II.7 - ANÁLISE E GERENCIAMENTO DE RISCOS AMBIENTAIS

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1 II.7 - ANÁLISE E GERENCIAMENTO DE RISCOS AMBIENTAIS A) INTRODUÇÃO A presente Análise de Riscos Ambientais (ARA) foi elaborada visando ao cumprimento do Termo de Referência Complementar Nº 05/13, de 11/04/2013 emitido pela CGPEG/DILIC/IBAMA no âmbito do Processo de Licenciamento Ambiental para a Atividade de Perfuração Marítima no Bloco BM-CAL-13, localizado na Bacia de Camamu-Almada (Figura II.7.1). Ressalta-se que a análise dos riscos operacionais encaminhada em Agosto de 2012, será integralmente reapresentada, em decorrência da obtenção de informações adicionais da unidade de perfuração DS-4 e de seus processos, de forma a melhor retratar a realidade da operação. BA FIGURA II.7.1 Localização do Bloco BM-CAL-13, Bacia de Camamu-Almada. Maio/2013 Revisão 00 II.7-1/353

2 De acordo com a Análise de Vulnerabilidade apresentada no EAP desenvolvido para essa atividade, a região como possibilidade de ser atingida por óleo é composta por uma grande diversidade físico-biológica, destacando-se a presença de praias, recifes e manguezais, dispostos em ilhas costeiras, baías e estuários. Os manguezais da região possuem alta biodiversidade, sendo que alguns deles, como os manguezais da porção oriental das ilhas de Tinharé-Boipeba, possuem características singulares na costa brasileira, por seu desenvolvimento estrutural e interação com sistemas recifais. Assim como os manguezais, os recifes possuem diversidade muito alta, sendo que na costa da Bahia são encontrados os maiores e mais ricos recifes do Brasil. Sete espécies são endêmicas do Brasil sendo que a espécie Mussismilia braziliensis somente é encontrada nos recifes da Bahia. Tais características, associadas à beleza da paisagem asseguram à região expressiva atividade turística e o uso de recursos dos ecossistemas como fonte de renda, especialmente a pesca. O litoral da Bahia e do Espírito Santo também é uma importante área de alimentação e desova de tartarugas marinhas, local de invernagem e rota migratória de aves costeiras e marinhas provenientes tanto do hemisfério norte como do hemisfério sul, além de apresentar rotas migratórias e áreas de reprodução para cetáceos e diversas espécies de peixes ameaçadas de extinção ou sobre-exploradas. Neste contexto, destaca-se a região dos Bancos dos Abrolhos e Royal Charlotte, que apresentam a maior biodiversidade do Atlântico Sul, sendo protegida, em parte, por um Parque Nacional Marinho. Diversas espécies endêmicas ocorrem em Abrolhos, incluindo corais, crustáceos e moluscos, assim como tartarugas marinhas e cetáceos ameaçados de extinção. Além disso, a região é uma importante área de reprodução de baleia jubarte (Megaptera novaeangliae) entre os meses de julho e novembro. Assim, considerando-se a sensibilidade dessa região, esta Análise de Risco Ambiental (ARA) foi elaborada a partir de uma metodologia desenvolvida pelas empresas AECOM e PROOCEANO visando o atendimento ao Termo de Referência Nº 05/13, de 11/04/2013, bem como às orientações e diretrizes da CGPEG/DILIC/IBAMA para a determinação dos Riscos Ambientais associados às atividades de perfuração marítima. Tal metodologia será apresentada em detalhes a seguir e sequencialmente serão apresentados os resultados encontrados para essa atividade, assim como as conclusões estabelecidas. B) METODOLOGIA Para a análise e gerenciamento dos riscos ambientais do empreendimento são considerados tanto os aspectos da operação quanto os do meio ambiente no qual a atividade está inserida. Tal abordagem permite que esta seja uma análise abrangente, apesar da complexidade inerente ao processo. Dessa forma, enquanto o risco da operação está focado na falha do funcionamento dos equipamentos e procedimentos implementados, o risco relativo ao ambiente atenta-se para os recursos naturais existentes na região e no entorno onde a atividade será desenvolvida, e que consequentemente poderão ser impactados, assim como no seu tempo de recuperação. De acordo com a metodologia proposta, o Risco Ambiental é expresso em termos da probabilidade de cada componente ambiental ser atingido por determinadas faixas de volume de óleo. Para tanto, são necessários o Maio/2013 Revisão 00 II.7-2/353

3 cálculo do Risco Operacional, os resultados das modelagens de Dispersão de Óleo no Mar e a identificação dos Componentes Ambientais e dos seus Tempos de Recuperação. Com a junção desses componentes é possível se calcular um valor de Risco Ambiental para cada faixa de volume e cenário sazonal (Figura II.7.2). RISCO OPERACIONAL CÁLCULO DO RISCO AMBIENTAL COMPONENTES AMBIENTAIS E TEMPO DE RECUPERAÇÃO PRODUTOS DA MODELAGEM DE ÓLEO FIGURA II.7.2 Componentes necessários para o Cálculo do Risco Ambiental. Cada uma das etapas necessárias para a obtenção dos valores de Risco Ambiental será apresentada em detalhes a seguir. A Figura II.7.7, ao final deste item, resume o apresentado. RISCO OPERACIONAL Para se estabelecer o Risco Operacional é preciso identificar os Cenários e Tipologias Acidentais através da Análise Preliminar de Riscos (APR). Com isso, é possível, quando necessário, elaborar Árvores de Falhas e classificar os cenários ambientais identificados dentro das categorias de volume de óleo vazado. A partir desta informação são obtidas as frequências de ocorrências dos cenários analisados para cada faixa de volume, as quais, conforme a proposta metodológica, corresponderão às frequências dos eventos iniciadores das Árvores de Eventos. A elaboração das Árvores de Eventos viabiliza a determinação das frequências de ocorrência de cada uma das Tipologias Acidentais possíveis de ocorrer a partir dos eventos iniciadores analisados por faixa de volume, sendo este um dos componentes do cálculo do Risco Ambiental (Figura II.7.3). Maio/2013 Revisão 00 II.7-3/353

4 Identificação dos Cenários Acidentais através de Análise Preliminar de Riscos (APR): Frequência de ocorrência (Análise Qualitativa) egraudeseveridadedecadacenário Modelagem da Dispersão de Óleo no Mar Volume < 8 m 3 (Modelar 8 m 3 )* Volume m 3 (Modelar 200 m 3 )* Volume intermediário* Volume do pior caso* Elaboração de Árvore de Falha (Análise Quantitativa) Classificação dos cenários acidentais Identificação dos Componentes Ambientais Soma da frequência de ocorrência dos cenários acidentais para cada faixa de volume Probabilidade do Componente Ambiental ser atingido por cada faixa de volume Risco Ambiental 8 m 3 - RA1 Risco Ambiental 200 m 3 - RA2 Risco Ambiental Cenário Intermediário RA3 Risco Ambiental Pior Caso RA4 Revisão das medidas e procedimentos de segurança, manutenção e inspeção Intolerável Determinação da Tolerabilidade* Tolerável Tempo de Recuperação do Componente Ambiental Risco Operacional Risco Ambiental * Realizado para cada cenário sazonal (Verão e Inverno) FIGURA II.7.3 Etapas para o cálculo do Risco Operacional. Produtos da Modelagem Os cenários e tipologias acidentais avaliados neste estudo foram formulados a partir da análise dos sistemas de perfuração, bem como dos sistemas auxiliares da Unidade de Perfuração DS-4, além das unidades de apoio envolvidas na operação, que pudessem gerar danos ao meio ambiente. Para esses sistemas e operações de apoio, foram identificados os perigos que pudessem resultar em liberação de hidrocarbonetos e/ou outros produtos químicos segundo as seguintes causas, conforme recomendações de normas internacionais: Falhas de processo (dispositivos de controle e segurança dos processos envolvidos na operação de produção); Falhas mecânicas (erosão ou corrosão de equipamentos, linhas e demais componentes); Falhas externas ao processo (falha operacional, colisão, fatores naturais, etc.). A metodologia empregada para identificar os cenários acidentais avaliados foi a Análise Preliminar de Riscos APR, a qual corresponde a uma técnica estruturada para identificar os riscos associados à ocorrência de eventos indesejáveis, que tenham como consequência danos à integridade física de pessoas, propriedades ou meio ambiente. Na APR, busca-se identificar as causas de cada um dos eventos perigosos e suas respectivas consequências. Além disso, é realizada uma avaliação qualitativa da frequência de ocorrência dos diferentes cenários acidentais, da severidade (determinada com base no volume de óleo e/ou produto químico liberado associado a cada cenário analisado) e do risco associado. Maio/2013 Revisão 00 II.7-4/353

5 É importante mencionar que todos os cenários acidentais identificados neste estudo foram classificados, com base na Resolução CONAMA 398/08, em três faixas de volume (pequeno, médio e grande vazamentos), de acordo com o seguinte critério: Pequeno Vazamento (Faixa 1): volume vazado 1 8 m 3 Médio Vazamento (Faixa 2): 8 m 3 < volume vazado¹ 200 m 3 Grande Vazamento (Faixa 3): volume vazado¹ > 200 m 3 Adicionalmente, foi adotada uma modelagem para uma faixa intermediária de vazamento de óleo, uma vez que há uma grande diferença entre o volume de 200 m 3 e o volume de pior caso, m 3, correspondente ao volume de blowout. Ressalta-se que a adoção de faixa(s) intermediária(s) é prevista nos Termos de Referência elaborados pela CGPEG/DILIC/IBAMA para Análises de Riscos Ambientais (item II Avaliação das Consequências Modelagem da Dispersão de Óleo). Para tanto, estabeleceu-se o volume de corte de 6.702,5 m³ para esta faixa intermediária, que corresponde, aproximadamente, ao volume total de óleo armazenado na unidade de perfuração (óleo diesel, óleo lubrificante, querosene de aviação - QAV e óleo base), estando o vazamento deste volume total de óleo associado à hipótese acidental referente à perda de estabilidade da unidade. Uma vez identificadas os cenários/eventos acidentais por meio da APR, determinou-se as suas respectivas frequências de ocorrência para que, conjuntamente com a severidade em termos das faixas de volumes vazados de cada cenário pudesse ser determinado o risco operacional associado a cada sistema analisado. Para a classificação quantitativa das frequências de ocorrência dos cenários acidentais foram analisados, através dos P&ID s (Process and Instrument Diagrams) da Unidade de Perfuração, os equipamentos envolvidos em cada um dos sistemas, cujas taxas de falhas foram obtidas de bancos de dados, tais como HSE 2 e TNO 3. Para a análise dos sistemas, assumiu-se que a falha em cada um dos equipamentos avaliados isoladamente resultaria na ocorrência de vazamento de óleo e/ou produtos químicos. Dessa forma, as frequências dos eventos iniciadores foram obtidas pela soma das taxas de falha de cada um dos equipamentos constituintes do sistema em análise. Estas frequências, obtidas para cada evento iniciador, foram consideradas como sendo a frequência de cada um dos cenários para efeitos de classificação das respectivas categorias, e consequente determinação, em conjunto com as severidades, do risco operacional associado aos cenários analisados nas planilhas de APR. Por fim, árvores de eventos foram construídas, partindo-se dos eventos iniciadores e considerando-se o desdobramento do perigo referente a cada cenário da APR, em diferentes tipologias acidentais. Para o presente estudo, as tipologias acidentais consideradas foram incêndio em poça, incêndio/explosão, flash e contaminação ambiental. 1 O volume vazado corresponde ao volume total vazado de todos os sistemas da unidade de perfuração. 2 HSE Offshore Release Statistics, Guidelines for Quantitative Risk Assessment Purple Book Commitee for the Prevention of Disasters CPR 18E, 1st Edition, 1999 e Methods for Determining and Processing Probabilities Red Book Commitee for the Prevention of Disasters CPR, 2 nd Edition, Sdu Uitgevers, Netherlands, Maio/2013 Revisão 00 II.7-5/353

6 A construção de árvores de eventos possibilitou o cálculo das frequências de ocorrência de contaminação ambiental por óleo associadas a cada um dos cenários acidentais identificados e analisados nas planilhas de APR. É importante mencionar que, para a construção das árvores de eventos foram considerados apenas os cenários/eventos acidentais envolvendo derramamento de óleo no mar, por ser o efeito da contaminação ambiental o foco do presente estudo (conforme orientação da CGPEG/DILIC/IBAMA nos Termos de Referência para elaboração de estudos de Análise de Risco Ambiental). Após a determinação, em cada um dos cenários analisados, das frequências associadas à contaminação ambiental, estas frequências foram somadas, para cada faixa de volume, conforme equação a seguir: n F total - y fi (1) F total = Frequência de ocorrência dos cenários acidentais na faixa de volume y. y - Faixa de volume. ƒ Frequência de ocorrência de um cenário acidental. η Número de cenários acidentais de mesma faixa de volume. i1 PRODUTOS DA MODELAGEM DE ÓLEO Conforme mencionado anteriormente, além das frequências de ocorrência dos cenários acidentais, os resultados da modelagem da dispersão de óleo no mar também são necessários para a obtenção do Risco Ambiental. A partir da identificação e mapeamento dos componentes ambientais e dos resultados da modelagem de dispersão de óleo no mar, é possível calcular a probabilidade de cada componente ambiental ser atingido por óleo. O processo de identificação dos Componentes de Valor Ambiental, assim como o cálculo da probabilidade de cada componente ser atingido será apresentado no próximo item. Os resultados da modelagem contemplam dois cenários sazonais, verão e inverno, e quatro faixas de volume. Três faixas de volume consideradas foram estabelecidas pela Resolução CONAMA Nº398/08. A quarta faixa de volume foi simulada por ser a hipótese acidental da perda de estabilidade da unidade de perfuração, que causaria um derrame de 6.702,5 m³ de óleo diesel. O relatório técnico de Modelagem de Transporte de Óleo (submetido a CGPEG/IBAMA na Revisão 01 do RCA, em agosto de 2012) foi revisado, incorporando o cenário de vazamento de óleo diesel (6.702,5 m³ - cenário intermediário), bem como, refinando a modelagem no interior dos estuários, e assumindo o critério de existência de óleo apenas nas regiões onde este apresentou espessura maior ou igual ao limiar de 3 x 10-7 metros (limiar de detecção). Na versão anterior não foi considerado limiar de espessura ou de concentração nas regiões onde houve presença de óleo. O relatório Modelagem de Transporte de Óleo é apresentado na íntegra anexo ao item II.6 deste EAP Portanto, para o cálculo do Risco Ambiental foram considerados oito cenários simulados, os quais encontram-se representados a seguir. Maio/2013 Revisão 00 II.7-6/353

7 COMPONENTES DE VALOR AMBIENTAL (CVA) A identificação dos Componentes de Valor Ambiental (CVAs) se deu a partir das informações contidas na Análise de Vulnerabilidade (revisão do item II.8.3, encaminhado à CGPEG neste EAP Revisão 00) e Diagnóstico Ambiental (revisão dos itens II.5.2 e II.5.3, encaminhados à CGPEG em Agosto de 2012 e reencaminhado neste EAP Revisão 00). Como condições para o estabelecimento dos CVAs considerou-se que esses componentes devam ter presença significativa na área afetada, ser vulneráveis à poluição por óleo e deverão atender aos seguintes critérios: Ser importante (e não apenas financeiramente) para a população local, ou Ter interesse nacional ou internacional, ou Ter importância ecológica. Além disso, a CGPEG/DILIC/IBAMA orienta que estes componentes sejam comunidades biológicas (Ex: aves marinhas, mamíferos aquáticos, tartarugas marinhas, etc.) ou ecossistemas (ex: manguezais, recifes de corais, etc.). Por fim, em adição aos critérios citados acima, deverão ser consideradas a presença de espécies endêmicas ou ameaçadas de extinção. Vale ressaltar que uma comunidade biológica pode ser definida por populações de diferentes espécies vivendo e interagindo em uma área e, ecossistema, por sua vez, é a interação de uma comunidade com seu meio físico e energia (PRIMACK & RODRIGUES, 2001; MILLER JR., 2007). De acordo com o apresentado acima, foram selecionados como CVAs, ecossistemas para a região costeira, considerando-se que as comunidades que ali vivem já estão inseridas dentro desses ambientes; e, na região marinha, comunidades, uma vez que o ecossistema marinho é muito amplo e os tempos de recuperação dessas comunidades variáveis. Dessa forma, todos os animais e plantas que possuem valor ambiental estão sendo incluídos. Quando se observou, dentro de determinado CVA, que alguma área necessitava de especial atenção, por ser uma área de alta importância ambiental para determinada espécie e cuja perda ocasionaria graves prejuízos Maio/2013 Revisão 00 II.7-7/353

8 ambientais, esta foi selecionada como um Subcomponente de Valor Ambiental (SVA). Assim, os SVAs ainda permanecem incluídos dentro dos seus CVAs correspondentes, porém ao serem também apresentados isoladamente, passam a ter importância diferenciada dentro do estudo e possuem Risco Ambiental específico. Ressalta-se que os subcomponentes apresentam o mesmo tempo de recuperação dos componentes a que estão associados. Uma vez que os CVAs e SVAs foram identificados, realizou-se o mapeamento dos mesmos em termos de área de abrangência, utilizando-se informações disponíveis na literatura, entidades e órgãos ambientais, como também no próprio estudo ambiental desenvolvido. A bibliografia específica utilizada para o mapeamento de cada componente será fornecida nos resultados. Os resultados desse mapeamento foram sobrepostos aos resultados das modelagens de deriva de óleo para o cálculo das probabilidades de toque de óleo nos componentes e subcomponentes identificados em cada um dos cenários identificados (Figura II.7.4). Identificação dos Cenários Acidentais através de Análise Preliminar de Riscos (APR): Frequência de ocorrência (Análise Qualitativa) egraudeseveridadedecadacenário Modelagem da Dispersão de Óleo no Mar Volum e < 8 m 3 (Modelar 8 m 3 )* Volume m 3 (Modelar 200 m 3 )* Volume interm ediário* Volume do pior caso* Elaboração de Árvore de Falha (Análise Quantitativa) Classificação dos cenários acidentais Identificação dos Componentes Ambientais Soma da frequência de ocorrência dos cenários acidentais para cada faixa de volume Probabilidade do Componente Ambiental ser atingido por cada faixa de volume Risco Ambiental 8 m 3 - RA1 Risco Ambiental 200 m 3 - RA2 Risco Ambiental Cenário Intermediário RA3 Risco Ambiental Pior Caso RA4 Revisão das medidas e procedimentos de segurança, manutenção e inspeção Intolerável Determinação da Tolerabilidade* Tolerável Tempo de Recuperação do Componente Ambiental Risco Operacional Risco Ambiental * Realizado para cada cenário sazonal (Verão e Inverno) Produtos da Modelagem FIGURA II.7.4 Etapas para o cálculo da probabilidade de um CVA ser atingido por óleo, em cada faixa de volume. A probabilidade de presença de óleo foi calculada para cada CVA e SVA nas oito situações de derrame de óleo simuladas por modelagem. Os componentes e subcomponentes foram divididos entre fixos e aqueles com distribuição dispersa. Sendo que, conforme orientado pela CGPEG/IBAMA, os CVAs e SVAs de distribuição dispersa são aqueles para os quais não é possível se definir limites claros associados às suas áreas de concentração. Maio/2013 Revisão 00 II.7-8/353

9 O cálculo da probabilidade de presença de óleo para cada CVA/SVA com distribuição dispersa, constitui uma média ponderada da probabilidade pela área de interseção dos elementos de grade atingidos pelo óleo em cada CVA/SVA, por faixa de volume e por cenário sazonal, como se segue na Equação 2 e exemplificado na Figura II.7 6: Prob(x) n i n i 1 A i Pi x Ai 1 (2) Prob(x) Probabilidade de o óleo atingir o CVA/SVA x; x CVA/SVA; n número de elementos de grade com probabilidade de presença de óleo dentro do CVA/SVA x; P Probabilidade de presença de óleo no elemento de grade n; A Área do elemento de grade n. Cada elemento de grade tem um valor de probabilidade de presença de óleo e uma área correspondente, como exemplificado na Figura II.7.5. FIGURA II Representação esquemática de um cenário probabilístico, detalhando a direita os valores de área em cada elemento de grade com suas respectivas cores representando a probabilidade. Para os CVAs/SVAs considerados sem mobilidade/costeiros utilizou-se para o cálculo do Risco Ambiental, seguindo a orientação da CGPEG/IBAMA, o maior valor de probabilidade de toque de óleo no CVA em cada cenário de vazamento modelado, não sendo admitido nenhum tipo de ponderação. Ressalta-se que os CVAs/SVAs situados nas regiões mais abrigadas, como as estuarinas, também foram consideradas como passíveis de serem atingidas por um vazamento de óleo. Nestes casos, buscando uma abordagem conservadora, a probabilidade considerada foi obtida por meio de estudo específico de modelagem, com uma grade hidrodinâmica especificamente elaborada para representar os fenômenos de escalas mais reduzidas que as oceânicas, relativos aos ambientes estuarinos, como baías, rios e enseadas. Maio/2013 Revisão 00 II.7-9/353

10 Para a região abordada neste estudo de modelagem, destacam-se as Baías de Todos os Santos e Camamu. Nas Baías de Guanabara, Sepetiba e Ilha Grande, tendo em vista que a probabilidade de chegada de óleo ficou restrita à entrada de cada uma delas (por não haver grade hidrodinâmica para essas regiões), optou-se pela utilização do valor máximo registrado na entrada de cada uma das baías. RISCO AMBIENTAL Uma vez aferidas as frequências de ocorrência dos cenários acidentais e as probabilidades de cada CVA/SVA ser atingido por óleo, calcula-se o risco ambiental para cada componente, em cada faixa de volume e cenário sazonal (Figura II.7.6) pela fórmula abaixo: RA (x) Ftotal - y x Prob (x) (3) RA - Risco Ambiental do CVA/SVA x. x CVA/SVA em determinado vazamento (faixa de volume) e cenário sazonal. F total-y - Frequência de ocorrência dos cenários acidentais na faixa de volume y. y - Faixa de volume. Prob - Probabilidade de o óleo atingir o CVA/SVA x. Identificação dos Cenários Acidentais através de Análise Preliminar de Riscos (APR): Frequência de ocorrência (Análise Qualitativa) e Grau de Severidade de cada cenário Modelagem da Dispersão de Óleo no Mar Volume < 8 m 3 (Modelar 8 m 3 )* Volume m 3 (Modelar 200 m 3 )* Volume interm ediário* Volume do pior caso* Elaboração de Árvore de Falha (Análise Quantitativa) Classificação dos cenários acidentais Identificação dos Componentes Ambientais Soma da frequência de ocorrência dos cenários acidentais para cada faixa de volume Probabilidade do Componente Ambiental ser atingido por cada faixa de volume Risco Ambiental 8 m 3 - RA1 Risco Ambiental 200 m 3 - RA2 Risco Ambiental Cenário Intermediário RA3 Risco Ambiental Pior Caso RA4 Revisão das medidas e procedimentos de segurança, manutenção e inspeção Intolerável Determinação da Tolerabilidade* Tolerável Tempo de Recuperação do Componente Ambiental Risco Operacional Risco Ambiental * Realizado para cada cenário sazonal (Verão e Inverno) Produtos da Modelagem FIGURA II.7.6 Fluxograma com as etapas para o cálculo do Risco Ambiental. A Tabela a seguir exemplifica o resultado encontrado para cada componente em cada faixa de volume para um cenário sazonal. Maio/2013 Revisão 00 II.7-10/353

11 TABELA II.7.1 Exemplo de resultado encontrado após o cálculo do Risco Ambiental (RA) para cada componente. CVA/SVA 8 m³ 200 m³ Volume Intermediário (VI) Pior Caso (PC) X RA x, 8 RA x, 200 RA x, VI RA x, PC Y RA y, 8 RA y, 200 RA y, VI RA y, PC Z RA z, 8 RA y, 200 RA z, VI RA z, PC n Conforme orientado no Termo de Referência Complementar Nº 05/13, após o cálculo dos Riscos Ambientais, por faixa de volume, estes deverão ser somados, a fim de exprimir o risco total de cada CVA/SVA ser atingido. Após o cálculo do valor de risco total é necessário agora determinar se o valor encontrado é considerado tolerável, ou seja, se o tempo de recuperação do CVA é insignificante em comparação com o tempo de recorrência do dano. TEMPO DE RECUPERAÇÃO O tempo de recuperação de cada CVA, essencial para o cálculo da tolerabilidade, foi obtido com base nas informações disponíveis em bibliografias especializadas tanto nacionais quanto internacionais. É digno de nota que diversos autores trabalharam definições para o que se entende como tempo de recuperação, como PARKER & MAKI (2003), KINGSTON (2002), JOHN & ROBILIARD (1997), entre outros. Além disso, os termos de referência emitidos pela CGPEG/DILIC/IBAMA estabelecem como definição que tempo de recuperação é o tempo que o componente, após ser atingido, levaria para se recompor aos níveis anteriores à exposição por óleo. A despeito das definições com relação à recuperação, algumas considerações relativas a tempos de recuperação são necessárias, tais como: Muitos dos recursos afetados pelos vazamentos possuem uma limitação de informações quanto ao seu status anteriormente aos acidentes. Adicionalmente, alguns dos dados pertinentes são resultados de uma amostragem limitada, que consequentemente produz grandes intervalos de confiança ao redor das estimativas populacionais (EVOSC, 2010). A distribuição dos animais é um desafio para se conseguir uma contagem acurada (especialmente para os mais móveis, como peixes, aves e mamíferos marinhos), a maior parte das estimativas populacionais tem uma ampla gama de variabilidade associada aos dados. É extremamente difícil separar o que é um efeito prolongado de um acidente do que são mudanças naturais ou causadas por fatores não relacionados ao vazamento de óleo. Maio/2013 Revisão 00 II.7-11/353

12 É impossível afirmar o quanto uma comunidade que tenha se recuperado de um vazamento de óleo é a mesma, ou diferente, da que teria persistido na ausência do óleo (KINGSTON, 2002). A escala geográfica de estudos conduzidos ao longo dos anos tem variado entre os recursos e esta disparidade deve ser considerada quando os dados são interpretados, e aplicados os resultados para o status de recuperação. Alguns estudos foram realizados em uma grande escala espacial (e g. BARTH, 2002; DICKS, 1998, HEUBECK et al., 2003, entre outros).para responder às preocupações de populações e ecossistemas, enquanto outros estudos foram focados em exposição localizada e efeitos do óleo (e g. BOERTMANN & AASTRUP, 2002; CARLS et al., 2001; EPA, 1999; entre outros). O tempo de recuperação estabelecido para cada CVA não é necessariamente fixo, ou seja, o ambiente e as características da atividade que será realizada irão contribuir para o estabelecimento mais apropriado do tempo de recuperação para cada componente, que pode variar de estudo para estudo. Um exemplo disso é o estabelecimento do tempo de recuperação para um componente como manguezais, que pode variar dependendo do local e área possivelmente impactada pelo vazamento de óleo. Assim, se a simulação de vazamento de óleo em um determinado ambiente indicar que esse irá atingir um manguezal que possui características únicas, é hábitat de espécies endêmicas daquela região e/ou ameaçadas de extinção, tal componente para a ARA da atividade em questão possuirá um tempo de recuperação diferente daquele estabelecido para outra região, onde existe, por exemplo, uma pressão antrópica muito forte atuando sobre o ecossistema. Não se pode considerar um valor de tempo de recuperação igual para vazamentos que se originam perto da costa e para aqueles que se originam longe da costa, uma vez que no segundo caso o óleo sofre o processo de intemperização antes de atingir o litoral, chegando menos tóxico a esse ambiente (KINGSTON, 2002). Se uma área é suprimida de sua fauna, esta pode se recuperar através do recrutamento de populações próximas (KINGSTON, 2002). A existência de algumas espécies ameaçadas dentro da comunidade (valor não significativo), por si só, não aumenta o tempo de recuperação da comunidade como um todo, até porque o tempo de recuperação estabelecido nesse estudo é uma estimativa entre o pior e o melhor caso. Novamente, infere-se que no caso de agregações reprodutivas, esses animais já estão resguardados dentro dos ecossistemas, como as aves que utilizam os manguezais e estuários, ecossistemas que possuem tempo de recuperação elevado. Detalhes dos valores encontrados e da bibliografia consultada estão descritos no item de resultados. TEMPO DE RECORRÊNCIA O Tempo de Recorrência, o qual corresponde a outro fator essencial para o cálculo da tolerabilidade, pode ser definido como o espaço de tempo, em anos, entre a ocorrência de eventos de vazamentos de óleo no mar, em cada faixa de volume e cenário sazonal, que, potencialmente, causariam danos a um determinado CVA/SVA. Desta forma, o tempo de recorrência está relacionado com a frequência de ocorrência dos cenários acidentais em cada faixa de volume e com a probabilidade de o óleo atingir cada CVA/SVA, podendo, portanto, ser definido como o inverso do Risco Ambiental, conforme a equação abaixo: Maio/2013 Revisão 00 II.7-12/353

13 (4) x CVA/SVA em determinado vazamento (faixa de volume) e cenário sazonal. F total-y - Frequência de ocorrência dos cenários acidentais na faixa de volume y. y - Faixa de volume. Prob - Probabilidade de o óleo atingir o CVA/SVA x. RA - Risco Ambiental do CVA/SVA x. Simplificadamente, o tempo de recorrência pode ser considerado como o tempo de total que um dado CVA/SVA teria para se recuperar dos potenciais danos causados por um dado vazamento de óleo. TOLERABILIDADE Uma vez estabelecido o tempo de recuperação e os valores de Risco Ambiental para cada CVA/SVA, podese calcular a Tolerabilidade. A NORSOK Standart (1998, p. 82) afirma que: A recuperação seguida de um dano ambiental para os recursos mais vulneráveis deve ser insignificante em relação ao período esperado entre a ocorrência destes danos. Dessa forma, considera-se que o tempo de recuperação de um componente/subcomponente ambiental deve ter uma duração insignificante quando comparada ao período esperado de recorrência destes danos. Partindose desse princípio, a tolerabilidade dos riscos é calculada levando-se em consideração a relação entre o Tempo de Recuperação definido para cada CVA/SVA e o tempo de recorrência do dano, conforme a equação abaixo. Tolerabilidade (%) = Tempo de recuperação Tempo de recorrência X 100 Portanto, a tolerabilidade foi calculada para cada CVA/SVA, considerando as modelagens de dispersão de óleo elaboradas, totalizando um resultado para cada CVA/SVA. A Tolerabilidade ao risco pode ser entendida como um limite no qual os riscos são aceitáveis e a relação estabelecida deve variar de componente para componente. Conforme determinação da CGPEG/DILIC/IBAMA, em caso de ocorrência de risco intolerável, os procedimentos e instalações que originaram o quadro de riscos e cenários acidentais devem ser revistos e novos cálculos realizados, até que o risco ambiental seja considerado tolerável. Maio/2013 Revisão 00 II.7-13/353

14 Destaca-se que para todos os cálculos realizados nessa Análise de Risco Ambiental não são consideradas as medidas de contingência a derrames de óleo no mar previstas no Plano de Emergência Individual (PEI). A Figura II.7.7 apresenta o fluxograma explicativo da metodologia adotada, e a seguir são apresentados os resultados para a atividade de perfuração marítima a ser desenvolvida no Bloco BM-CAL-13. Identificação dos Cenários Acidentais através de Análise Preliminar de Riscos (APR): Frequência de ocorrência (Análise Qualitativa) egraudeseveridadedecadacenário Modelagem da Dispersão de Óleo no Mar Volume < 8 m 3 (Modelar 8 m 3 )* Volume m 3 (Modelar 200 m 3 )* Volume intermediário* Volume do pior caso* Elaboração de Árvore de Falha (Análise Quantitativa) Classificação dos cenários acidentais Identificação dos Componentes Ambientais Soma da frequência de ocorrência dos cenários acidentais para cada faixa de volume Probabilidade do Componente Ambiental ser atingido por cada faixa de volume Risco Ambiental 8 m 3 - RA1 Risco Ambiental 200 m 3 - RA2 Risco Ambiental Cenário Intermediário RA3 Risco Ambiental Pior Caso RA4 Revisão das medidas e procedimentos de segurança, manutenção e inspeção Intolerável Determinação da Tolerabilidade* Tolerável Tempo de Recuperação do Componente Ambiental Risco Operacional Risco Ambiental * Realizado para cada cenário sazonal (Verão e Inverno) Produtos da Modelagem FIGURA II.7.7 Fluxograma com as etapas para o cálculo do Risco Ambiental e Tolerabilidade. Maio/2013 Revisão 00 II.7-14/353

15 C) RESULTADOS II DESCRIÇÃO DAS INSTALAÇÕES Os principais sistemas e subsistemas da unidade de perfuração DS-4 (DEEP OCEAN CLARION), bem como seus principais equipamentos de segurança encontram-se descritos neste item. A Tabela II.7.1.1, abaixo, apresenta as principais características da sonda. TABELA II Principais características da sonda ENSCO DS-4 DESCRIÇÃO DA UNIDADE MARÍTIMA DUM ENSCO DS-4 1. DESCRIÇÃO DA UNIDADE DE PERFURAÇÃO Nome da Unidade Ensco DS-4 Identificação IMO Número Proprietário Tipo ENSCO do Brasil Petróleo e Gás Ltda. Navio sonda de perfuração Bandeira Ano de Construção 2010 Ilhas Marshall Classificação Sociedade Classificadora ABS, A1 (E) Drilling Unit American Bureau of Shipping Data da Classificação 16 - Setembro ESTRUTURA/CARACTERÍSTICAS GERAIS Dimensão Unidade Comprimento Total Metro Profundidade (Pontal) 19,0 Metro Largura Total 42,0 Metro Boca 42,0 Metro Calado em Operação 12,0 Metro Velocidade de reboque em calado de operação 8,0 Nós Calado de Trânsito 8,5 Metro Velocidade de reboque em calado de trânsito 10,0 Nós Casco Duplo (dimensões dos submarinos) NA NA Carga variável máxima ST Peso Leve mt 3. PARÂMETROS AMBIENTAIS DE OPERAÇÃO Dimensão Unidade Máxima lâmina d água Metro Mínima lâmina d água 100,0 Metro Maio/2013 Revisão 00 II.7-15/353

16 A seguir serão descritos os principais sistemas e subsistemas do navio sonda DS-4. a) Perfuração a.1) Armazenamento de Fluido de Perfuração A Tabela II.7.1.2, abaixo, descreve os tanques de armazenamento do navio sonda ENSCO DS-4, indicando o volume de cada de tanque. TABELA II Tanques de armazenamento de fluidos de perfuração da sonda ENSCO DS-4 Capacidade Produto Estocado N de tanques Capacidade Total Individual Lama Ativa 02 Lama Reserva 5 11,5 m³ 11,5 m³ 251,8 m³ 251,8 m³ 251,8 m³ 251,8 m³ 251,8 m³ DHT (AFT) (P) 986,0 m³ DHT (AFT) (S) 986,0 m³ 23,0 m³ 1.259,0 m³ a.2) Sistema de Circulação O sistema é composto por equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluido de perfuração para remoção de areia e gás. Os principais componentes deste sistema estão divididos em: bombas de lama, bombas de transferência/mistura, tanques, agitadores de lama e pistolas de fundo, válvulas, equipamentos de separação de sólidos (seis peneiras vibratórias e duas centrifugas), além de dois degaseificadores para a remoção de gás. O sistema de fluido de perfuração é responsável pelas seguintes funções: Equilíbrio hidrostático da coluna de fluido através do controle de pressões de subsuperfície; Manutenção das condições das paredes do poço, evitando desmoronamentos ou falhas nas suas paredes; Lubrificação, resfriamento e limpeza da broca; Lubrificação e resfriamento da coluna de perfuração; e Transporte do cascalho até a superfície. Outra importante função do sistema de fluidos de perfuração está relacionada ao controle do volume de fluido durante a perfuração do poço. A comparação do volume de fluido bombeado com o volume que retorna ao navio-sonda permite o monitoramento da perda ou acréscimo de fluido no interior do poço, indicando, respectivamente, infiltração na formação, ou invasão de fluido proveniente desta. O tratamento dos fluidos de perfuração consiste na eliminação de sólidos e/ou gás, incorporados durante a fase de perfuração. A adição de produtos na lama confere propriedades físico-químicas específicas e desejadas para se evitar um desbalanceamento das pressões hidrostáticas das formações a serem perfuradas. Maio/2013 Revisão 00 II.7-16/353

17 A Tabela II apresenta as especificações técnicas dos principais equipamentos que compõem o sistema de fluido de perfuração do navio-sonda. TABELA II Equipamentos utilizados no sistema de fluidos de perfuração BOMBAS DE LAMA Quantidade 4 Fabricante/Modelo NOV / 14-P-220 Triplex Especificação Pressão máxima de trabalho de 7.500psi e potência de 1150 HP cada Quantidade 4 Fabricante/Modelo Especificação (cada bomba) Quantidade 1 Vazão de gás calculada 5 m 3 /s Quantidade 2 Marca/modelo Capacidade Quantidade 06 Fabricante/Modelo Marca/Tipo Capacidade Quantidade 02 Fabricante/Modelo BOMBAS DE TRANFERÊNCIA/MISTURA NOV / Supreme x 6 x 14 (bomba centrífuga) Vazão: 3,79 m 3 /min e Potência: 125 hp DEGASEIFICADORES Separador gas/fluido Degaseificador à vácuo NOV/Brandt DG-12 4,54 m 3 /min Axiom / AX-1 Vert-G 61 m/h Capacidade 22,7 m 3 /h PENEIRAS SECADOR DE CASCALHOS CENTRIFUGA NOV / HS-3400-F VSD Além dos equipamentos descritos acima, a unidade possui tanques ativos e reserva de lama e também tanques de tratamento. A capacidade dos 16 tanques ativos é de 953,62 m 3, sendo metade desse volume destinado exclusivamente para fluidos e a outra metade disponível tanto para fluido quanto para salmoura. Os cinco tanques reserva possuem a mesma capacidade total dos ativos. Os tanques de tratamento são 1 tanque coletor de areia de 9,54 m 3 de capacidade, 1 tanque desgaseificador, 1 desareador, 1 dessiltador e 1 de retorno, cada um com capacidade de 10,5 m 3. O fluxograma abaixo (Figura II.7.1.1) apresenta de forma geral a utilização, tratamento e descarte de fluidos de perfuração previstos para a atividade. Maio/2013 Revisão 00 II.7-17/353

18 Conclusão da perfuração e cimentação do revestimento da Bombeio de cimento para o poço, se aplicável. Instalação de revestimento da fase perfurada, se aplicável. Deposição de cascalho no fundo do mar Sim Tanque de armazenagem de fluido de perfuração Fluido de perfuração Bombeio de fluido para perfuração de poço Fluido de perfuração Perfuração de fase do poço Fluido e cascalho retornam para o fundo do mar? Descarte no mar, caso teor de fluido base aderido atenda a legislação Descarte no mar Tratamento do cascalho com fluido aderido em secador de cascalho centrífuga Sim Não O fluido aderido é de base água? Cascalho com baixo teor de fluido aderido Tratamento da mistura de fluido/cascalho Não Fluido de perfuração recuperado Fluido de perfuração + cascalho Recondicionamento Sim do fluido Sim O fluido será aproveitado em fase posterior? Descarte no mar, se não contaminado com óleo livre após iridescência estática Destinação final em terra Sim Não Não O fluido é de base água? FIGURA II Fluxograma das principais operações das atividades de perfuração Maio/2013 Revisão 00 II.7-18/353

19 a.3) Sistema de Controle de Poço O sistema de segurança é constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço (ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço. O mais importante deles é o Blowout Preventer (BOP), ou Preventor de Erupção, que é um conjunto de válvulas que permite fechar o poço, (THOMAS, 2001). O BOP consiste em um conjunto de válvulas que operam hidraulicamente junto a outros dispositivos de vedação, selando o poço e direcionando os fluidos para equipamentos de controle de fluxo e pressão, de modo a prevenir a liberação incontrolável de fluidos da formação. Das válvulas do BOP destacam-se as de choke, por onde são aliviadas as pressões de um poço fechado durante o controle de um kick, e a de kill, válvula de uma linha de alta pressão através da qual se introduzem no poço as lamas de alta densidade para equilibrar a pressão da coluna hidrostática em caso de kick. Os preventores têm a função de fechar o espaço anular de um poço através de gavetas, acionadas hidraulicamente em caso de kick. A seguir são apresentados os principais elementos que compõem o sistema de controle de poço do navio sonda ENSCO DS-4. BOP O BOP consiste em um conjunto de gavetas instaladas na cabeça de poço, conforme ilustrado na Figura II.7.1.2, capazes de fechá-lo durante o influxo de fluidos de formação para dentro do poço. Os principais componentes são listados a seguir. Preventores anulares São válvulas capazes de fechar o espaço anular do poço, independente do diâmetro da coluna; Preventores de gaveta (RAM) São compostos por: - Gavetas cegas/cisalhante: Fecha e sela o poço. Ao fechar o poço com a coluna, provoca o corte da mesma; - Gavetas variáveis: Se adaptam a vários diâmetros de tubo de perfuração. Maio/2013 Revisão 00 II.7-19/353

20 FIGURA II Ilustração de parte do conjunto BOP (preventor de gaveta) Fonte: CAMERON, 2006 Outro componente do sistema é o LMRP (Lower Marine Riser Package), que pode se desconectar do BOP numa desconexão de emergência (Emergency Shut Down ESD). O Lower Marine Riser Package possui diversos componentes que são apresentados na tabela a seguir. TABELA II Equipamentos componentes do LMRP. Conector do LMRP Marca GE Vetco Tamanho 18 ¾ Pressão de trabalho psi Preventor anular Marca NOV Tipo BOP esférico Tamanho 18 ¾ Pressão de trabalho psi Junta flexível Marca Oil States Industries Tamanho 18 ¾ Pressão de trabalho 6000 psi Adaptador do riser Marca/modelo Tamanho 21 Válvulas de isolamento das linhas de choke e kill Quantidade 2 GE-Vetco/MR-6H-SE Tamanho 3 1/16 Pressão de trabalho psi O LMRP é controlado por um sistema que está de acordo com API Spec 16D, 2ª edição. Outro componente do sistema de controle de poço é o riser, que tem 22,86 m de comprimento, possui 132 juntas e é mantido tensionado por 16 tensionadores, cada um com capacidade para 102,06 t. Maio/2013 Revisão 00 II.7-20/353