cliente ou responsável da uinidade organizacional Livre distribuição dentro da DNV após 3 anos Estritamente confidencial Distribuição irrestrita 2005 Det Norske Veritas Ltda. Todos os direitos reservados. Esta publicação ou parte dela não podem ser reproduzidas ou transmitidas em qualquer forma ou qualquer meio, incluindo fotocópias ou gravações sem o consentimento por escrito da Det Norske Veritas Ltda.

3 ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO TIPOS DE INSTALAÇÕES OFFSHORE O ACIDENTE DE PIPER ALPHA ANÁLISES DE RISCOS REALIZADAS NA ÁREA OFFSHORE Introdução Análise Histórica de Acidentes APP Análise Preliminar de Perigos HAZOP Análise de Perigos e Operabilidade Análise de Risco Ambiental PASSOS PARA A REALIZAÇÃO DE ANÁLISES QUANTITATIVAS DE RISCO DE INSTALAÇÕES OFFSHORE Estrutura Geral do Procedimento de Avaliação de Riscos PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE OS MODELOS UTILIZADOS PARA AQRS ONSHORE E OFFSHORE INDICADORES DE RISCO PARA INSTALAÇÕES OFFSHORE Risco Social Riscos Individuais Frequëncia de Comprometimento das Funções de Segurança CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE DE RISCOS A Necessidade do Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos Objetivo da Monografia Preceitos para o Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos Procedimento Utilizado Índices Históricos Locais (Bacia de Campos) Índices Históricos Internacionais ENFOQUE GERAL PARA CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE VALORES SUGERIDOS PELA MONOGRAFIA COMENTÁRIOS FINAIS...34 i

4 1 INTRODUÇÃO A análise quantitativa de riscos de instalações offshore vem sendo realizadas para todos os novos projetos de plataformas offshore desenvolvidos pela PETROBRAS. Essas análises são realizadas não apenas para se avaliar e reduzir o risco para os trabalhadores das plataformas, como para: o dimensionamento de proteção passiva contra incêndio, dimensionamento de paredes à prova de explosão para segregação de áreas colocação de detetores de gás nas diversas áreas da plataforma adoção de medidas para a proteção contra a queda de objetos e estudos de proteção contra colisão de embarcações. Neste Módulo 12 são apresentados os seguintes tópicos: Tipos de instalações offshore O acidente da Piper Alpha Passos para a realização da análise de risco de instalações offshore Principais perigos associados a instalações offshore Tipos de técnicas utilizadas para avaliações de risco na área offshore Principais diferenças nas A.R.s offshore e onshore Indicadores de riscos utilizados na área offshore Critérios de aceitabilidade de riscos para a área offshore Comentários Finais 1

5 2 TIPOS DE INSTALAÇÕES OFFSHORE Existe uma variedade de instalações utilizadas nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás na plataforma continental marítima (offshore). Dentre elas, os principais tipos são os seguintes. Plataformas/navios de perfuração Plataformas de produção de petróleo Plataformas de produção de gás FPSOs (Floating Production, Storage and Offloading) FSOs (Floating Storage and Offloading) Sistemas de escoamento offshore (óleo e gás) Manifolds submarinos de produção Árvores de natal submarinas (molhadas) Poços de produção Os quadros apresentados a seguir ilustram os principais tipos de instalações offshore indicados acima. Principais Tipos de Instalações Plataformas/navios de perfuração Plataformas de produção de petróleo - Fixas ou flutuantes Version 31 October 2006 Slide 4 2

6 Principais Tipos de Instalações FPSOs (Floating Production, Storage and Offloading) FSOs (Floating Storage and Offloading) Operação de alívio Version 31 October 2006 Slide 5 Principais Tipos de Instalações Manifolds submarinos de produção Sistemas de escoamento offshore (óleo e gás) Version 31 October 2006 Slide 6 3

7 Principais Tipos de Instalações Árvores de natal submarinas (molhadas) Poços de produção Version 31 October 2006 Slide 7 4

8 3 O ACIDENTE DE PIPER ALPHA A plataforma de Piper Alpha foi palco do maior acidente já ocorrido em instalações offshore de produção de petróleo. Pertencia à Occidental Petroleum estava localizada no setor britânico do Mar do Norte, localizada a cerca de 200 km a nordeste de Aberdeen. Tratava-se de uma plataforma fixa do tipo jaqueta situada em uma lâmina d água de 140m de profundidade. Em 06/07/88 ocorreu um vazamento de condensado de gás natural que deu origem a uma forte explosão na plataforma. A explosão causou danos a equipamentos e tubulações iniciando incêndios secundários e propagando o acidente para outras áreas da plataforma. Na seqüência de danos causados pelos incêndios secundários, houve a fusão de um riser de gás que passava pela plataforma, o que causou uma nova explosão, ainda mais forte que a primeira e um incêndio que envolveu a plataforma por completo. O acidente causou a morte de 167 pessoas, das quais duas eram membros das equipes de resgate que acorreram ao local para auxiliar no salvamento de vítimas e 165 pessoas que eram parte da tripulação de 226 membros da plataforma. O quadro abaixo mostra a distribuição das causas de morte das vítimas do acidente. Pode-se ver que a maior parte das mortes ocorreu por conta de inalação de fumaça e gases (109 pessoas). Onze mortes ocorreram por causa de afogamento dentre as pessoas que pularam ou caíram no mar. Somente sobreviveram aqueles que saltaram ao mar, pois a plataforma foi inteiramente destruída pelo incêndio. Causas de Morte Piper Alpha inalação de fumaça e gás 11 - afogamento 3 - feridos ao saltar da plataforma 1 - ferido por queda de objeto 4 feridos por quedas/impacto da explosão 3 - queimaduras 4 causas não determinadas 32 corpos não recuperados Version 31 October 2006 Slide 10 5

9 Para investigar as causas do acidente de Piper Alpha foi instaurado um inquérito público presidido por Lord Cullen, do qual resultou um extenso relatório ( The Cullen Report ). Em conseqüência da análise do acidente foram feitas cerca de 110 recomendações, aceitas pelo Governo Britânico, dentre as quais: Realização de análise de risco de incêndios/explosões Realização de análise de risco de entrada de fumaça ou gás no Refúgio Temporário Seguro ( Temporary Safe Refuge ) Realização de análise de risco do comprometimento dos sistemas de emergência em caso de acidentes Realização de análise de evacuação, escape e resgate (EEERA) Além dos estudos acima, o Relatório Cullen sugeriu que fossem implementados SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA (ver Módulo 13 deste curso) em todas as plataformas. 6

10 4 ANÁLISES DE RISCOS REALIZADAS NA ÁREA OFFSHORE 4.1 Introdução Tipicamente, as seguintes análises de risco são realizadas na área offshore: Qualitativas - Análise Histórica de Acidentes - APP Análise Preliminar de Perigos - HAZOP Análise de Perigos e Operabilidade - ARA Análise de Risco Ambiental Quantitativas - Análise Quantitativa de Riscos - Análise de Risco de Explosões - Análise de Risco de Incêndios - Análise de Risco de Queda de Objetos - Análise de Risco de Colisões - Análise de Risco de Falhas Estruturais - Análise de Risco de Acidentes de Transporte 7

11 4.2 Análise Histórica de Acidentes A realização de uma análise histórica de acidentes consiste no levantamento e análise dos acidentes ocorridos em instalações offshore semenlhantes áquela que está sendo analisada. A análise histórica fornece indicações sobre - Possíveis cenários de acidentes em instalações offshore: - incêndios, explosões, etc - Severidade dos acidentes ocorridos em instalações offshore - Pequenos danos, grandes danos, perda total - Nº de vítimas fatais por acidente - Volume de óleo derramado (ver exemplo em quadro abaixo) - Por tipo de instalação e estágio de operação - Por período - Fixas, flutuante, FPSO - Perfuração, Produção, Intervenção, Descomissionamento - Ex.: 70-80, 80-90, 90-00, etc Os principais Bancos de dados de acidentes na área offshore são os seguintes: USA MMS Minerals Management Services DNV WOAD (Worldwide Accident Database) SINTEF Blowout Database PETROBRAS SIGA Os quadros a seguir contém exemplos de informações típicas obtidas em Análises Históricas de Acidentes em instalações offshore. 8

12 Análise Histórica de Acidentes Exemplo de Resultado (Fonte MMS) Volume (MMbbl) de Óleo Derramado no Mundo (Derrames maiores do que 238 barris) Milhões de Barris (MMbbl) Outros 0,21 0,54 0,4 Dutos terrestres e marítimos 2,91 1,97 3,01 Instalações 8,72 6,41 1,96 Navios-tanque e embarcações 25,409 9,535 6,564 Version 02 November 2006 Slide 16 Exemplo de Resultado (Fonte DNV WOAD) Type of Accident Período de 1980 a 1997 Worldwide US GoM OCS North Sea Mobile Units Fixed Units Mobile Units Fixed Units Mobile Units Fixed Units Anchor failure Blowout Capsize Collision Contact Crane accident Explosion Falling load Fire Foundering Grounding Helicopter accident Leakage List Machinery failure Off position Spill/release Structural damage Towing accident Well problem Other

13 4.3 APP Análise Preliminar de Perigos A Análise Preliminar de Perigos (APP) é uma metodologia estruturada para identificar os perigos potenciais decorrentes da instalação de novas unidades/sistemas ou da operação de unidades/sistemas existentes que lidam com materiais perigosos. Esta metodologia é também comumente chamada de Análise Preliminar de Riscos (APR). A realização da análise propriamente dita é feita através do preenchimento de uma planilha com as informações necessárias à avaliação de riscos para cada módulo de análise. Esta metodologia é exatamente a mesma realizada na área onshore e já foi apresentada no Módulo 3 deste curso. 4.4 HAZOP Análise de Perigos e Operabilidade A técnica denominada HAZOP Análise de Perigos e Operabilidade - visa identificar os perigos e os problemas de operabilidade de uma instalação de processo. Esta metodologia é baseada em um procedimento que gera perguntas de maneira estruturada e sistemática através do uso apropriado de um conjunto de palavras-guia. O principal objetivo de um Estudo de Perigos e Operabilidade (HAZOP) é investigar de forma minuciosa e metódica cada segmento de um processo, visando descobrir todos os possíveis desvios das condições normais de operação, identificando as causas responsáveis por tais desvios e as respectivas conseqüências. Uma vez verificadas as causas e as conseqüencias de cada tipo de desvio, esta metodologia procura propor medidas para eliminar ou controlar o perigo ou para sanar o problema de operabilidade da instalação. Esta metodologia é exatamente a mesma realizada na área onshore e já foi apresentada no Módulo 3 deste curso. 10

14 4.5 Análise de Risco Ambiental Esta análise pode variar desde uma análise qualitativa do tipo APP para identificação e classificação dos cenários com conseqüências ambientais, até uma análise quantitativa visando a avaliação da probabilidade de que uma mancha de óleo resultante de um dos cenários de acidente avaliado Uma análise qualitativa do tipo APP para identificação e classificação dos cenários com conseqüências ambientais Uma análise qualitativa seguida da avaliação da quantidade de óleo vazada para o mar em cada cenário de acidente Uma análise qualitativa seguida da avaliação da quantidade de óleo vazada para o mar em cada cenário de acidente seguida da avaliação da trajetória mais provável de cada mancha de óleo, avaliada em função das condições meteorológicas e oceanográficas mais prováveis na região (modelo determinístico de avaliação da dispersão de óleo no mar) Uma análise qualitativa seguida da avaliação da quantidade de óleo vazada para o mar em cada cenário de acidente, seguida da avaliação da probabilidade de que a mancha de cada cenário atinja regiões ambientais sensíveis (costa, arquipélagos, etc), avaliada em função da distribuição estatística de condições meteorológicas e oceanográficas na região (modelo probabilístico de dispersão de óleo no mar). Pode-se ainda neste caso, avaliar a probabilidade acumulada de que qualquer mancha de óleo atinja as regiões sensíveis de interesse. 11

15 5 PASSOS PARA A REALIZAÇÃO DE ANÁLISES QUANTITATIVAS DE RISCO DE INSTALAÇÕES OFFSHORE 5.1 Estrutura Geral do Procedimento de Avaliação de Riscos A estrutura geral de uma avaliação de riscos de instalações offshore é a mesma da avaliação de riscos de qualquer outro tipo de instalação. Os passos necessários para a sua realização estão indicados no quadro abaixo, os quais passam pela identificação dos cenários de acidente, pelo cálculo das suas freqüências e conseqüências associadas, e, finalmente, pela avaliação dos indicadores de risco, através da combinação das freqüências e conseqüências de todos os cenários. Após a avaliação dos indicadores de risco vem a questão da aceitabilidade dos valores obtidos, questão esta que pode ser respondida através da comparação com os limites estabelecidos nos critérios de aceitabilidade de risco. Caso os valores estejam acima dos critérios e, portanto, os riscos sejam considerados inaceitáveis, devem ser propostas medidas de redução de riscos e feita a reavaliação dos mesmos, até que se obtenha valores considerados aceitáveis. Com os riscos em níveis considerados aceitáveis ou toleráveis, devem ser estabelecidos o Programa de Gerenciamento de Riscos (PGR) e o Plano de Ação de Emergência (PAE). AQR de Instalações : Estrutura Geral Definição do Sistema, Fronteiras, Objetivos e Abrangência do Estudo Identificação dos Perigos Informações sobre o sistema Dados de falhas e de reparo, manutenção Avaliação das Frequências Avaliação dos Riscos Avaliação das Consequências Meteorologia, população, propriedades Reavaliar PGR/PAE Sim Riscos Aceitáveis? Não Sugerir medidas mitigadoras de Risco Version 05 November 2006 Slide 10 12

16 Como pode ser visto do quadro acima, a estrutura geral da análise quantitativa de riscos é a mesma, independentemente do objeto que está sendo avaliado (instalações de processo em terra, dutos, instalações offshore, etc). O que muda são os modelos de avaliação de freqüência e consequência, bem como os indicadores utilizados em cada caso. A seguir apresentamos um resumo comparativo das principais diferenças entre os modelos utilizados nas áreas onshore e offshore. 13

17 6 PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE OS MODELOS UTILIZADOS PARA AQRS ONSHORE E OFFSHORE Tal qual para instalações fixas, os indicadores de risco para dutos são também os riscos individuais e os riscos sociais. Análise Quantitativa de Riscos AQR Onshore e : Existem diferenças? X Version 05 November 2006 Slide 21 As distâncias de interesse: - Na área onshore, os recursos vulneráveis de interesse estão situados longe da fonte - Normalmente, a mais de 100 m - Na área offshore, os recursos vulneráveis estão muito próximos da fonte - Na grande maioria das vezes, a menos de 50 m - Em muitos casos, a m Os modelos tradicionais de AQR foram desenvolvidos para a área onshore Em geral, são bons para grandes distâncias em relação à fonte - Far-field models - Detalhes em relação à fonte não são muito importantes - Por exemplo: a 200 ou 300 m, praticamente não faz diferença se a nuvem se originou de uma fonte pontual ou se teve origem em uma poça com 5-10 m de diâmetro - Idem, se há algum obstáculo junto à fonte 14

18 AQR Onshore e : Principais Diferenças Nuvem gaussiana (gases neutros) - Fonte pontual - Meio plano infinito - Campo de vento uniforme - Trajetória em linha reta A V E R A G E R E L A T I V E C O N C E N T R A T I O N I N S T A N T A N E O U S C R O S S W I N D P O S I T I O N Version 05 November 2006 Slide 23 Gases Pesados Liberação de Cloro Líquido Furo de 1 Visão Lateral Visão Superior ( footprint ) Unified Dispersion Model Programas PHAST e SAFETI Version 05 November 2006 Slide 24 Em AQRs de instalações terrestres são normalmente utilizados modelos de dispersão desenvolvidos para meios planos infinitos, considerando que o campo de ventos é espacialmente uniforme. Essas hipóteses são razoáveis para as condições típicas dessas instalações, principalmente porque os resultados de interesse são aqueles situados a distâncias relativamente grandes da fonte ( farfield results ) e, também pelo baixo grau de confinamento/obstáculos do meio onde se dá a dispersão dos gases. 15

19 Em uma plataforma offshore Ambiente congestionado e confinado Interesse é o near-field, ou seja, a região próxima da fonte Geometria da plataforma pode causar grande distorção na nuvem Modelagem com CFD consegue representar bem melhor a realidade CFD Computational Fluid Dynamics Version 05 November 2006 Slide 25 Ondas de sobrepressão em dois momentos 16

20 7 INDICADORES DE RISCO PARA INSTALAÇÕES OFFSHORE Os indicadores de risco utilizados em AQRs de instalações offshore são os seguintes: Risco social médio ( Potential Loss of Life - PLL) Risco individual Risco individual médio (em toda a instalação) Risco individual por módulo da plataforma Taxa de Acidentes Fatais (TAF ou FAR Fatal Accident Rate ) O FAR é muito utilizado como indicador do risco para trabalhadores e, portanto, presta-se bem como indicador de risco de plataformas offshore, dado que neste caso, a população exposta é composta unicamente por trabalhadores da plataforma. Frequência de comprometimento ( impairment ) das funções de segurança As funções de segurança típicas para as quais são avaliadas as respectivas freqüências de comprometimento são: Refúgio Temporário Seguro ( TSR Temporary Safe Refuge ) Baleeiras Rotas de fuga 7.1 Risco Social Paredes corta-fogo ou à prova de explosões Tipicamente em AQRs de instalações offshore, o único indicador de risco social avaliado é o chamada PLL Potential Loss of Life. Na realidade este indicador corresponde ao chamado Risco Social Médio em uma AQR onshore, sendo este um indicador raramente calculado no caso onshore nas AQRs atuais. Consiste simplesmente do somatório dos produtos da freqüência vezes conseqüências de cada cenário de acidente (ver quadro mostrado na seção seguinte). Tanto na área onshore como na offshore, não há critérios de aceitabilidade para este tipo de indicador. O seu maior uso é em análises custo-benefício de medidas de redução de risco, onde o valor da sua redução alcançado com a implementação da medida de redução de risco é considerado como o benefício da medida e comparado ao custo total da implementação da mesma. Em vista do exposto acima, não dedicaremos mais tempo para esse indicador neste curso. 17

21 7.2 Riscos Individuais Os Riscos Individuais são os indicadores de risco para pessoas utilizados na área offshore. Tipicamente são expressos em três formas distintas: Risco individual por módulo da plataforma Risco individual médio (em toda a instalação) Taxa de Acidentes Fatais (TAF ou FAR Fatal Accident Rate ) Para a realização de uma AQR offshore, a plataforma é dividida nos seus módulos operacionais (área de risers, área de manifold, área de separação, área de compressão, área de acomodações, outras). Na avaliação dos riscos individuais, é calculado um valor para cada área ou módulo da plataforma, de modo que se tem uma visão geral da distribuição dos riscos individuais para os trabalhadores de cada área/módulo da plataforma. Com essa distribuição pode-se encontrar as áreas/módulos onde os trabalhadores estão mais expostos a riscos. O indicador de risco individual mais utilizado é o chamado risco individual médio, o qual consiste em uma média dos valores de R.I. em todas as áreas/módulos, sendo calculado pela relação entre o PLL e a população exposta (número médio de pessoas presentes na plataforma). Fornece o R.I. para um indivíduo médio da plataforma. O quadro abaixo ilustra a relação entre o R.I. médio e o PLL. Como pode ser visto, a avaliação do R.I. a partir do PLL exige que seja incluído o fator de percentual de presença do indivíduo na plataforma, pois o PLL é calculado que em cada área/módulo, haverá sempre pessoas presentes (os trabalhadores da área/módulo), mas esses não são sempre o mesmo indivíduo, devido ao regime de rotatividade existente na plataforma. No Brasil, este regime pode ser de 14 por 14 ou de 14 por 21 dias, sendo o primeiro normalmente usado para subcontratados e o segundo para funcionários da PETROBRAS. A probabilidade de presença para um dado indivíduo é a relação entre o tempo embarcado e o tempo total do ciclo. Numa base anual, corresponde ao número de horas que o indivíduo passa embarcado dividido pelo número total de horas do ano. 18

22 Cálculo dos Indicadores de Risco Risco Social Médio - PLL - Potential Loss of Life PLL n = f i C i i n = n o. de cenários Risco Individual - Médio RI medio = PLL Tembarcado População T + T embarcado em terra Version 12 November 2006 Slide 29 Outro indicador muito utilizado na area offshore é o TAF (Taxa de Acidentes Fatais) ou FAR ( Fatal Accident Rate, em inglês). O FAR é definido como o número de fatalidades a cada 100 milhões de horas trabalhadas na instalação, ou seja: FAR = número de vítimas fatais em 10 8 horas trabalhadas. Considerando que este é um valor médio calculado para um total de 100 milhões de horas trabalhadas por todos os trabalhadores da instalação e que o R.I. médio é um valor correspondente ao número de horas trabalhadas por ano por um dado trabalhador, esses indicadores estão relacionados pelas relações mostradas no quadro a seguir. Tendo em vista que a relação entre o FAR e o RI depende do número de horas trabalhadas por ano pelo trabalhador, então, os valores numéricos dessa relação variam em função do regime de trabalho a que cada trabalhador está submetido (14 por 14 ou 14 por 21), conforme indicado na tabela mostrada no segundo quadro a seguir. 19

23 Relações entre RI e FAR FAR = Nº Nº de fatalidade s de horas trabalhad as 10 8 R. I. = FAR Nº de horas trabalhadas 8 10 por ano Version 12 November 2006 Slide 30 FAR e R.I. Tabela 4.1 Valores do FAR para os empregados de plataformas nos regimes de 14/21 e 14/14, para a faixa dos valores de R.I. de maior interesse Risco Individual 14 por 21 FAR 14 por 14 1,00E ,95 248,76 5,00E ,47 124,38 Regime 14/21 => 3216 h/ano 1,00E-03 5,00E-04 31,09 15,55 24,88 12,44 Regime 14/14 => 4020 h/ano 1,00E-04 3,11 2,49 5,00E-05 1,55 1,24 1,00E-05 0,31 0,25 5,00E-06 0,16 0,12 1,00E-06 0,03 0,02 Version 12 November 2006 Slide 31 20

24 7.3 Frequëncia de Comprometimento das Funções de Segurança Em caso de um acidente de grandes proporções, para que a evacuação da plataforma seja feita de modo seguro e completo, certas funções de segurança devem sobreviver aos efeitos do acidente (incêndios e explosões) por um tempo suficientemente longo, de modo a permitir que a evacuação dos trabalhadores seja organizada e executada. Tipicamente essas funções de segurança são: Rotas de Fuga: pelo menos uma rota de fuga deve permanecer incólume entre as principais áreas de trabalho (tratamento de gás, separação, cabeça dos poços, sonda e áreas de utilidades) e o RTS. Refúgio temporário Seguro (RTS): o RTS pode ser todo o módulo de acomodações, ou um local apropriado (uma pequeno sala) no interior deste módulo ou em uma área específica da plataforma. O RTS deve reter sua integridade contra incêndios e explosões e manter condições internas aceitáveis por um tempo especificado. Barcos salva-vidas: os barcos salva-vidas suficientes devem permanecer incólumes e localizados próximo ao RTS de modo a poder acomodar todo o pessoal de plataforma. Em plataformas onde os barcos salva-vidas são integrados com a acomodação, não há necessidade de tratar barcos salva-vidas como uma função de segurança separada. A frequência de comprometimento de uma determinada função de segurança é a frequência de ocorrência de acidentes que fazem com que a função de segurança fique indisponível, ou seja, não possa ser utilizada adequadamente em caso de necessidade durante o acidente. É usualmente expressa em uma base anual. Dentre as funções de segurança indicadas acima, aquela que tem recebido maior atenção nas AQRs é a frequência de comprometimento do Refúgio Temporário Seguro. A frequência de comprometimento de funções de segurança tem sido utilizada no Mar do Norte (notadamente na Noruega e Inglaterra) como um indicador de risco a ser avaliado nas AQRs e para o qual existe também um critério de aceitabilidade que indica o valor máximo aceitável para esta freqüência (indicado nas seções seguintes). Trata-se de um indicador que visa fornecer proteção para a população da plataforma como um todo, podendo ser visto, sob este aspecto, como um indicador de risco social. 21

25 8 CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE DE RISCOS 8.1 A Necessidade do Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos Como parte do processo de gerenciamento de risco, durante a fase de projeto de uma nova instalação offshore ou durante a operação de uma instalação existente, decisões devem ser feitas sobre questões de segurança, tais como: Quando a operação de uma instalação ou atividade pode ou não ser permitida em função dos valores de riscos avaliados para a instalação (p.ex., no processo de licenciamento ambiental da instalação); Quando medidas são necessárias para reduzir os riscos avaliados; Quão extensivas precisam ser as medidas de redução de risco; Quais dentre várias opções de equipamentos de segurança (tais como, dispositivos de proteção, sistemas de detecção de fogo e gás, equipamentos de combate a incêndio, de abandono da instalação, etc.) devem ser escolhidos; Que limite utilizar para o valor segurado de uma instalação Nota - As seções apresentadas a seguir foram extraídas da seguinte referência (dois dos autores são também instrutores desse curso): Luiz Fernando Oliveira, Flávio Diniz e Marcelo Santux, Critérios de Aceitabilidade de Riscos na Indústria, Monografia apresentada no Curso de Especialização em Engenharia de Segurança da Universidade Federal Fluminense, em

26 8.2 Objetivo da Monografia O objetivo principal da Monografia foi o de propor uma metodologia para o estabelecimento de critérios de aceitabilidade a serem utilizados na área offshore do Brasil. Assim, os autores não estavam preocupados com os valores dos limites a serem propostos mas apenas com a demonstração da viabilidade e coerência da metodologia proposta. Os autores utilizaram unicamente fontes de dados disponíveis publicamente na literatura, as quais podem não ter a precisão requerida para se chegar aos valores limites realmente apropriados para a área offshore no Brasil. Assim, os valores limites que poderiam ser de fato utilizados dependeriam de uma re-análise utilizando-se dados mais precisos, os quais certamente encontram-se disponíveis na PETROBRAS. 8.3 Preceitos para o Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos Os critérios de aceitabilidade a serem propostos deverão satisfazer aos seguintes preceitos: 1. Os limites máximos de risco não devem ser superiores aos índices de risco históricos encontrados na atividade de produção de petróleo offshore na Bacia de Campos; 2. O critério deve garantir um nível adequado de segurança para a continuidade das instalações existentes e promover a melhoria de segurança para as novas instalações offshore a serem instaladas no Brasil; 3. Os valores adotados devem ser compatíveis com o que é possível conseguir em termos de melhoria de segurança sem comprometer a viabilidade econômica das instalações existentes e dos novos projetos; 4. Os valores adotados devem ser compatíveis com os adotados em outras regiões do mundo. O primeiro preceito visa impedir uma redução dos níveis de segurança já alcançados com a atual política de segurança das instalações utilizada pela PETROBRAS na Bacia de Campos. O segundo indica que a adoção dos critérios de aceitabilidade deverá promover um aumento de segurança em relação aos níveis até aqui conseguidos na prática, principalmente para as novas instalações offshore. Por outro lado, é necessário que a adoção dessa nova política de segurança baseada na gestão de riscos não comprometa a viabilidade econômica do negócio, o que poderia acontecer caso os critérios de aceitabilidade fossem exigentes demais e, conseqüentemente de implementação muito cara. Esta é a idéia do terceiro preceito. O quarto é um reconhecimento de que o negócio de exploração e produção de petróleo está inserido no contexto da competição global, que é cada vez mais acirrada. Caso uma empresa nacional estipulasse critérios de aceitabilidade muito mais exigentes que os seus competidores globais, é muito provável que isso viesse a ter um impacto significativo sobre seus custos operacionais, o que a levaria a uma perda de competitividade vis-a-vis o mercado internacional de óleo e gás. 23

27 8.4 Procedimento Utilizado Visando atender aos quatro preceitos enunciados acima e tendo em vista que o critérios a serem propostos são específicos para os trabalhadores das instalações offshore no Brasil e não para comunidades externas (público em geral), o procedimento proposto para se estabelecer os referidos critérios é o seguinte: 1. Obter índices históricos locais ou seja, índices de risco indicativos dos valores históricos representativos dos riscos que os trabalhadores estão atualmente submetidos nas plataformas da Bacia de Campos (visando o atendimentos aos Preceitos 1 e 2); 2. Obter resultados de várias AQRs já realizadas para plataformas offshore no Brasil e no exterior, estudar as melhorias propostas e os valores finais alcançados (visando atender aos Preceitos 2 e 3); 3. Fazer um levantamento de critérios de aceitabilidade adotados em outras regiões do mundo, por órgãos governamentais e por empresas operadoras de plataformas offshore de produção de petróleo (visando atender ao Preceito nº 4). 4. Estabelecer valores diferenciados para instalações existentes e para novos projetos, sendo os valores máximos de risco requeridos para estes últimos inferiores aos das instalações existentes (visando atender ao Preceito nº 2). 24

28 8.5 Índices Históricos Locais (Bacia de Campos) Para a avaliação dos índices de risco históricos na Bacia de Campos (assim como em qualquer outro lugar ou atividade) em um determinado período de tempo, são necessários dois dados básicos: 1º) o número de fatalidades ocorridas no período, e 2º) o número de horas trabalhadas no mesmo período. De posse desses dados, pode-se determinar o valor médio do FAR na Bacia de Campos e, desse valor, derivar o valor do risco individual histórico para os trabalhadores da Bacia de Campos. Embora a PETROBRAS disponha de bancos de dados sobre os acidentes ocorridos na Bacia de Campos, a obtenção desses dados não é uma tarefa fácil para quem não é da PETROBRAS e não está oficialmente trabalhando para a empresa nesta área, uma vez que os mesmos não estão publicados na literatura aberta. As principais fontes encontradas foram: 1. A Tese de Mestrado de Denise Faertes, apresentada na COPPE/UFRJ, a qual contém dados de acidentes, horas trabalhadas e uma avaliação do FAR para os trabalhadores da Bacia de Campos no período de 1982 a 1993, cuja fonte é a PETROBRAS; 2. A Tese de Doutorado de Denise Faertes, apresentada na Universidade de Sheffield na Inglaterra, a qual contém uma extensão dos mesmos dados para o período de 1994 a 1998, cuja fonte é a PETROBRAS; 3. O trabalho de Freitas et al., publicado no Caderno de Saúde Pública, Rio de Janeiro, Fev. 2001, contém dados de acidente no período de 1995 a 1997, fornecidos pelo SINDIPETRO da Bacia de Campos; 4. Vários artigos de jornal publicados no período de 1998 a 2003, com informações sobre acidentes e número de vítimas fatais até o ano de A Tese de Mestrado de Faertes fornece a seguinte tabela: Atividade ( ) FAR Risco Individual (/ano) 14 por por 14 Total 26 8,36 x ,05 x 10-3 Processo 16 5,15 x ,43 x 10-4 Não Processo 8 2,57 x ,22 x

29 A partir dos dados apresentados na Tese de Doutorado da mesma autora, chega-se à seguinte tabela: Atividade 1994 a 1998 FAR R. I. (/ano)* 14 por por 14 Total x ,14 x 10-4 Processo x ,46 x 10-5 Não Processo 9, x ,80 x 10-4 No artigo de Freitas e colaboradores (2001) sobre acidentes de trabalho na Bacia de Campos, os autores apontam a ocorrência de 3 fatalidades no ano de 1996 e 9 em 1998, segundo dados extraídos de várias fontes*. Ainda naquele artigo, é apontado que, segundo dados do SINDIPETRO, cerca de empregados trabalhavam na Bacia de Campos em Tomando por base este número de empregados e os números de horas trabalhadas por cada trabalhador por ano em cada um dos dois regimes de trabalho, conclui-se que anualmente são geradas horas trabalhadas no regime de 14/21 e horas trabalhadas no regime de 14/14. Usando os números de fatalidades acima para cada um dos dois anos e considerando que os números de horas trabalhadas estimados para 1997 sejam válidos para os dois anos em pauta, chega-se aos valores de FAR Total apresentados na tabela a seguir. Ano Nº de Fatalidades FAR 14 por por ,55 12, ,64 37,31 Média nos 2 anos acima Média no período 1994 a 1998* 12 31,09 24, ,44 9,95 * Segundo Freitas e colaboradores, foram utilizados os documentos fornecidos pelo SINDIPETRO-NF à CT- QPP/CONSEST, ao MPT, constantes do Procedimento Prévio 017/96, e a CPI da ALERJ, sendo estes: relatórios de ocorrências anormais (ROAs); relatórios de acidentes com lesões (RALs); laudos técnicos da empresa; laudos técnicos da Capitania dos Portos; atas de reunião da CIPA; comunicados internos; estatísticas de acidentes da empresa; dossiê do SINDIPETRO-NF para a Comissão Parlamentar de Inquérito da Assembléia Legislativa do Rio de Janeiro; relatórios de inspeção da empresa; comunicações de acidentes de trabalho (CATs). 26

30 Conforme publicado no jornal O Estado de São Paulo de 16/10/02, um levantamento do Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense mostrava na época que 41 funcionários morreram em plataformas da Petrobrás na Bacia de Campos desde * Com base nesta informação, pode-se considerar que houve 41 fatalidades nos quatro anos (1999 a 2002). Estimando-se conservadoramente para este período, um valor médio de trabalhadores, ou seja, um crescimento de 10% sobre o total de funcionários de 1997 (estimado em ver Freitas e colaboradores (2001)), calcula-se que nestes quatro anos foram realizadas e horas trabalhadas para os regimes de 14/21 e 14/14, respectivamente. A partir desses dados, chega-se, respectivamente, a e para os valores de FAR nos regimes de 14/21 e 14/14, no período 1999 a Esses valores estão bem acima dos valores encontrados para os períodos anteriores, refletindo certamente, o acidente da P-36 ocorrido no período. Segundo o Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense, este aumento seria também o resultado do aumento da terceirização ocorrido nos últimos anos (ver O Estado de São Paulo de 16/10/02 Sindicalistas culpam terceirização ). Agrupando as informações disponíveis para os três períodos, obtém-se o quadro mostrado na tabela abaixo, de onde pode-se concluir que os resultados obtidos na tese de mestrado de Faertes são muito parecidos aos valores médios de todo o período desde 1982 a 2002, indicando que, considerando-se o longo prazo, não houve alteração significativa do risco para os trabalhadores das plataformas da Bacia de Campos neste período. Período Nº de Fatalidades Horas Trabalhadas FAR 14 por por por por (40) (16) (1) ,44 (1) 9, (14) ,29 (>13) 38, (55) ,63 (13) 26,07 Nota: Os valores entre parênteses referem-se a estimativas do FAR Processo e do correspondente número de fatalidades de acidentes de processo em cada período. * Cabe lembrar que neste período ocorreu o trágico acidente da Plataforma P-36, o qual causou a morte de 11 pessoas. 27

31 Dos valores mostrados anteriormente, pode-se concluir que no período todo desde 1982 a 2002: Atividade ( ) FAR Risco Individual (/ano) 14 por por por por 14 Total 28,63 26,07 9,21 x ,05 x 10-3 Da tabela acima vê-se que o FAR médio praticado na Bacia de Campos está entre 26 e 28, considerando que na realidade existe uma mistura dos dois regimes de trabalho indicados na tabela. Esses valores de FAR corresponde a um R.I. variando entre 9,2 x 10-4 /ano e 1,05 x 10-3 /ano. Podemos, portanto, considerar que o R.I. médio histórico da Bacia de Campos é de 1,0 x 10-3 /ano, tomando-se por base os valores de número de fatalidades e horas trabalhadas indicados neste trabalho. 28

32 8.6 Índices Históricos Internacionais Dados extraídos do Relatório de 2003 da OGP ( Organization of Oil and Gas Producers ) que reúne cerca de 40 companhias produtoras de petróleo do mundo, indicaram valores decrescentes de FAR no período de 1992 a 2002 (ver figura no quadro abaixo), com um valor médio no período da ordem de 7. Segundo trabalho realizado por John Spouge da DNV para o HSE do Reino Unido, o FAR das atividades petrolíferas no Mar do Norte no período de 1971 a 1991 foi igual a 23, mas após a introdução dos requisitos recomendados no Relatório Cullen (principalmente a introdução de sistemas de gestão de segurança e de análise de riscos de incêndio e explosão), os valores de FAR caíram drasticamente no período posterior a 1992, atingindo um valor médio no período de 1992 a 2002 menor que 2.0. Ou seja, neste último período, a indústria do Mar do Norte conseguiu uma redução de um fator de 10 para o risco dos seus empregados. Dados de Outras Regiões do Mundo Safety Performance of the Global E&P Industry - International Association of Oil and Gas Producers - OGP Segundo Spouge DNV Mar do Norte: 1971 a 1991 FAR=23 Média Mar do Norte De 93 a 02 HSE Version 12 November 2006 Slide 40 Pode-se concluir, portanto, que os valores de risco individual praticados em outras regiões produtoras do mundo está bem abaixo do valor histórico encontrado para a Bacia de Campos no período de 1983 a É bem possível que dados mais precisos relativos ao período de 1998 a 2002, bem como os programas de segurança implementados pela PETROBRAS nos últimos quatro anos indiquem valores de risco individual mais baixos do que os encontrados neste trabalho. 29

33 9 ENFOQUE GERAL PARA CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE O enfoque adotado nos critérios de aceitabilidade utilizados internacionalmente deriva da proposição feita pelo Royal Society Study Group em 1983, o qual consiste em se utilizar dois valores limites: Um valor limite superior, chamado Limite de Inaceitabilidade, e Um valor limite inferior, chamado Limite de Aceitabilidade sem Questionamento; Entre os dois limites situa-se a região denominada ALARP ( As Low as Resonnably Practicable ). Este enfoque está exemplificado na figura abaixo. Região Inaceitável Limite de Inaceitabilidade Região ALARP Limite de Aceitabilidade sem Questionamentos Região Aceitável sem Questionamentos Um risco situado acima do Limite de Inaceitabilidade, não é aceitável e deve ser reduzido a qualquer custo, ou então, a instalação não pode ser construída. Um risco abaixo do Limite de Aceitabilidade sem Questionamento é considerado um risco trivialmente aceitável, para o qual não há necessidade de qualquer discussão adicional. Na região ALARP, o risco deve ser reduzido, mas depende do custo das medidas necessárias para reduzi-lo para a região aceitável sem questionamento. Se o custo for desproporcionalmente alto pode, o risco pode ser mantido na região ALARP e a instalação ser licenciada. 30

34 Desde a publicação do Relatório Cullen em 1992, o Office of Safety do HSE do Reino Unido deixou a cargo de cada operadora a definição dos valores a serem usados nos critérios de aceitabilidade de risco a serem utilizados nas suas análises quantitativas de risco, mas sugeriu que tais valores não ultrapassem os seguintes limites: - RI Médio, no máximo = 10-3 /ano (FAR=25) - Frequência de Comprometimento = 10-3 /ano. O valor sugerido pelo HSE para a freqüência de comprometimento das funções de segurança corresponde ao valor total da freqüência para todos os tipos de carga acidental (por exemplo: incêndio, explosão, quedas de objeto, colisões) que possam levar ao comprometimento da função. Enfoque semelhante foi adotado pela Petroleum Safety Authority, agência governamental responsável pela segurança das instalações offshore situadas em águas de jurisdição norueguesa. A única diferença entre os dois órgãos acima (HSE e PSA) reside no valor limite sugerido para a freqüência de comprometimento das funções de segurança, que a Noruega recomenda o valor de 1,0 x 10-4 /ano para cada tipo de carga acidental ou alternativamente, o valor de 5,0 x 10-3 /ano para todas as cargas acidentais combinadas. 31

35 10 VALORES SUGERIDOS PELA MONOGRAFIA Considerando os valores históricos locais (da Bacia de Campos), os valores históricos internacionais, os valores encontrados em trabalhos recentes de análise quantitativa de risco realizados tanto no Brasil como no exterior (mostrados na Monografia), bem como os valores limites sugeridos por órgãos de outros países, foram sugeridos os limites indicados nos dois quadros abaixo, respectivamente, para instalações existentes e para instalações novas. Para a freqüência de comprometimento das funções de segurança, os autores da Monografia sugeriram os limites propostos pela PSA (Petroleum Safety Authority) da Noruega, pelo menos para instalações novas, por serem um pouco mais exigentes que o sugerido pelo HSE do Reino Unido. Para instalações existentes poderia ser utilizado o limite sugerido por este último órgão. Critérios Propostos na Monografia para o Setor Brasileiro RI para Instalações Existentes 2.0 x x 10-3 Região Inaceitável para O R.I. Médio Limite máximo para o R.I. por Módulo Limite de Inaceitabilidade para o R.I. Médio 1.0 x 10-5 Região ALARP Região Aceitável sem Questionamentos Limite de Aceitabilidade sem Questionamentos Version 13 November 2006 Slide 44 32

36 Critérios Propostos na Monografia para o Setor Brasileiro RI para Instalações Novas 1.0 x x 10-4 Região Inaceitável para O R.I. Médio Limite máximo para o R.I. por Módulo Limite de Inaceitabilidade para o R.I. Médio 1.0 x 10-5 Região ALARP Região Aceitável sem Questionamentos Limite de Aceitabilidade sem Questionamentos Version 13 November 2006 Slide 45 Notas: - Os critérios propostos acima dependem dos valores dos dados históricos utilizados. Dados mais precisos, tanto para o número de fatalidades quanto para o montante de horas trabalhadas, poderiam resultar na proposição de outros valores para os critérios. - A proposta acima foi feita apenas com a finalidade de exemplificar a metodologia utilizada na Monografia, sendo de responsabilidade dos seus autores e não da DNV. 33

37 11 COMENTÁRIOS FINAIS De um modo geral, os riscos em instalações offshore têm causas mais diversificadas do que aqueles em instalações terrestres. Duas diferenças fundamentais entre instalações offshore e terrestres, que devem ser levadas em conta nas respectivas análises quantitativas de risco são que: As instalações offshore são muito mais congestionadas e apresentam um grau de confinamento muito maior que as instalações terrestres; Os efeitos dos acidentes em instalações offshore devem ser avaliados para o near-field, ou seja, para distâncias bem próximas à fonte, enquanto, nas instalações terrestres, geralmente os efeitos de interesse são aqueles que ocorrem a distâncias relativamente longas ( farfield ), onde encontram-se normalmente as populações de interesse. Levando-se em conta as diferenças indicadas acima, pode-se concluir que: As AQRs de instalações offshore requerem a utilização de tecnologia mais avançada do que as utilizadas para instalações em terra, ou seja, requerem a utilização de modelos à base de CFD (Dinâmica de Fluidos Computacional), os quais utilizam a geometria tri-dimensional das plataformas em suas avaliações. Outro comentário de grande relevância para instalações offshore é que para se poder usufruir os benefícios da realização de análises quantitativas de risco é necessário que sejam estabelecidos critérios de aceitabilidade de risco (também relevante para quaisquer outros tipos de instalações). Conforme mostrado na Monografia de Oliveira, Diniz e Santux, a definição de critérios de aceitabilidade embasados na experiência histórica das operadoras é tecnicamente viável. Tais critérios podem ser estabelecidos de forma a promover melhorias de segurança para as novas instalações offshore em comparação às instalações já existentes. 34

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