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PAULO CESAR CARDOSO CAVACO
GESTÃO DE TRATAMENTO DE EFLUENTES E RECURSOS HÍDRIC OS EM INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TERRESTRES, COM ENFOQUE
EM NOVAS TECNOLOGIAS
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado em Sistema de Gestão da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Sistemas de Gestão. Área de Concentração: Sistema de Gestão do Meio Ambiente.
Orientador Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.
Niterói 2004
PAULO CESAR CARDOSO CAVACO
GESTÃO DE TRATAMENTO DE EFLUENTES E RECURSOS HÍDRIC OS EM INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TERRESTRES, COM ENFOQUE
EM NOVAS TECNOLOGIAS
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado em Sistema de Gestão da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Sistemas de Gestão. Área de Concentração: Sistema de Gestão do Meio Ambiente.
Aprovada em 12 de novembro de 2004:
BANCA EXAMINADORA
_____________________________________________ Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.
Universidade Federal Fluminense
____________________________________________ Prof. Angela Maria Abreu de Barros, D.Sc.
Universidade Federal Fluminense
___________________________________________ Marcelo Fernandes Mendes, D.Sc.
MTL Engenharia LTDA
Dedico esse trabalho
A meus pais Sylvio e Margarida pelo incentivo que sempre me deram nos estudos.
À minha mulher Barbara e minha filha Paola pela compreensão das horas não dedicadas à
família e pelo ânimo em continuar o presente trabalho.
AGRADECIMENTOS
À ENGENHARIA, especificamente à Implementação de Empreendimentos de Exploração,
Produção e Transporte Marítimo (IEEPT), que através de seus gerentes, proporcionaram a
disponibilidade para participação no curso.
Ao meu orientador Dr. Airton Bodstein de Barros pelo permanente incentivo, paciência e pela
orientação precisa do trabalho.
Aos colegas da Petrobras, pela ajuda e encorajamento, sem querer citar nominalmente para
não esquecer ninguém.
Agradecimento especial aos colegas de turma pelo convívio e pelas experiências trocadas, que
muito contribuíram e incentivaram ao desenvolvimento desse trabalho.
Um obrigado aos companheiros da UN-ES/NC onde foi feito o estudo de caso, pelo apoio e
presteza no atendimento de todas as solicitações feitas.
A Deus, que me permitiu ter condições de realizar esse trabalho.
All water has a source and every tree a root. (Chinese proverb) Toda água tem uma fonte e cada árvore uma raiz. (Provérbio Chinês - Tradução)
RESUMO
O grande desafio mundial do século XXI será sem dúvida a escassez da água. A possibilidade
concreta começa a se tornar a ameaça ao desenvolvimento econômico e social e à estabilidade
política mundial, levando a disputas pelo uso num futuro não muito distante. As instituições
públicas estão cada vez mais se capacitando e aumentando suas exigências ambientais. No
Brasil isso pode ser notado com o advento da Lei das Águas, Lei N 9.433/97. Por outro lado a
indústria petrolífera vem mudando em relação às questões ambientais, deixa de ver o assunto
como exigência legal, tentando transformá-lo em vantagem competitiva. Na atividade de
produção de petróleo, uma das principais preocupações ambientais é a água produzida que
representa a grande maioria dos resíduos associados à produção de óleo e gás. Nesse trabalho
o autor aborda as ações da gestão ambiental no setor de exploração e produção, mais
especificamente as que se referem ao tratamento de efluentes de campos terrestres de
produção de petróleo. É apresentado um panorama dos sistemas de gestão e também a
evolução da gestão de segurança, meio ambiente e saúde na Petrobras, com especial atenção
ao sistema de gestão de efluentes. O autor realizou um estudo em uma região produtora em
campos de produção terrestre no estado do Espírito Santo com foco na gestão da água
produzida. A partir daí apresentam-se as conclusões e sugestões para a indústria petrolífera
implementar melhorias na gestão de efluentes.
Palavras-chave: água produzida; despejo de água; gestão ambiental; gestão da água; gestão de
efluentes.
ABSTRACT
The great world challenge of the XXI century will be no doubt the shortage of water. The real
possibility becoming the threat to economical and social development in world political
stability. This can conduct to competition in a near future. The public institutions are each
more qualifying and increasing environments demands. In Brazil this can be noticed after
Water’s Law N 9.433/97. On the other hand petroleum industry is changing, environmental
subjects are no more legal obligations. Industries are trying to change it in competitive
advantage. In the petroleum production activity, one of the main environmental concerns is
the produced water that represents the great majority of associated residues in gas and oil
production. In this study the author will approach the actions in environmental administration
in production and exploration sector, specifically effluents treatment in onshore petroleum
fields. An overview of administration systems is presented and also health, safety and
environmental managing in Petrobras, with special attention in effluent managing. The author
accomplished a case study in a onshore production field in Espirito Santo sate with focus in
produced water managing and since then presents his conclusions and suggest un idea for
petroleum industry improve effluents administration.
Keywords: produced water; water waste; environmental administration; water management;
effluents management.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Distribuição da água na Terra 22
Figura 2 - O ciclo hidrológico 26
Figura 3 - Bacias e províncias hidrogeológicas no Brasil 27
Figura 4 - Sonda de Perfuração 30
Figura 5 - Cavalo de Pau 33
Figura 6 - Método dos “4 Rs” 40
Figura 7 - Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas 42
Figura 8 - Origem da família ISO 9000 69
Figura 9 - Modelo de sistema de gestão ambiental 70
Figura 10 – Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 e
OHSAS18001
71
Figura 11 – Área de atuação da Unidade de Negócios do Espírito Santo (UN-ES) 84
Figura 12 – Organograma da UN-ES 85
Figura 13 – Cavalo de pau e tanques de armazenamento 86
Figura 14 – Descarregamento de Carretas 86
Figura 15 – Tanque de flotação 87
Figura 16 – Filtro misto 88
Figura 17 – Filtro de cartucho 89
Figura 18 – Bombas de injeção 90
Figura 19 – Manifold de água de injeção 91
Figura 20 – Fluxograma simplificado de processo de injeção de água nos poços 92
Figura 21 - Histograma de precipitação mensal média no norte capixaba 95
Figura 22 – Organograma do comitê central de efluentes 106
LISTA TABELAS
Tabela 1 – Quantidades de água no ciclo hidrológico 23
Tabela 2 – Distribuição de água doce na Terra 23
Tabela 3 – Disponibilidade de água no mundo e no Brasil 25
Tabela 4 – Componentes e propriedades da água de formação 36
Tabela 5 – Geração de água produzida na Bacia de Campos 44
Tabela 6 – Previsão de produção de água e óleo na Bacia de Campos 45
Tabela 7 – Água produzida livre descartada pelos terminais em 2001 45
Tabela 8 – Balanço global estimado da água produzida na Bacia de campos
enviada para Terra em 2001
46
Tabela 9 – Custo de movimentação de água produzida por navios em 2001 46
Tabela 10 – Custo devido à movimentação de água produzida – 2001 47
Tabela 11 – Resumo dos tipos de tratamento 56
Tabela 12 – Tendências em processos de separação 57
Tabela 13 – Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OHSAS
18001
72
Tabela 14 – Evolução da gestão de SMS na Petrobras 78
Tabela 15 – Produção de água nos campos de produção do norte capixaba 93
Tabela 16 – Consumo e custos da água nos campos de produção terrestres 94
Tabela 17 – Precipitação média mensal e máxima em 24 horas 95
Tabela 18 – Tarifas médias praticadas pelas companhias de água e Saneamento em
1997
101
LISTAS DE SIGLAS
ABAST Abastecimento
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANA Agência Nacional das Águas
API American Petroleum Institute
ARPEL Asociación Regional de Empresas de Petroleo Gas Natural en Latinoamérica y
el Caribe
BOP Blow out Preventer
BS Britsh Standard
CEIVAP Comitê para Integração da Bacia Hidrográfica do Rio Paraíba do Sul
CENPES Centro de Pesquisas da PETROBRAS S.A.
CETEM Centro de Tecnologia Mineral
CIF Cost, Insurance and Freight
CNBB Conferência Nacional dos Bispos do Brasil
CNRH Conselho Nacional de Recursos Hídricos
CNUMAD Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento
CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente
CPDS Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável
DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral
E&P Exploração e Produção
EIA Estudo de Impacto Ambiental
ETE Estação de Tratamento de Efluentes
FOB Free on Board
FRONAPE Frota Nacional de Petroleiros
GLP Gás Liquefeito de Petróleo
GQT Gestão Pela Qualidade Total
IEA International Environmental Agency
IEES Implementação de Empreendimentos no Estado do Espírito Santo
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial
IPIECA International Petroleum Industry Environmental Conservation Association
ISSO International Organization for Standardization
MAIS Manual de Segurança Industrial
MIC Metil-isocianato
MMA Ministério do Meio Ambiente
NBR Norma Brasileira Registrada (no INMETRO)
OGP International Association of Oil & Gas Producers
OHSAS Occupacional Health and Safety Assessment Series
ONGs Organizações não Governamentais
ONU Organização das Nações Unidas
PNQ Prêmio Nacional da Qualidade
PNRH Política Nacional de Recursos Hídricos
QMASI Manual de Qualidade e Segurança Industrial
RIMA Relatório de Impacto ao Meio Ambiente
SEMA Secretaria Especial de Meio Ambiente
SGI Sistema de Gestão Integrada
SISNAMA Sistema Nacional de Meio Ambiente
SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde
SNGRH Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos
UFF Universidade Federal Fluminense
UN-BC Unidade de Negócios da Bacia de Campos
UNCED Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento
UN-ES Unidade de Negócios do Espírito Santo
VESEP Vibratory Shear Enhanced Process
SUMÁRIO
1 APRESENTAÇÃO 14
1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI 15
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO 18
1.3 METODOLOGIA EMPREGADA 19
1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO 20
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO 20
2 REVISÃO DA LITERATURA 22
2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 22
2.1.1 O problema da água 22
2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 28
2.2.1 Exploração 28
2.2.2 Perfuração 29
2.2.3 Avaliação 31
2.2.4 Desenvolvimento e produção 32
2.2.5 Impactos ambientais 34
2.3 ÁGUA PRODUZIDA 34
2.3.1 Origem da água produzida 34
2.3.2 Componentes 36
2.3.3 Água de produção e problemas ambientais 38
2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore 41
2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore 41
2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias 43
2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida 46
2.3.4.4 Custo de captação e lançamento de efluentes da bacia de campos 47
2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO 48
2.4.1 Separadores trifásicos 49
2.4.2 Tanques de raspagem 50
2.4.3 Separadores de placas paralelas 50
2.4.4 Flotação de gás 51
2.4.5 Hidrociclones estáticos 52
2.4.6 Centrifugação mecânica 52
2.4.7 Hidrociclones dinâmicos 53
2.4.8 Borbulhamento com gás (Striping) 53
2.4.9 Meio filtrante 54
2.4.10 Coalescedores 54
2.4.11 Membranas filtrantes 55
2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes 55
2.4.13 Novas tecnologias 57
2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL 58
2.5.1 Comentários 66
2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE (SMS) 67
2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS 68
3 SISTEMAS DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 74
3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA 74
3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS 74
3.3 VISÃO DA EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO 75
3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 77
3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS 79
4 ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPIRITO SANTO 82
4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO 82
4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO 85
4.3 PROCESSO DA ÁGUA PRODUZIDA 85
4.3.1 Dados sobre a Água Produzida 92
4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região 94
4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S 96
4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN -ES 97
5 DISCUSSÃO 99
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS 99
5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO 100
5.3 CENÁRIOS 102
5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA 104
5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA 105
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 108
7 OBRAS CITADAS 110
8 OBRAS CONSULTADAS 115
ANEXOS 117
14
1 APRESENTAÇÃO
A produção de petróleo é uma atividade internacional que devido a suas próprias
características, tem forte potencial de impacto ambiental. As empresas nem sempre
conseguem realizar seu trabalho sem que ocorra algum tipo de dano, como: derramamento de
óleo, impactos ao solo e à vegetação, acidentes, incêndios e poluição do ar ou das águas.
Recentemente tem sido observado um outro tipo de impacto, o social, que é se deve a
interação dos empreendimentos com a população local. Este tipo de impacto atinge com
maior intensidade as comunidades mais remotas, como as indígenas.
O consumo mundial de energia em 2000 foi de 6905 milhões de toneladas
equivalentes de óleo, sendo óleo e gás responsáveis por 58,8 %, carvão 7,9 %, energia elétrica
(hidroelétrica e nuclear) 15,8 %, combustíveis renováveis e lixo 13,8 % e outros (eólica,
geotérmica, solar, etc) 3,7 % (Key World Energy Statistics – IEA 2000).
Apesar das populações terem conhecimento da importância das comodidades e do
progresso proporcionados pela atividade petrolífera, ao longo do tempo, começaram a
perceber seus efeitos negativos e passaram a ser mais exigentes quanto aos impactos
ambientais causados.
Este cenário desencadeou então uma série de ações por parte dos órgãos
governamentais e organizações não governamentais. Foram criadas as primeiras leis de
preservação ambiental e mais tarde surgiu a necessidade de licenciar os empreendimentos nos
órgãos ambientais. A regulamentação governamental expôs a indústria a processos judiciais,
tendo como conseqüências, desde a prisão de gerentes e diretores, até a mitigação e reparação
ambientais, acarretando altos custos, muitas vezes com o comprometimento da sua
rentabilidade.
As empresas se conscientizaram da necessidade de demonstrar seu compromisso com
a proteção ambiental, isto as levou a se adequarem às exigências das organizações, surgindo
então à necessidade de implementação de sistemas de gestão. A conseqüência foi a quebra de
velhos paradigmas gerenciais, que não puderam mais coexistir com a demanda dos
questionamentos sócio-ambientais.
A visão empresarial vem mudando e deixando de entender suas ações em relação ao
meio ambiente como obrigações legais, passando a perceber que isto pode se tornar uma
vantagem competitiva.
15
O foco do trabalho está voltado à gestão ambiental, mais especificamente à gestão de
efluentes dos campos de produção de petróleo.
1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI
A situação problema deste estudo é a gestão ambiental dos efluentes hídricos e suas
tendências. Esta situação teve uma forte percepção por parte de vários paises.
Em nível internacional a Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e
Desenvolvimento (UNCED), conhecida com o nome de A Cúpula da Terra (The Earth
Summit) Eco-92 que aconteceu no Rio de Janeiro em junho de 1992 e foi firmada por 179
países, teve como foco a estreita ligação entre o ambiente e o desenvolvimento sócio-
econômico.
A Eco-92, ou Rio-92 como é conhecida no Brasil, na realidade foi a realização da
Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento (CNUMAD).
A comunidade internacional, durante a Eco-92, acordou a aprovação de um
documento contendo compromissos para mudanças no padrão de desenvolvimento para o
século XXI, denominando-o Agenda 21 (http://www.mma.gov.br/port/se/agen21/ 2004).
A Agenda 21 é muito mais que um documento, é o despertar da conscientização
internacional para o futuro do Planeta. É um processo de planejamento participativo de um
país, considerando estados, municípios ou regiões, com a visão de futuro de forma
sustentável. O processo de planejamento deve envolver todos os atores na discussão dos
principais problemas e no planejamento de soluções a curto, médio e longo prazo. Esta
abordagem deve ter uma visão integrada das dimensões sociais, econômicas e ambientais,
devendo gerar produtos factíveis dos compromissos assumidos, visando a sustentabilidade dos
resultados.
Vale enfatizar que a Agenda 21, não é uma Agenda Ambiental e sim uma Agenda de
Desenvolvimento Sustentável. A importância desta Agenda é o rompimento com o velho
enfoque puramente econômico, quebrando paradigmas e enfatizando questões ligadas a
emprego, geração de renda, diminuição de desigualdades sociais e desenvolvimento de
cidades sustentáveis. A Agenda deixa aos Governos as prerrogativas e responsabilidades da
implementação das propostas, associadas aos demais parceiros.
16
A Agenda não deixa dúvidas quanto às prerrogativas e responsabilidades dos
Governos na implementação e facilitação do processo em todas as suas instâncias. O objetivo
da agenda é mobilizar toda a sociedade a se tornarem parceiros relevantes no
desenvolvimento sustentável. A visão da Agenda é criar uma cultura que visa à adoção de
princípios de uma nova ótica de desenvolvimento sustentável e valorização e preservação do
Meio Ambiente. A Agenda Brasileira enfoca a interdependência ambiental, econômica,
institucional e social. A visão estatal da Agenda é como um produto de consenso entre os
diversos setores da sociedade brasileira.
(http://mma.gov.br/port/se/agen21/ag21bra/corpo.html, 2004).
A Agenda 21 brasileira na realidade é um processo que está sendo desenvolvido pela
Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável (CPDS) e da Agenda 21 Nacional.
A metodologia de trabalho da CPDS determinou a estrutura e escolheu seis eixos
relacionados a seguir:
1 – Agricultura sustentável;
2 – Cidades sustentáveis;
3 – Infra-estrutura e integração regional;
4 – Gestão dos recursos naturais;
5 – Redução das desigualdades sociais;
6 – Ciência e tecnologia para o desenvolvimento sustentável.
O grande desafio para a implementação de um novo paradigma baseado no
desenvolvimento sustentável deve ser alavancado através do governo, sociedade civil e setor
produtivo.
O Ministério do Meio Ambiente (MMA) contratou consultorias para verificar
conceitos/entraves e propostas para os seis eixos propostos. O CPDS concluiu uma análise
crítica do processo e verificou que deveria ser ampliada a discussão em torno da agenda, para
incluir temas relevantes que não estavam contemplados como também escutar segmentos da
sociedade que não tiveram oportunidade de se pronunciar.
Esse processo de convocação contou com a parceria do governo: federal, das
secretarias do governo estadual e das instituições de crédito.
A fase final deste projeto consistiu na realização de um seminário nacional, ocorrido
em maio de 2002. O lançamento em julho de 2002 da Agenda 21 brasileira, finalizou a parte
de elaboração das ações e iniciou o processo de implementação: um grande e novo desafio
para Governo e Sociedade.
17
Isso enfatizou a importância das mudanças sociais e seus impactos nos valores
culturais. Este processo teve continuidade na World Summit on Sustainable Development que
foi realizada entre 26 de agosto e 4 de setembro de 2002, em Johannesburg, também
conhecida no Brasil como Rio + 10. Dentre os itens tratados foi enfocada a proteção e
gerenciamento da água potável que tem se mostrado uma das grandes preocupações do século
XXI.
A igreja, também preocupada com a questão ambiental, lançou através da Conferência
Nacional dos Bispos do Brasil (CNBB) na Campanha da Fraternidade de 2004, o tema “Água,
Fonte de Vida”.
A Indústria Internacional de Exploração e Produção de Petróleo tem se mostrado
sensível ao problema ambiental, como a proteção dos habitates e da biodiversividade,
emissões aéreas, descargas em água potável e no ambiente marinho, vazamentos de óleo e
contaminação de solo e água subterrânea. A indústria vem respondendo positivamente a todas
estas questões e vem se organizando através de fóruns internacionais, como a International
Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA) e a International
Association of Oil & Gás Producers (OGP) entre outras. Também a nível internacional uma
maneira de organizar as atividades de meio ambiente foi desenvolvida pela Internacional
Organization for Standardization (ISO), com a publicação em setembro de 1996 da norma
ISO 14.001 que trata de Sistemas de Gestão Ambiental, Especificação e Diretrizes para Uso.
A ISO 14.001 é uma norma de adoção espontânea, que apresenta os requisitos para a
implementação de sistemas de gerenciamento ambiental. A nível nacional as companhias de
petróleo se capacitaram e desenvolveram seus sistemas de gestão.
A indústria petrolífera é bastante complexa e compreende basicamente dois
segmentos: o upstream que é o setor de exploração e produção e o downstream que trata do
refino e do processo do óleo cru e gás, bem como sua distribuição e marketing. Porém, nota-
se a preocupação crescente, ou mais que isso, o comprometimento da indústria petrolífera
para com o meio ambiente.
18
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO
A água no século XXI será sem duvida o grande desafio mundial. Se tornará
necessário o desenvolvimento de novas políticas e diretrizes pertinentes a gestão ambiental da
água.
Em uma fase inicial a adoção de medidas de racionalização do uso visando minimizar
o desperdício e levando a adoção de uma nova cultura. As medidas para reduzir desperdícios
são relativamente fáceis de implantar e tem baixo custo. Os pequenos valores investidos têm
retorno imediato, uma vez que, com a redução do consumo, o custo devido será menor.
Portanto, devem ser implementadas medidas mesmo não havendo necessidade devido a atual
abundância de água no Brasil.
Outra alternativa é o reuso da água, porém, normalmente acarreta custos maiores
devido ao uso de tecnologia para seu aproveitamento, devendo ser feito um estudo de
viabilidade. Normalmente só será justificável se houver situação de escassez. Deve-se ter
sempre uma visão do futuro, onde as condições de contorno para avaliação da relação custo-
benefício com certeza serão totalmente diferentes das condições atuais, tanto no custo quanto
na disponibilidade da água.
Outro ponto importante é o conhecimento dos recursos hídricos disponíveis. ”A
avaliação dos recursos hídricos, incluindo a identificação de fontes potenciais de água doce,
compreende a determinação contínua de fontes, extensão, confiabilidade e qualidade desses
recursos e das atividades humanas que os afetam”. (Agenda 21, capítulo 18, item 18.23 -
1992).
É um fator de preocupação o fato de que as informações de que tanto se necessitará no
futuro, como informações precisas e confiáveis sobre os recursos hídricos não estão
recebendo um tratamento à altura de sua importância.
De acordo com a Agenda 21, os pontos importantes de pesquisa são:
- Desenvolvimento de modelos hidrológicos globais;
- Integração entre hidrologia e ecologia terrestres, para avaliar os impactos à água
devido ao desmatamento;
- Desenvolvimento de estudos de processos da gênese da qualidade de água.
Para se conseguir essas informações vitais é importante lembrar da formação de
pessoal especializado, capaz de dar continuidade às pesquisas nessa área.
19
Os recursos mundiais de água devem ser encarados como estratégicos, deve-se ter uma
visão de longo prazo. Hoje já sabemos que há poucas regiões no mundo livres de problemas
ambientais em relação a água, tanto considerando as fontes de superfície quanto às
subterrâneas. Estes problemas decorrem de tratamento insuficiente de esgotos domésticos,
controle inadequado de efluentes industriais, perda e destruição de bacias hidrográficas,
instalação de indústrias em locais impróprios, desmatamento, uso indiscriminado de
pesticidas, que ameaçam a qualidade dos recursos hídricos.
Do ponto de vista da importância do estudo para a indústria petrolífera, deve-se levar
em consideração os fatos já expostos e considerar a Política Nacional de Recursos Hídricos
(PNRH) e o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos (SNGRH) ambos
estabelecidos pela Lei 9.433/97, que será comentada mais adiante neste trabalho. Estes fatos
vão criando um novo cenário que deve ser previsto e analisado.
Que a água é um bem que se tornará escasso num futuro próximo, ninguém contesta,
por este mesmo motivo é uma vantagem estratégica o estabelecimento de visões de cenários
de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos), a fim de estabelecer instrumentos
de gestão ambiental referentes aos efluentes e recursos hídricos.
1.3 METODOLOGIA EMPREGADA
Para desenvolver o presente estudo, foi seguida a seguinte metodologia:
Pesquisa bibliográfica – feita nas bibliotecas da Universidade Federal Fluminense
(UFF) e da Petrobras, e pesquisa a dissertações de mestrado e em sites da Internet, através de
consulta a organismos nacionais e internacionais de gestão ambiental e gestão da água com o
uso de palavras chaves, como water management, produced water, water waste, entre outras.
Pesquisa documental - Pesquisa de padrões e relatórios da unidade de negócio onde foi
feito o estudo de caso e demais padrões, relatórios e programas corporativos, consulta aos
balanços e relatórios da empresa.
Pesquisa de campo – através de entrevistas, não-formais com técnicos das áreas de
produção e de Segurança Meio Ambiente e Saúde (SMS), da unidade pesquisada, no estudo
de caso.
20
Foi feita também uma pesquisa da legislação pertinente ao assunto a nível nacional e
algumas legislações internacionais, bem como publicações papers de organizações e
fabricantes internacionais de equipamentos do setor de petróleo.
1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO
As instalações de produção no mar, apesar de serem citadas no item 2.3.4 deste
trabalho e das inúmeras considerações sobre o problema, não são o foco principal do trabalho.
Este apresentará um estudo de caso de gestão de efluentes em uma instalação terrestre de
produção de petróleo e fará sugestões para melhorias em sua gestão.
Os sistemas de tratamento de efluentes são aqui citados, mas também não é intenção
do autor enfocar as melhores técnicas e métodos de tratamento como objetivo do trabalho.
Essas técnicas e métodos são apresentadas apenas para dar ao leitor uma visão do que vem
sendo feito pela indústria petrolífera. As novas tecnologias aqui abordadas servem de
indicação para uma abordagem da gestão, de como se pensa que o problema de efluentes
possa ser tratado tendo em vista um futuro próximo de forma a garantir excelência em padrões
ambientais. Não se tem dúvida que esses padrões serão cada vez mais restritivos no futuro e a
saída se dará pelo desenvolvimento tecnológico, uma vez que os parâmetros para análise de
custo-benefício de hoje, serão totalmente revistos. A relação do custo da água/ petróleo será
outro.
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO
Neste trabalho o autor foca as ações de gestão ambiental no setor de exploração e
produção, mais especificamente às aplicadas ao tratamento de efluentes hídricos de campos
terrestres de produção de petróleo.
O primeiro capítulo se inicia com uma apresentação do problema do setor de petróleo
e do consumo de energia a nível mundial e a preocupação existente entre a produção de óleo e
o respeito ao meio ambiente por parte das indústrias do setor. Em seguida é feita uma
abordagem do problema da água no século XXI, além de referências a tópicos da Agenda 21 e
21
outros eventos que abordam o problema. Em seguida é brevemente apresentada a importância
do estudo no contexto atual e sua relevância para a Petrobras. A metodologia usada no
trabalho é citada e são apresentados as delimitações do estudo. Finalmente é apresentada a
estrutura do trabalho.
No segundo capítulo, Revisão da bibliografia é apresentada uma rápida visão da
origem do problema, ou seja, o porquê da preservação das águas, a preocupação mundial com
a preservação dos mananciais de água doce do planeta. A seguir é feita uma síntese do
processo de produção de petróleo e logo depois são apresentadas informações técnicas sobre a
água produzida, maior componente do efluente. É feita então uma abordagem do problema da
água produzida em instalações marítimas. Tendo por objetivo informar ao leitor os passos do
processo de tratamento antes do despejo são apresentadas as principais técnicas utilizadas. É
apresentado ainda um panorama legal sobre recursos hídricos no Brasil, com comentários
sobre a legislação ambiental pertinente. Os sistemas de gestão também são comentados
através de uma retrospectiva e servem de introdução ao capítulo seguinte.
O terceiro capítulo é dedicado aos sistemas de gestão de SMS, inicialmente é
apresentada uma visão global da empresa, sua visão e plano estratégico até o ano de 2010 e
finalmente a evolução da gestão de SMS na Petrobras. Em seguida é apresentado o panorama
atual da gestão de efluentes na Petrobras.
No quarto capítulo, é apresentado o estudo de caso, a produção de óleo no Espírito
Santo, a destinação da água produzida, a gestão de SMS da unidade de negócios sendo feita
uma análise crítica tendo por base com a ISO 14000 e demais técnicas de gestão atuais, com
recomendações para implementação de melhorias.
O quinto capítulo apresenta as discussões do estudo, a visão e opinião do autor, sobre
os estudos realizados e uma sugestão para a gestão de efluentes.
Finalmente, o sexto capítulo apresenta as conclusões e recomendações para novas
pesquisas sobre o estudo.
22
2 REVISÃO DA LITERATURA
2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
2.1.1 O Problema da água
A água é um recurso natural, porém finito e vulnerável. Sua utilização indiscriminada
tem provocado o esgotamento de reservas superficiais, e a conseqüente exploração dos
aqüíferos subterrâneos.
Apesar da grande quantidade de água no planeta, 97,436 % está nos oceanos, lagos
salinos e águas salinas, 2,564 % é de água doce, porém 69,60 % desta estão concentradas nos
glaciares e nas regiões polares.
2,564
97,436
Figura 1: Distribuição da água na terra Fonte: Maidment, 1993
A quantidade de água nas fases do ciclo hidrológico é apresentada na tabela 1 a seguir.
Água Salgada
Água Doce
23
De acordo com o USSR Committee for the International Hydrological Decade, World
Water Balance and Water Resources of the Earth, English translation, Studies and Reports in
Hydrology, vol. 25, UNESCO, Paris, 1978, Apud Maidment, 1993.
Tabela 1: Quantidades de água no ciclo hidrológico ITEM VOLUME
Km 3
PERCENTUAL DE ÁGUA
TOTAL
PERCENTUAL DE ÁGUA
DOCE
Oceanos 1338000000 96,50
Água subterrânea 10530000 0,76 30,1
Água salina 12870000 0,93
Água no solo 16500 0,0012 0,05
Gelo Polar 24023500 1,70 68,60
Outros gelos e
neve
340600 0,025 1,00
Lagos água fresca 91000 0,007 0,26
Lagos água salina 85400 0,006
Pântanos 11470 0,0008 0,03
Rios 2120 0.0002 0,006
Água biológica 1120 0,0001 0,003
Água atmosférica 12900 0,001 0,04
Água total 1385984610 100,00
Água doce 35029210 2,50 100,00
Fonte: Maidment, 1993 (tradução do autor)
Da água doce disponível temos 69,60% em estado sólido, 30,10 % em águas
subterrâneas , 0,296 % em rios, lagos e pântanos..
Tabela 2: Distribuição de água doce na Terra
Localização Percentual
Geleiras 69,600
Águas subterrâneas 30,100
Águas superficiais 0,296
Demais 0,004
Fonte: Maidment, 1993
24
De acordo com o relatório da Organização das Nações Unidas (ONU), apresentado por
ocasião da 7ª Conferência das Partes da Convenção da ONU sobre mudanças climáticas
realizada no final de 2001 no Marrocos, em menos de 50 anos mais de 45 % da população
mundial sentirá os sintomas da falta d’água. Segundo o mesmo relatório, alguns países não
irão dispor de 50 litros de água por pessoa/dia, que é considerada a quantidade mínima
necessária ao consumo humano.
A ONU considera que o volume de água necessário às atividades humanas, sociais e
econômicas é de 2.500 m3 de água/habitante/ano.
Paises com reservas limítrofes do aceitável prejudicam seus planos de desenvolvimento: - Abaixo de 1000 m3 per-capta/ano, fica impossibilitado qualquer desenvolvimento socioeconômico; - Entre 1000 e 2000 m3 per-capta/ano, o desenvolvimento é precário e de altos custos e riscos.
Na Europa apenas 0,5 % dos habitantes das áreas urbanas não têm acesso à água. Na
zona rural, há 23 milhões sem abastecimento, ou 13 % da população do campo.
Na Ásia 19 % da população não têm acesso à água, 98 milhões em área urbana e 595
em área rural.
Na África 62 % da população não têm água, 44 milhões em zonas urbanas e 256
milhões em zona rural.
Na América Latina 15 % da população não têm acesso, ou seja, 78 milhões.
Na Oceania somente os 3 milhões de pessoas que vivem em área rural, não têm
acesso, a totalidade das zonas urbanas possui água.
Como se pode observar, apesar da grande quantidade de água no planeta, sua
distribuição não é homogênea, 23 países detêm dois terços das reservas de água potável do
planeta. Cerca de 47 % dos recursos hídricos estão na América do Sul, e deste total 53 %
estão no Brasil. Para clarificar a questão apresentamos a tabela 3 com a disponibilidade de
água por continentes e a do Brasil.
25
Tabela 3: Disponibilidade de Água no Mundo e no Brasil
REGIÃO OFERTA
(km3/ano)
DISPONIBILIDADE
(m3/hab./ano)
Europa 6.235 8.547
Ásia 13.207 3.680
África 3.996 5.133
América Central 1.057 8.040
América do Norte 5.039 17.458
América do Sul 10.081 30.374
Oceania 1.614 54.795
Brasil 5.745 34.784
Fonte: World Resources Institute, apud Moreira, R – 2001
Na tabela apresentada podemos verificar que o Brasil possui posição privilegiada em
relação à disponibilidade de água.
A quantidade de água doce disponível através do ciclo hidrológico é a mesma da
produzida em 1950 e deverá ser a mesma em 2050. O consumo mundial de água cresce de
modo acelerado, mas as fontes de recursos hídricos são limitadas. (Camargo, 2003)
O ciclo da água ou ciclo hidrológico (figura 2) é o caminho que a água percorre na
natureza. A chuva é o resultado da água que evapora de rios, lagos e oceanos, formando
nuvens que quando saturadas retornam a água a terra. Esta penetra no solo e vai alimentar as
nascentes dos rios e reservatórios subterrâneos, quando cai nos oceanos, se mistura a água
salgada, iniciando assim um novo ciclo.
26
Figura 2: O Ciclo Hidrológico Fonte: Zimbres, 2003
Os diversos tipos de rocha formados em diferentes eras e eventos geológicos,
apresentando tipos distintos de poros e conectividades, contendo água ou não, foram se
sobrepondo em camadas. A infiltração da água da chuva se acumula nas camadas de material
permeável e dá origem aos aqüíferos.
As águas das precipitações atmosféricas sobre os continentes em regiões não geladas
podem sofrer evaporação imediata, infiltração ou escoamento. A combinação dessas
modalidades e sua intensidade dependem de vários fatores, como clima, morfologia do
terreno, cobertura vegetal e litologia da região. A cobertura vegetal desempenha um papel
muito importante. As matas retardam o escoamento imediato, proporcionando ao solo
absorção e infiltração lentos. Grande parte da água é retida pelas folhas que ao mesmo tempo
impedem o choque direto com o solo. Este fato aliado a absorção pelas raízes se torna uma
excelente proteção contra a erosão de solos. Em terrenos morfologicamente e litologicamente
idênticos, nas regiões de mata, a infiltração é de 40 % e nas pastagens apenas 20 %. O inverso
é verdade, o escoamento imediato é de 20 % nas matas e de 40 % nos pastos, segundo
Engler.A. disponível em http://www.geocities.com/Athens/Forum, este processo permite a
recarga dos aqüíferos.
Um dos maiores reservatórios de água doce subterrânea do mundo fica na América do
Sul, o chamado Sistema Aqüífero Guarani, que acumula um volume estimado de 45 mil
quilômetros cúbicos. Sua extensão é de aproximadamente 1,2 milhões de quilômetros
escoamento superficial
precipitação
infiltração
27
quadrados, sendo 840 km2 no Brasil (70 % do total, abrangendo parte de Goiás, Mato Grosso
do Sul, Minas Gerais, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul), 225 mil km2
na Argentina (19 %), 71 mil km2 no Paraguai (6 %) e 58 mil km2 no Uruguai (5 %). Além do
gigantesco volume, esta reserva tem como fator importante a qualidade da água que pode ser
consumida sem a necessidade de tratamento prévio, devido aos mecanismos de filtração e
autodepuração biogeoquímica em sua formação. Para evitar a ocorrência de super exploração
e contaminação ou poluição de suas águas, os governos dos países detentores da reserva,
lançaram as bases para o desenvolvimento conjunto do projeto de Proteção Ambiental e
Gestão Sustentável do Sistema Aqüífero Guarani.
Embora o Brasil possua cerca de 14 % da água doce do planeta, são necessários
cuidados a fim de que, num futuro próximo não se venha a ter problemas com o
abastecimento de água. Precisa-se ter consciência da importância da preservação dos recursos
hídricos, além da adoção de uma postura de vanguarda para que se possa tornar o Brasil uma
referência internacional. Na figura 3, são mostradas as bacias e províncias hidrogeológicas do
Brasil.
Figura 3: Bacias e Províncias Hidrogeológicas do Brasil Fonte: Associação Brasileira de Águas Subterrâneas, 2003
28
2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
2.2.1Exploração
A exploração é o termo usado na indústria do petróleo e gás, para a fase anterior ao
descobrimento de uma jazida.
O primeiro passo na procura de petróleo é feito no escritório, através de pesquisas em
mapas geológicos para identificação das bacias sedimentares e, a partir daí faz-se
levantamentos aerofotogramétricos para identificação das formações mais promissoras.
Informações mais detalhadas são obtidas através de levantamento geológico de campo,
empregando um dos três métodos principais: magnético, gravimétrico e sísmico.
O método magnético e o gravimétrico são ferramentas usadas durante as primeiras
fases da exploração. Um gravímetro e um magnetômetro acoplados a uma aeronave são as
ferramentas para a localização e delimitação de bacias sedimentares. As técnicas combinadas,
aerogravimetria/aeromagnetometria, não substituem a informação sísmica, mas são de grande
ajuda para a programação dos trabalhos de prospecção.
O custo de uma campanha de aerogravi/magnetométrica, segundo Carvalho (2002)
que cubra uma área de 5.000 Km2 na América do Sul está entre US $ 200.000 e US $
300.000. Já o custo de prospecção sísmica 3D que cubra apenas 250 Km2, pode chegar a US
$3.000.000. Essas são, portanto ferramentas úteis na identificação dos corpos rochosos de alta
densidade.
O método gravimétrico é feito pela medida das pequenas variações do campo
gravitacional na superfície da terra. As medições podem ser feitas sobre a terra usando um
avião, ou no mar com auxílio de um navio.
O método sísmico é usado para identificar estruturas geológicas e se baseia nas
propriedades de reflexões de ondas sonoras dos vários estratos de rocha do local. A sísmica se
baseia na medição do tempo de percurso de ondas elásticas induzidas artificialmente. Podem
ser de dois tipos:
- Sísmica de reflexão, que faz uso de ondas refletidas;
- Sísmica refração utiliza as ondas refratadas.
29
A sísmica de reflexão consiste na indução de ondas, através de explosivos detonados
no solo ou com caminhões vibradores. A utilização de um ou de outro está condicionada a
geologia e também as condições ambientais. Os explosivos geram pulsos, através da
detonação, com um amplo intervalo de freqüência e um custo razoável. Sua utilização, no
entanto, apresenta algumas dificuldades, devido a necessidades logísticas e de licença para o
seu uso, por serem potencialmente causadores de impactos ambientais específicos.
A alternativa é o uso de caminhões equipados com possantes vibradores mecânicos
que geram um sinal de longa duração. Este processo permite um maior controle de
freqüências, além de ser mais fácil de utilizar em ambientes urbanos.
Na exploração offshore, o tipo mais comum de fonte sísmica é o canhão de ar, onde o
pulso é gerado pela liberação de ar comprimido, que fica armazenado em duas câmaras de
aço. A pressão dessas câmeras é da ordem de 2.000 psi. As ondas recebidas na superfície são
avaliadas através do tempo de chegada, avaliando-se a partir daí a profundidade e disposição
das diversas camadas. Essa avaliação pode ser feita em 2D ou 3D, sendo esta última de
qualidade superior, uma vez que contempla uma gama muito maior de informações. Por outro
lado, o custo de um quilômetro de sísmica 3D é de três a quatro vezes mais caro que um
quilômetro linear de sísmica 2 D (CARVALHO, 2002).
Na exploração de petróleo o método de reflexão é hoje o mais importante, sendo
especialmente útil na determinação da espessura dos volumes sedimentares, indicando
inclusive anomalias que podem levar a descoberta de óleo e gás.
Os principais elementos de um levantamento sísmico são: a fonte de perturbação no
terreno ou pulso sísmico, os grupos de receptores, geofones ou hidrofones e um registrador
que é o sismógrafo.
Os dados obtidos pelos levantamentos de campo são então processados, dando origem
às seções sísmicas, que serão posteriormente interpretadas.
2.2.2 Perfuração
De acordo com o relatório da UNEP e E&P Fórum (1997), uma vez encontrada a
estrutura promissora para conter petróleo, o passo seguinte é a perfuração que poderá
confirmar sua presença e fornecer dados do reservatório, como espessura e pressão.
30
Todos os poços perfurados para descobrir petróleo são chamados poços exploratórios.
A locação das sondas vai depender então das características geológicas e de um balanço entre
avaliação ambiental e boas condições de logística. No site escolhido para as operações de
perfuração, uma base é construída para acomodar a sonda de perfuração e demais utilidades.
Normalmente é necessária uma área entre 4.000 e 15.000 m2.
Figura 4 - Sonda de Perfuração
Fonte: arquivo de fotos da Petrobras
Uma base de suporte às operações de perfuração, deve proporcionar uma certa autonomia, ,
tendo alojamento para acomodar os trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório,
facilidades de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de
Figura 4 – Sonda de Perfuração Fonte: arquivo de fotos da Petrobras
Uma base de suporte às operações de perfuração deve proporcionar certa autonomia,
tendo alojamento para acomodar trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório, facilidades
de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de veículos, área de
31
estocagem de material e equipamento, previsão de recolhimento de efluentes e despejos, bem
como seu tratamento e disposição final e até um heliponto para assegurar transporte às áreas
mais remotas.
Uma vez iniciada a perfuração, fluidos de perfuração ou lama circulam continuamente
nos tubos de perfuração e retornam aos equipamentos de superfície. A finalidade desses
fluidos é equilibrar a pressão hidrostática do poço, refrescar a broca e retirar os resíduos de
rocha do poço. Equipamentos de proteção para surgência descontrolada são instalados (blow
out preventers, B.O.P.), que são equipamentos capazes de fechar a coluna de perfuração,
impedindo a produção descontrolada e iniciado o revestimento do poço com tubulações de
aço e sua cimentação (entre o poço e o revestimento).
As operações de perfuração geralmente são contínuas, funcionando 24 horas. O tempo
previsto para a perfuração de um poço depende da profundidade da formação de
hidrocarbonetos e das condições geológicas, mas é normalmente de um a dois meses. Quando
a formação é encontrada os testes de poço são iniciados a fim de avaliar vazão e pressão.
Estes testes, com a duração de aproximadamente um mês, geram óleo, gás e água de
formação, cada um devendo receber seu tratamento adequado para disposição final.
Se o poço demonstrar possuir uma reserva comercial, uma válvula de cabeça de poço é
instalada para futuro uso. Se o poço, entretanto não apresentar quantidades comerciais de
hidrocarbonetos, o mesmo é descomissionado, sendo cimentado e deixado em condições de
segurança que impeçam que fluidos aflorem no local. O revestimento é cortado abaixo do
nível do solo, e as condições do site são reconstituídas.
2.2.3 Avaliação
Quando o poço exploratório é bem sucedido, novos poços são perfurados para avaliar
a extensão do campo. A etapa de avaliação visa determinar o tamanho e a natureza do
reservatório e se novos poços de avaliação serão necessários. As técnicas usadas são as
mesmas que as de perfuração de poços exploratórios ou de produção. Os demais poços são
perfurados a partir da mesma locação por meio de perfuração direcional, que desvia o ângulo
da perfuração para um site adjacente. Com essas técnicas são minimizados deslocamentos da
sonda, reduzindo os impactos do local.
32
2.2.4 Desenvolvimento e produção
Depois de estabelecido o tamanho do campo, os poços seguintes são chamados poços
de desenvolvimento ou produção. O número de poços necessários para explorar um
reservatório, depende do seu tamanho e de sua geologia. Grandes reservatórios podem
necessitar de uma centena deles, enquanto pequenos reservatórios podem ser depletados com
cerca de dez.
Os procedimentos de perfuração são os mesmos que os de exploração, contudo com
um grande número de poços sendo perfurados, as atividades locais aumentam bastante. O site
é ocupado por serviços de apoio, acomodações e facilidades para os trabalhadores, suprimento
de água, gerenciamento de despejos e outros serviços correlatos.
Após a perfuração, cada poço tem que ser preparado para a produção. As tubulações
pesadas de perfuração são substituídas por tubos mais leves e o B.O.P. é substituído por um
conjunto de válvulas de controle - a árvore de natal.
Muitos dos poços de óleo e gás inicialmente são surgentes, a pressão da formação é
suficiente para elevar os fluidos até a superfície. A vazão vai depender de uma série de
fatores, como: propriedades da rocha reservatório, pressões da formação, viscosidade do óleo,
e da razão gás/óleo. Estes fatores não são constantes, durante a vida comercial do poço.
Quando essa pressão não é suficiente para a elevação dos fluidos, mecanismos de elevação
artificial têm que ser implementados, como injeção de gás ou água para aumentar a pressão do
reservatório. Um dos métodos usados na produção terrestre é o bombeio mecânico, muito
usado com um equipamento conhecido como “cavalo de pau”, que pode ser visto na figura 5.
33
Figura 5: Cavalo de Pau Fonte: Foto do autor
Atualmente, desde o início da produção, vem sendo prática comum a injeção de gás,
água ou vapor na formação para manter a pressão e otimizar a vida do reservatório,
aumentando a recuperação de óleo e gás. Esta prática leva a perfuração de mais poços, que
são os de injeção.
Outros métodos de estimulação podem ser usados, como: fraturamento hidráulico da
formação e acidificação para aumentar a porosidade da rocha.
Uma vez que o óleo atinge a superfície, é conduzido para a planta de facilidades de
produção, onde o fluido produzido, composto por óleo, gás e água, será separado. O tamanho
da planta vai depender da natureza do reservatório, volume e qualidade dos fluidos
produzidos e método de exportação usado.
O óleo precisa ser livre de gás dissolvido, antes da exportação. Da mesma forma o gás
precisa ser tratado para ficar livre de água e outros componentes indesejáveis como SO2 e
CO2. Toda água produzida é tratada antes de sua destinação final, como será visto mais
adiante.
34
2.2.5 Impactos ambientais
É inevitável o impacto causado pelas atividades da indústria de petróleo ao ambiente.
Contudo isto não se traduz numa atividade irresponsável. Muito pelo contrário, cada vez mais
a indústria vem desenvolvendo técnicas e investindo pesadas quantias em pesquisa de novas
tecnologias para preservar o meio ambiente.
Toda a atividade é precedida de um Estudo de Impacto Ambiental, que origina um
elenco de medidas de proteção e mitigação, levando em conta os fatores bióticos, físicos,
socioeconômicos e culturais.
Uma das principais preocupações ambientais na atividade petrolífera é a água de
produção, que representa basicamente 99% dos resíduos da produção de óleo e gás. Com o
envelhecimento dos campos produtores, os poços começam a produzir cada vez mais, maiores
quantidades de água, tornando o gerenciamento desta água um assunto de importância capital.
A água produzida é tratada e posteriormente descartada no mar, nos campos de
produção marítima ou reinjetada nos poços de produção terrestres.
A constante busca por novas tecnologias é fundamental para a preservação ambiental.
Em alguns casos as indústrias patrocinam novos sistemas e técnicas inovadoras ou compram
direito de uso de novos sistemas através de licenças ou parcerias.
2.3 ÁGUA PRODUZIDA
2.3.1 Origem da água produzida
A origem da água produzida está associada diretamente à origem do petróleo. Os
hidrocarbonetos são formados por uma mistura complexa de compostos de carbono e
hidrogênio. Podem se encontrar em estado sólido, líquido ou gasoso, dependendo de sua
composição, pressão e temperatura. Esta matéria orgânica foi originada no fundo de antigos
oceanos, onde plantas e micro animais morreram e ficaram depositados em forma de
sedimentos. Por ação de bactérias, temperatura e pressão são geradas as rochas que dão
origem ao petróleo (rochas geradoras). Após a ocorrência deste cenário, a compressão destas
35
rochas matrizes gerou pressão e temperatura suficientes para a migração do gás e do petróleo
para rochas porosas e permeáveis adjacentes, foi a migração primária. Essas rochas adjacentes
também eram de origem sedimentar e depositaram-se em um meio marinho, tendo seus poros
cheios de água com graus variados de salinidade. Em seguida deu-se a segunda migração de
petróleo e gás, que é a segregação através da água, até encontrarem uma rocha selante ou
trapa, onde o movimento é interrompido em função das rochas capeadoras. Cabe ressaltar que
o petróleo segregado permanece em contacto com a linha d’água do aqüífero, de onde recebe
pressão e o gás pode estar dissolvido no petróleo ou se apresentar como uma camada
independente entre a o óleo e a rocha selante. Essa água do aqüífero é a que será produzida
por ocasião da produção de óleo.
A produção de um poço de petróleo consiste basicamente em escoar os fluidos que
penetram no poço, para a superfície. Uma vez na superfície, os fluidos são separados e o óleo
e o gás enviados para as refinarias.
A maioria dos poços produz água. Inicialmente em quantidades pequenas, à medida
que a produção continua a pressão do reservatório na proximidade dos poços vai diminuindo.
Esta queda de pressão provoca um movimento nos fluidos do reservatório, alterando o nível
de contato petróleo/água. Por meio desta movimentação, a água atinge o poço e passa a ser
produzida. Faz-se necessário um sistema de separação petróleo/água produzida e o descarte
dessa água.
A água, após tratamento, pode ser injetada no limite do aqüífero da jazida, de maneira
a manter a pressão do reservatório e aumentar a recuperação de óleo.
Pode-se também desenvolver um projeto de inundação de água, varrendo os poros da
formação e empurrando o óleo na direção do poço.
Podemos dizer que todos os poços produzem água, que é pouca no início da produção
do poço, porém vai aumentando gradativamente, até atingir o limite econômico da produção.
A água, conhecida como o solvente universal, dissolve até determinadas quantidades,
todos os componentes inorgânicos. Derivando então outro problema da água de produção.
Faz-se necessária uma análise criteriosa para determinar o melhor tipo de tratamento e definir
o método de descarte. A análise é o melhor meio para se detectar os problemas, portanto deve
ser feita como atividade de rotina em toda água de produção.
36
2.3.2 Componentes
A análise da água de produção deve ser feita de forma rotineira em laboratório, por
analistas químicos altamente qualificados.
Nos projetos de água produzida, deve-se ter bem definidos e compreendidos, os
seguintes itens:
• Componentes do sistema de água de produção mais importantes para os métodos
de despejo;
• Importância de cada componente do sistema;
• Análise critica de cada um dos métodos analíticos empregados para a
determinação das concentrações de cada componente.
São Apresentados na tabela 4 os componentes normalmente encontrados, bem como
algumas de suas propriedades, que irão facilitar as decisões de tratamento e descarte da água.
Tabela 4: Componentes e propriedades da água de formação
COMPONENTES PROPRIEDADES
Cátions Ânions
Cálcio (Ca+) Cloreto (Cl-) pH
Magnésio (Mg++) Carbonato (CO- -3) Sólidos suspensos – quantidade, tamanho,
forma, composição química
Sódio (Na+) Bicarbonato (HCO-3) Turbidez
Ferro (Fe+++) Sulfato (SO- -4 ) Temperatura
Bário (Ba++) Gravidade específica
Estrôncio (Sr++) Oxigênio dissolvido
Rádio (Ra++) Dióxido de carbono dissolvido H2S
População bacteriana
Teor de óleo
Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997
37
Cátions
Os íons cálcio são importantes nas soluções salinas nos campos de petróleo. Estes íons
se misturam rapidamente aos bicarbonatos, os carbonatos e os sulfatos, formando precipitados
insolúveis.
Os íons magnésio só estão presentes em pequenas concentrações, normalmente como
componente de uma crosta de carbonato de cálcio.
O principal cátion de uma jazida é o sódio, sendo encontrado em concentrações acima
de 35.000 partes por milhão (ppm). Estas concentrações elevadas é que dão origem ao
problema da água produzida, tornando-a imprópria ao consumo por seres humanos e animais
e inapropriadas para irrigação.
O ferro é encontrado em concentrações muito baixas. Sua presença indica problemas
de corrosão e favorece a formação de lama quando se combina com sulfatos e componentes
orgânicos ou em presença de ácidos.
O bário é um metal pesado que se combina com os sulfatos, dando origem a sulfatos
de bário insolúveis. Este, como todo metal pesado, tende a ser tóxicos à vida, mesmo em
quantidades mínimas.
Estrôncio e rádio podem ser radioativos, tendem a formar crostas e são passíveis de
serem encontrados. Geralmente só são encontrados traços deles, associados a compostos de
cálcio.
Ânions
Os cloretos são componentes importantíssimos nas soluções salinas. Aumentam
radicalmente a corrosividade da salmoura, acarretando a impropriedade de seu uso para
consumo humano e do gado, normalmente sua concentração elevada é o suficiente para matar
a maioria dos vegetais.
Os carbonatos e bicarbonatos podem formar crostas insolúveis, prejudicando o
escoamento dos hidrocarbonetos na formação.
Os sulfatos também formam crostas e são fonte de alimento para bactérias sulfato-
redutoras, que pode permitir a formação de gás sulfídrico no reservatório.
Outras propriedades
O pH é uma medida de acidez ou alcalinidade e é importante no processo de formação
de crostas, a tendência à sua formação é menor para pHs mais baixos. O pH 7,0 é considerado
38
neutro e a maioria das águas doces tem pH na faixa de 6,5 a 7,5. Os pHs fora desta faixa
propiciam a deterioração da flora e podem acarretar em mortandade de peixes.
Outro item importante na água de formação é o teor de sólidos em suspensão, sendo
importante à mensuração do total de sólidos dissolvidos, que nada mais são que a soma das
concentrações de todos os íons dissolvidos. Este índice permite avaliar a tendência ao
tamponamento dos reservatórios.
Com relação à qualidade da água para irrigação se deve levar em consideração cinco
fatores:
1) A concentração total de sais, cuja salinidade pode ser verificada através da
condutividade elétrica e altas concentrações, pode acarretar o perigo de
salinização no solo;
2) Proporção relativa de Na+ em relação a outros cátions;
3) Concentração de elementos tóxicos;
4) Concentração de HCO- 3;
5) Aspecto sanitário.
Na classificação da água para irrigação é utilizado o SAR (Sodium Adsorption Ratio),
que se relaciona a alcalinização ou sodificação da água. É usada a fórmula:
SAR=Na+/[(Ca2++Mg2+)/2]1/2 (http://ecorestoration.montana.edu/mineland/guide/analytical/
chemical/solids/sar.htm, 2004).
O óleo disperso também está presente na água produzida, causando problemas como
toxicidade para peixes e animais - se a água for descartada na superfície - diminuição da
reaeração, introdução de gostos e odores e problemas nos processos de tratamento d’água. No
descarte em poços de injeção acarreta blocos de emulsão na formação.
2.3.3 Água de produção e problemas ambientais
A água de produção, como já foi visto, é a água que contém quantidades variadas de
sais e gases dissolvidos (CO, CO2, H2S), sólidos em suspensão, componentes com metais
pesados, componentes com algum nível de radiação, e altas concentrações de cloretos. Estes
componentes a torna imprópria para consumo humano e animal, podendo ser encontrados
ainda, altos níveis de gotículas de óleo suspensas ou emulsificadas na água.
39
Um dos principais problemas relacionados à água de produção é a contaminação dos
aqüíferos, responsáveis pelos sistemas de abastecimento de água potável e um dos focos deste
estudo. Como a maioria da água doce disponível no mundo está situada poucos metros abaixo
da terra ou em rios e lagos, a maior parte dos aqüíferos é alimentada pela infiltração que se
origina na superfície, ficando, portanto sujeitos a poluição.
A água de produção é um poluente ideal, tem a mesma gravidade específica das
camadas freáticas, é fonte substancial de alimentação do aqüífero e tem índices de mobilidade
equivalentes aos da água doce, misturando-se com esta rapidamente.
O tratamento de todos os efluentes, inclusive da água de produção, deve ocorrer de
acordo com a legislação ambiental, mas isto por si só, não garante a resolução da raiz do
problema.
A opção escolhida de tratamento e descarga, embora atendendo a legislação ambiental,
não garante ser a melhor opção para lidar com esses efluentes. O ideal é a compreensão global
de todo o processo, sendo a água de produção parte dele.
A produção de um campo produtor de petróleo deve, após a sua autorização para
produção pelo órgão competente, contemplar também a redução de dejetos. Podem ser usados
inúmeros métodos, porém será ilustrado na figura 6 o método dos 4Rs, onde o quinto R que
aparece é o resíduo final.
40
A. Gerar menos rejeitos com métodos mais eficazes. Por exemplo: Para produtos químicos em grandes quantidades, fazer pedidos a granel, para reduzir a quantidade de embalagens a eliminar. B. Reusar matérias primas em sua forma original. Por exemplo, retornar as embalagens ao fornecedor para que eles a reuse. C. Converter os desperdícios em produto que se possa reusar. Por exemplo: Reprocessar metais velhos ou plásticos em novos metais ou plásticos. D. Extrair materiais ou energia de rejeitos para outros usos. Por exemplo: Queimar rejeitos de óleo para recuperação de energia. E. O resíduo que inevitavelmente restou e necessita de um método de disposição final
Figura 6: Método dos 4Rs Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997
Como visto no subitem anterior, os componentes da água de produção são
normalmente bem conhecidos, podendo ter um tratamento químico. Entretanto, este
tratamento deve ser bem analisado a fim de evitar a incorporação de elementos tóxicos que só
piorariam a questão. Os produtos devem ser analisados de acordo com o sistema de produção
e, a partir daí, determinar quais, quando e por que devem ser adicionados ao processo.
Tradicionalmente temos uma gama ampla de produtos usados, como:
- Quebradores de emulsão, usados para a recuperação de óleo;
- Inibidores de corrosão (que podem ser tóxicos);
- Inibidores de parafina (quando se sabe de sua formação);
- Preventivos de crostas (para evitar formação de carbonatos e sulfatos);
- Depressores de hidratos (geralmente etanol ou glicol)
REDUZIRREDUZIRREDUZIRREDUZIR
REUSARREUSARREUSARREUSAR
RECUPERARRECUPERARRECUPERARRECUPERAR
RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO
A
B
C
D
E
RECICLARRECICLARRECICLARRECICLAR
41
Deve-se ter em mente que a água de produção é um dos componentes gerados pela
produção de petróleo, e que esta não pode ser usada devido aos fatores limitados pela
qualidade desta água.
Um processo óbvio seria a reciclagem da água, com sua reinjeção no reservatório da
qual foi produzida. Isto pode ser feito quando se usam métodos de inundação de água para
manutenção de pressão no reservatório, porém mesmo para este método é requerido um
tratamento prévio.
Assim sendo, a água de produção deve ser encarada como resíduo, devendo ser
descarregada como tal, sendo usada toda uma metodologia gerencial, econômica e
ambientalmente aceitável.
2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore
Passaremos a abordar o problema da água produzida em campos de produção offshore,
mais especificamente, os campos de produção da bacia de Campos, dando uma visão global
da problemática e as ações desenvolvidas pela Companhia.
Com a implantação do projeto PEGASO em 2000, foram previstos R$ 578.000,00 de
investimentos em efluentes industriais, o que demonstra os esforços desenvolvidos pela
Petrobras para atender a legislação e seu compromisso com a preservação do Meio Ambiente.
Mesmo assim, o tratamento e descarte de água produzida continua sendo um grande desafio.
2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore
O petróleo produzido passa pelo tratamento primário para separação das fases óleo,
gás e água. O processo é feito pelos separadores de produção, tratadores de óleo, sistema de
tratamento e compressão de gás e tratamento da água produzida.
O óleo é estabilizado nos separadores, sendo o gás liberado comprimido e desidratado,
para posterior escoamento pelos gasodutos. Parte desse gás é consumido internamente pelas
plataformas para a geração de energia.
42
A água que vem dos separadores e tratadores de óleo é lançada no sistema de
tratamento de água composto por hidrociclones e/ou flotadores e um vaso degaseificador.
Neste tratamento é recuperado parte do óleo emulsionado. O efluente então é descartado no
mar ou reinjetado na formação.
O E&P tem como limite a concentração no efluente final de 20 mg/l. Porém para
algumas Plataformas o IBAMA fixou esse limite em 15 mg/l. O fluxograma típico é
apresentado na figura 7.
Figura 7: Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas Fonte: Relatório Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002
Os navios aliviadores da Bacia de Campos descarregam nos terminais, separadamente,
o petróleo e a água que não atendem as especificações. A água vai para um tanque específico,
destinado a essa finalidade. Este tanque é chamado de tanque de água. Nos tanques de
petróleo a água decantada é transferida posteriormente para os tanques de água. Esta água é
carregada em navios para posterior descarte em alto mar, de acordo com os procedimentos da
Frota Nacional de Petroleiros (FRONAPE).
43
2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias
A movimentação de água nos terminais gera problemas de logística e também de
qualidade do óleo. A separação e descarte dessa água, através da Estação de Tratamento de
Efluentes (ETE), e sua posterior transferência para as refinarias ou navios para descarte em
alto mar resulta em grande movimentação da água. Aliado a isto, o pouco tempo de repouso
do óleo nos terminais acarreta o envio de petróleo desenquadrado para as refinarias.
Esses fatos acarretam, entre outros, os seguintes impactos nos terminais:
- Redução de armazenagem nos terminais;
- Sobrestadias de navios;
- Aumento do consumo de energia elétrica com bombeio;
- Desgaste de bombas, que ao invés de bombear óleo, bombeiam água com elevada
salinidade;
- Corrosão em oleodutos;
- Incrustações em tubulações e válvulas causadas por efluentes contendo sais de
cálcio e magnésio.
Nos navios, o principal impacto é a corrosão por pittings e desgaste nas chapas. A
substituição de chapas em um navio é o item mais oneroso de uma docagem, podendo
inclusive, inviabilizar a continuidade operacional do navio. Para evitar que se chegue a este
ponto são necessárias paradas mais freqüentes, para verificação dos tanques e remoção de
resíduos, que também acarretam custos elevados.
São listados a seguir, os principais impactos nas refinarias:
- Imobilização de tanques de petróleo, para armazenar água;
- Aumento acentuado de corrosão com conseqüente aumento de custos de
manutenção;
- Aumento do teor de sal nos efluentes;
- Descontroles operacionais.
Para se ter idéia do problema, a tabela 5 apresenta o volume de água produzida na
Bacia de Campos.
44
Tabela 5: Geração de Água Produzida na Bacia de Campos ANO Produção de Água
m3/ano m3/dia
1977 0 0
1978 33.588 92,0
1979 95.339 261,2
1980 125.352 342,5
1981 128.318 351,6
1982 148.253 406,2
1983 246.577 675,6
1984 528.418 1.443,8
1985 1.053.281 2.885,7
1986 2.321.954 6.351,5
1987 3.610.952 9.893,0
1988 4.122.321 11.263,2
1989 4.678.688 12.818,3
1990 4.628.028 12.679,5
1991 5.593.046 15.323,4
1992 6.875.611 18785,8
1993 8.064.061 22.093,3
1994 8.648.664 23.695,0
1995 9.495.017 26.013,7
1996 12.746.496 34.826,5
1997 13.430.445 36.795,7
1998 15.090.967 41.345,1
1999 16.924.096 46.367,4
2000 17.290.421 47.241,6
2001 18.288.202 50.104,7
Fonte: Relatório de Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002
45
Para que se tenha dimensão da produção de água em relação ao óleo, são apresentadas
na tabela 6 previsões de produção de água e óleo na Bacia de Campos.
Tabela 6: Previsão de Produção de Água e Óleo na Bacia de Campos
Bacia de Campos Previsão de Produção de Água e Óleo (m3/dia)
Ano Água Óleo
2002 62.850 188.988
2003 76.242 205.768
2004 90.855 247.071
2005 107.433 282.735
2006 125.018 324.503
2007 147.929 326.805
2008 178.198 314.965
2009 209.406 294.269
2010 233.824 275.981
2011 255.095 256.433
Fonte: UN/BC/ST/CER (Relatório Água de Produção - E&P/UN/BC/Nilce Shioya - maio 2002)
Nem toda água produzida é movimentada, grande parte é reinjetada e/ou quando
enquadrada, descartada no mar.
Para que se tenha uma visão do volume de água produzida transferida para terra,
apresentam-se as tabelas 7 e 8.
Tabela 7: Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais, em 2001 Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais em 2001
Terminal Volume de Água (m3)
Cabiúnas 1.189.776
Angra dos Reis 1.625.000
São Sebastião 2.284.856
São Francisco 79.144
Campos Elíseos 74.005
Osório (Tramandaí) 5.696
TOTAL 5.258.477
Fonte: Relatório TRANSPETRO - Adisson Nunes –maio/2002
46
Tabela 8: Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em 2001-(m3/ano) Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em
2001-(m3/ano)
A – Total descartado pelos Terminais * 5.258.477
B – Transferido pelos Terminais para as Refinarias** 439.114
C – Total Recebido Pelos Terminais 5.697.591
D – Descartado por Emissários 1.751.376
E – Descartado por Navios (alto mar) 3.507.101
C=A+B E=C-D-B * valores medidos ** valores estimados Fonte: Diagnóstico da água produzida enviada pela Bacia de Campos para os Terminais, julho-2002
2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida
Os custos aqui apresentados são baseados nas estimativas realizadas pelos registros de
movimentação feitos pelos Terminais e pelo ABAST.
Nos valores apresentados a seguir não estão incluídos custos relativos a danos em
equipamentos devido à corrosão nem a vazamentos acidentais. Sendo que estes últimos
podem envolver altas quantias, caso ocorram e sejam passíveis de multa aplicadas pela
autoridade competente.
De acordo com o relatório TRANSPETRO (NUNES, 2002) o custo médio de
movimentação de óleo nos terminais foi de US$ 0,56/m3.
Existem ainda os custos unitários de descarte de água produzida em alto mar por
navios, que em 2001 totalizaram US$ 2,67/m3, de acordo com os dados do ABAST-
LP/POL/OO. Estes custos podem ser mais bem demonstrados na tabela 9.
Tabela 9: Custo de movimentação de água produzida por navios - 2001 Custo de Movimentação de Água Produzida por Navios - 2001 Origem Destino Custo (US $) Plataformas Terminal 4.755.064 Terminal Alto Mar 8.402.821 TOTAL 13.157.885 Fonte: Dados sobre água produzida – Refino – Roberto Amorim – maio/2002
47
Os diversos componentes dos custos envolvidos serão agrupados em custos de:
movimentação nos terminais, movimentação por navios, estoque em excesso de petróleo
devido à água, sobrestadia de navios por tancagem com água e redução de carga nas
refinarias. Este somatório é apresentado na tabela 10.
Tabela 10: Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001 Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001
Movimentação nos Terminais 8.402.238
Movimentação por Navios 13.157.885
Estoque em excesso de petróleo devido a água 19.093.000
Sobrestadia de Navios 3.000.000
Redução de carga nas Refinarias 192.603
TOTAL US $ 43.845.726
Fonte: Relatório Refino – Roberto Amorim – maio/2002
2.3.4.4 Custo de Captação e Lançamento de Efluentes da Bacia de Campos
Tendo em vista que a criação do Comitê de Bacia e a conseqüente cobrança pelo uso
da água na Bacia do Rio Macaé, ainda se encontram em fase de aprovação e discussão, o
relatório Cenário de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004 fez uma estimativa do
valor a ser pago pela Unidade de Negócios da Bacia de Campos (UN-BC) devido à captação
de água. Foram utilizados os valores aprovados pela Resolução Nº 19, de 14 de março de
2002, que definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do
Rio Paraíba do Sul nos termos e condições previstos na Deliberação CEIVAP Nº 08, de 6 de
dezembro de 2001. A fórmula apresentada é a seguinte:
Cobrança mensal total = Qcap x [KO+K1+(1-K1)x(1-K2K3)] x PPU
Onde:
Qcap corresponde ao volume de água captada durante um mês (m3/mês);
KO expressa o multiplicador de preço unitário para captação (inferior a 1,0 (um) e
definido pela CEIVAP
48
K1 expressa o coeficiente de consumo para a atividade do usuário em questão, ou seja,
a relação entre o volume consumido e o volume captado pelo usuário ou o índice
correspondente à parte do volume captado que não retorna ao manancial;
K2 expressa o nível de eficiência de redução de DBO (Demanda Bioquímica de
Oxigênio) na estação de tratamento de efluentes;
PPU é o preço público unitário correspondente à cobrança pela captação, pelo
consumo e pela diluição de efluentes, para cada m3 de água captada (R$/m3).
Para cálculo do valor a ser pago pela UN-BC pela captação de água no Rio Macaé,
foram aplicados os seguintes valores:
Qcapta = 180.000 m3/mês;
KO = 0,4 – valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08;
K1 = 1 – uma vez que nenhuma parcela de água captada retorna ao Rio Macaé.
A água captada no Rio Macaé é usada par abastecer as plataformas marítimas e a sede
em Imbetiba. Não retornando ao rio os efluentes são lançados no mar e também na lagoa de
Imboassica.
Temos de acordo com o valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08: PPU = R$
0,02, o que acarretará num custo de R$ 5.040,00/mês.
A cobrança pelo lançamento dos efluentes tratados no mar deve ser avaliada por
estudo jurídico especial, considerando o grau de tratamento e conseqüentes custos envolvidos
e arcados pela Petrobras até o descarte. Outro fator importante é que segundo o relatório de
Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004, esta água não é considerada como
água subterrânea ou mesmo como um recurso hídrico. Devido à relação de produção
óleo/água, o poço deixa de ser economicamente viável e é fechado, não havendo mais
efluente a partir deste momento.
2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO
A água produzida é o fluido que é separado do petróleo em separadores de produção
nas instalações de facilidades de produção de óleo e gás. De acordo com E&P Fórum (1994)
esta água normalmente contém de 0,1 a 1 % de óleo disperso em gotículas. Sua temperatura
49
varia de 100 C a 1050 C e sua pressão de 2 a 20 barg, podendo atingir pressões bem superiores
em alguns casos. A água também pode conter partículas sólidas provenientes de reservatórios
arenosos, escamas e partículas originadas por corrosão. Pode ainda conter resíduos de
produtos químicos utilizados como: anticorrosivos, antiespumantes, inibidores de crescimento
de bactérias, bem como fluidos usados na perfuração e completação do poço.
As especificações para tratamento dos fluídos de produção dependem da origem
destes, de suas condições e método escolhido para descarga da solução salina. Os tratamentos
convencionais incluem os separadores trifásicos e respectivos métodos de tratamento para
remoção da água do petróleo. Pode ser necessário tratamento adicional para enquadrar as
exigências de descarga, usando tanques de raspagem, interceptadores de chapas paralelas,
flotação de gás, coalescedores e hidrociclones.
Outros métodos de separação são continuamente desenvolvidos e é escopo deste
trabalho estabelecer procedimentos que garantam a avaliação de novas tecnologias e,caso
viáveis, a sua implementação.
A indústria do petróleo tem sido bem atuante no sentido de desenvolver e implementar
tecnologias de tratamento de água produzida, tendo como foco o aumento de exigências
futuras, quanto à qualidade da água a ser descartada.
O objetivo desta seção é dar um breve resumo do estado da arte do tratamento de água
produzida em campos de produção onshore e offshore.
2.4.1 Separadores trifásicos
Em poços que produzem quantidades pequenas de água pode-se utilizar este processo.
A separação se dá à pressão levemente positiva e sem a formação de emulsão. A separação é
promovida por gravidade, com saídas para a água, óleo e gás. Os separadores são operados
através de controles de pressão e nível.
Vantagens:
- Processo e operação simples;
- Baixo custo;
- Pouca manutenção.
Desvantagens:
50
- Mais eficientes para pequenas quantidades de água;
- Equipamentos grandes e pesados.
2.4.2 Tanques de raspagem
São tanques grandes que podem fornecer tempo de retenção suficiente para que o óleo
fique na superfície e possa ser raspado e coletado. Estes projetos incluem os separadores API.
Vantagens:
- Processo bem conhecido com tradição na produção offshore;
- Funcionamento não depende muito do diferencial de densidade água/óleo;
- Processo e projeto simples.
Desvantagens:
- Normalmente não consegue enquadrar a água no limite de 20 ppm;
- Não funciona bem quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Equipamento grande e pesado.
2.4.3 Separadores de placas paralelas
O separador de Placas Paralelas atua por gravidade, é constituído basicamente por
placas paralelas separadas uma da outra por uma distância que varia de 4 a 10 cm. A água
oleosa ao passar entre as placas, faz com que as partículas de óleo subam para o lado de baixo
da placa de cima, onde ficam aderidas. O óleo aglutinado escoa até a superfície da água de
onde será posteriormente removido.
Vantagens:
- Processo e operação simples;
- De baixo custo;
Desvantagens:
- Equipamento grande e pesado;
51
- Não funciona bem quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Não é apropriado para plataformas flutuantes.
2.4.4 Flotação de gás
Pode ser usado como tratamento complementar aos tratamentos anteriores. O sistema
pode ser de Flotação de Gás Dissolvido - onde o gás é injetado sob pressão e dissolvido na
água e depois de segregado a baixa pressão no recipiente de flotação - ou de Flotação do Gás
Disperso - onde o gás é disperso na água por meio de um edutor ou um rotor mecânico.
Vantagens:
- Sistema efetivo para remover emulsões, quando associado ao uso de aditivos
químicos apropriados;
- Pode sob condições específicas, remover parte dos componentes dissolvidos na
água.
Para os processos apresentados, serão relatados a seguir os mecanismos de tratamento
para emulsão.
Quando ocorre emulsão, ou seja, a combinação de dois líquidos imiscíveis em
condições normais, um dos líquidos é dispersado pelo outro sob a forma de gotículas das mais
diversas dimensões. As quantidades de água podem variar de traços até 90 % de água.
A água livre, que é produzida junto com o petróleo, decanta em poucos minutos,
enquanto a emulsão deve receber tratamento especial.
Pode-se usar o tratamento com calor, mas este por si só não rompe a emulsão. É um
processo que auxilia a aceleração da separação. Usa-se para tal um aquecedor.
O tratamento químico se baseia na utilização de componente químico que deve ser
capaz de desativar o agente emulsificante que envolve as gotículas d’água. Os produtos
químicos são usados em quantidades suficientes para romper a emulsão água/petróleo. Com
isto as gotículas de óleo se juntam na superfície, e a água é descartada.
52
2.4.5 Hidrociclones estáticos
O funcionamento se baseia na indução de fluxo turbulento, em redemoinho, que gera
forças centrífugas, acarretando a separação do óleo da água. Nos hidrociclones estáticos, as
forças centrífugas são induzidas por alta taxa de fluxo.
Vantagens:
- Equipamentos leves e compactos;
- Fáceis de operar e manter;
- Baixa sensibilidade a golfadas.
Desvantagens:
- Necessitam de alimentação de pressão elevada;
- Necessitam da adição de produtos químicos para dispersão de gotículas de óleo;
- Vulneráveis a mudanças de vazão e pressão;
- Desempenho depende do diferencial de densidade água/óleo e do tamanho das
gotas de óleo.
2.4.6 Centrifugação mecânica
Em comparação com hidrociclones, este processo requer uma queda de pressão menor,
desde que a energia seja proveniente de maquina rotativa com degaseificação e pressurização
na tomada da corrente. Por outro lado, estas máquinas rotativas de alta velocidade exigem
manutenção constante e consomem muita energia.
Vantagens:
- Alta eficiência para remover óleo disperso;
- Compactas;
- Não necessitam de aditivos químicos;
- Não são afetadas pelo movimento de plataformas flutuantes.
Desvantagens:
- Alto custo de investimento e de operação;
53
- Requerem manutenção intensa;
- Alto consumo de energia;
- Só se adaptam a vazões estáveis.
2.4.7 Hidrociclones dinâmicos
Possuem tecnologia e desempenho intermediários entre Centrífugas Mecânicas e
Hidrociclones Estáticos.
Vantagem:
- Não requer uma queda alta de pressão.
Desvantagem:
- É um equipamento bem sofisticado.
2.4.8 Borbulhamento com gás (Stripping)
Técnicas de remoção de óleo por ar ou gás. Têm sido usadas em campos de gás e em
águas oleosas de difícil remoção. Seu processo é bastante complexo.
Vantagens:
- Alta eficiência;
- Remove parte dos hidrocarbonetos dissolvidos
- Se for usado ar, o processo tem menor custo.
Desvantagens:
- Não se adequa à condições de variáveis instáveis;
- Alto consumo de energia;
- Processo complexo.
54
2.4.9 Meio filtrante
Vários tipos diferentes de equipamentos integram esta categoria, inclusive
coalescedores. Estes são caracterizados pela capacidade de remoção de óleo livre e
emulsificado, sem a adição de coagulantes químicos, embora possam ser usados para
melhorar a performance do tratamento. O processo consiste na passagem da água, através de
um leito de areia ou outros materiais sintéticos.
Vantagens:
- Capacidade de enquadrar a água em 20 ppm ou menos;
- Remove óleo e emulsão.
Desvantagens:
- Equipamentos pesados, que devem ser associados a outras facilidades;
- Manutenção intensa;
- Rejeitos de difícil descarte.
2.4.10 Coalescedores
Utilizam sistemas de fluxo semelhantes a filtros. O poliuretano é usado como um
envólucro banhado em óleo. O óleo e sólidos envolvidos em óleo se reúnem no envólucro e
são automaticamente removidos.
Vantagens:
- Removem óleo e emulsão;
- Pode ser usado quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Boa eficiência para quantidades maiores de óleo.
Desvantagens:
- Apresenta bom desempenho somente para pequenas vazões;
- Requer manutenção intensa e apresenta problemas técnicos que estão em
desenvolvimento.
55
2.4.11 Membranas filtrantes
O uso de membranas filtrantes, para processar a água produzida, tem sido a tônica dos
últimos anos. A indústria tem oferecido várias membranas que variam de tipo e eficiência. O
processo pode ser dividido em duas categorias: ultrafiltração e microfiltração.
A ultrafiltração opera a pressões acima de 10 bar e tem demonstrado grande eficiência
com efluentes da ordem de 10 mg/l.
A microfiltração opera com pressões menores que 3 bar, mas sua performance é menor
que a de ultrafiltração, embora melhor que de outros métodos de separação.
Vantagens:
- Alta eficiência apresenta efluente na faixa abaixo de 20 mg/l.
Desvantagens:
- Só se adequa a baixas vazões;
- Requer manutenção pesada;
- Sensível a variações do fluxo em relação a variáveis e qualidade;
- Alto investimento;
- Requer pré-tratamento, cujos produtos químicos são de descarte mais difíceis e
caros.
2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes
Uma das desvantagens do uso de membranas, é que estas permitem o acúmulo de
partículas que obturam os poros das mesmas, impedindo a filtração e interrompendo o
processo para limpeza.
O uso de membranas vibrantes é mais novo e constitui a melhoria necessária para
permitir um uso eficiente.
Um sistema novo de membranas conhecido como VSEP (Vibratory Shear Enhanced
Process) emprega vibração torcional da superfície da membrana, que cria alta energia de corte
na superfície perto dos poros. O resultado é que colóides e partículas não bloqueiam os poros
56
e são removidos. O sistema não necessita de um pré-tratamento químico para evitar formação
de escamas (http://www.vsep.com/pdf/ProducedWater.pdf - 2004).
Segundo informações do representante do fabricante, para uma unidade do
equipamento de maior vazão, teremos os seguintes dados:
Vazão total: 262,08/m3/dia
Pressão de operação: 200 psi
Vida útil das membranas: 2 anos
Período de depreciação (exceto membranas): 15 anos
Custo FOB: USD 285.000,00
Custo CIF: USD 310.300,00
Custo total por m3 (Ct) = Custo por m3 do capital + Custo por m3 de energia + Custo
por m3 de substituição de membranas + Custo da depreciação = USD 0,99
Para vazões maiores o equipamento permite a formação de baterias, o que aumentaria
a vazão tratada e diminuiria os custos de investimento. A partir da aquisição de cinco
unidades o custo FOB cai para USD 185.000,00.
Para que se tenha uma visão global do tratamento, são apresentadas as tabelas 11 e 12.
Tabela 11: Resumo dos tipos de tratamento.
Fonte: Resumo do autor
Médio •Manutenção intensa •Descarte de rejeitos
•Enquadram água em 20 ppm ou menos •Remove emulsão
Meio filtrante / coalescedores (filtração)
Baixo •Eficientes p/ pouca quantidade de água •Equipamento grande e pesado
•Processo e operação simples •Pouca manutenção
Separadores Trifásicos (gravidade)
Baixo •Processo requer o descarte dos produtos químicos usados
•Remove emulsões se associado a aditivos •Remove parte dos componentes dissolvidos
Flotação
Baixo /Médio
•Sensível a alterações de variáveis •Alto consumo de energia •Processo complexo
•Alta eficiência •Se usado ar o processo tem menor custo
Borbulhamento com gás (gás stripping)
Baixo /Médio
•Alimentação com pressão elevada •Necessita adição de produtos químicos •Sensível a variação de pressão e vazão
•Equipamento leve e compacto •Fácil operação •Não é sensível a golfadas
Hidrociclones (força centrífuga)
Baixo •Equipamento grande e pesado •Mau desempenho para chegada do óleo em golfadas •Não funciona em unidades flutuantes
•Processo e operação simples Separador de placas paralelas (gravidade)
CUSTO DESVANTAGENS VANTAGENS EQUIPAMENTO MÉTODO
57
Tabela 12: Tendências em processos de separação.
Fonte: Resumo do autor
2.4.13 Novas tecnologias
Como visto na seção anterior, o desenvolvimento de novas tecnologias para o
tratamento de água produzida é uma realidade na indústria petrolífera atual.
Na Petrobras, em complementação à remoção primária de óleo, o uso de filtração em
meios minerais foi avaliado pelo Centro de Pesquisas da Petrobras (CENPES), em convênio
com o Centro de Tecnologia Mineral (CETEM).
Dos processos avaliados, o uso de meios filtrantes de areia e carvão ativado foi
indicado como a melhor opção complementar, para o enquadramento do óleo nos limites
estabelecidos na legislação nacional vigente, < 20mg/l. Os melhores resultados para a
remoção de hidrocarbonetos emulsionados ou dissolvidos na água foram obtidos com carvão
ativado como meio filtrante. Esta alternativa vem sendo usada caso o tratamento primário não
atinja os limites legais estabelecidos.
A remoção dos demais componentes químicos da água, apesar de serem de grande
importância, não fazem parte do escopo desta pesquisa.
Para os efluentes de água produzida que são enviados às refinarias para receberem
tratamento anterior ao descarte, atualmente, estão em discussão os seguintes processos:
MENBRANAS FILTRANTES NOVAS TECNOLOGIAS
•Ultrafiltração: 10 bar, Efluentes na ordem de 10 mg/l •Microfiltração: 3 bar, Elfuentes na faixa de 15 a 20 mg/l Desvantagens: Manutenção pesada, só opera em baixas vazões, pré-tratamento e custo levado
•Meio filtrante de areia e carvão ativado •Cloração •Processo eletrolítico •Oxidação com peroxido de oxigênio •Ozonização •Tratamento biológico
MENBRANAS FILTRANTES VIBRANTES DESAFIOS
•Vibração Impede acúmulo de coloides e partículas nos poros Vazão: 262 m3 /dia Pressão: 200 psi Custo: US $ 310.300,00 Custo por m3: US $ 0,99
•Altas vazões •Qualidade do efluente •Descarte ou reuso
58
- Cloração;
- Processo eletrolítico;
- Oxidacão com peróxido de oxigênio;
- Ozonização;
- Tratamento biológico.
Todas as tecnologias aqui brevemente apresentadas constituem o estado da arte que
vem sendo usado no tratamento da água produzida. O grande desafio é atingir um tratamento
de grandes vazões com alta qualidade de efluentes, para que possam ser descartados ou
reusados dentro dos limites legais e que garantam a qualidade ambiental.
2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL
Até a vigência do Código das Águas, Decreto Nº 24.643 de 10 de julho de 1934, não
existia qualquer regulamentação referente à água ou o seu uso no Brasil.
As águas subterrâneas eram consideradas bens imóveis, ligadas a propriedade da terra.
É consenso a importância de se manter aspectos legais e jurídicos como ação de
disciplinamento e proteção do recurso água subterrânea. Destacam-se pelo seu marco
histórico e institucional vigente e pela experiência de alguns estados que instituíram,
regulamentaram e executaram as ações instrumentalizadas, conforme as necessidades de
gestão, uso ou proteção dos recursos hídricos (TUCCI et all, 2001).
Passemos a um breve resumo e alguns comentários da legislação brasileira que trata
do assunto.
Código das Águas – Decreto Nº 24. 643 de 10 de julho de 1934
Foi o primeiro código de águas do país e faz distinção entre águas comuns e águas
particulares.
No Título I, Capítulo III, Artigo oitavo, define águas particulares da seguinte forma:
“São particulares as nascentes e todas as águas situadas em terrenos que também o sejam,
quando as mesmas não estiverem classificadas entre as águas comuns de todos, as águas
públicas ou as águas comuns”.
59
O Título IV estabelece considerações sobre águas subterrâneas. Considera as águas
subterrâneas como bens imóveis associados à propriedade da terra e têm caráter inibitório de
monopolização e poluição das águas. Reconhece a estreita ligação com as águas superficiais,
limitando o direito e exploração de águas subterrâneas, sempre que seu uso possibilita
interferência nas águas superficiais de domínio público.
No Título VI, artigo 110, o código já se refere à poluição das águas e prevê a cobrança
pela sua recuperação além de imputar a esta responsabilidade criminal.
Código das Águas Minerais (DNPM) – Decreto-Lei N° 7. 841 de 08 de Agosto de 1945
Estabeleceu normas para o aproveitamento das águas minerais. Incluíam as águas
minerais, termais, gasosas, potáveis de mesa e as destinadas a fins balneários. Estabeleceu
normas para o aproveitamento das águas minerais. Seu conteúdo era confuso em relação a
conceitos de estabelecimentos de relações entre águas minerais e as demais águas. Não serão
feitas considerações sobre este aspecto uma vez que não é relevante para o estudo presente.
Código de Mineração – Decreto-Lei Nº 227 de 28 de Fevereiro de 1967
Estabeleceu a competência da União na administração dos recursos minerais e
reconheceu a água subterrânea como substância mineral dotada de valor econômico e
formadora de jazida. Na época existia a idéia de regulamentar separadamente a exploração
das águas minerais e das águas subterrâneas.
Regulamentação do Código de Mineração de 1968
Ratifica a inclusão de todas as águas subterrâneas especificadas pelo Código de Águas
Minerais sob o conceito de Jazidas Minerais.
Portaria N° 117 de 17 de Julho de 1972 – Departamento Nacional de Produção Mineral
(DNPM)
Normaliza estudos e análises bacteriológicas segundo o Código de águas Minerais.
Criação da S.E.M.A. (Secretaria Especial do Meio Ambiente) de 1973
Dá competência à Secretaria para criar Normas e Padrões referentes à qualidade dos
recursos hídricos e estabelece normas de proteção quanto ao uso do solo e a formação de
fontes naturais.
60
Lei N° 6.938 de 31 de agosto de 1981
Dispões sobre a Política Nacional de Meio Ambiente e, no seu artigo sexto, cria o
Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA) e estabelece que o Conselho Nacional do
Meio Ambiente (CONAMA) é seu órgão consultivo e deliberativo, com autoridade de propor
diretrizes e políticas governamentais e criar normas e padrões ambientais.
Resolução CONAMA Nº 1 de 23 de janeiro de 1986
Dispões sobre estudos de impacto ambiental.
Resolução CONAMA Nº 20 de 18 de Junho de 1986 – Conselho Nacional do Meio
Ambiente.
Divide em nove classes as águas doces, salobras e salinas do Território Nacional,
estabelece parâmetros e indicadores específicos para seu uso, especificando os níveis de
qualidade requeridos, assegurando seu uso preponderantes.
No artigo 21 determina que os efluentes de qualquer fonte poluidora somente poderão
ser lançados, direta ou indiretamente, nos corpos de água uma vez que obedeçam aos
parâmetros relacionados no referido artigo.
Constituição Federal – 1988
Estabelece que:
[...] são bens da União os lagos, rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um Estado da federação, sirvam de limite com outros países, ou se estendam a território estrangeiro ou dele provenham, bem como os terrenos marginais e as praias fluviais.
Determinam ainda: “[...] bens dos Estados, as água superficiais ou subterrâneas,
fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas, neste caso, na forma da lei, as decorrentes
de obras da União”.
Pelo exposto, não existem água particulares no País, sendo o uso das águas sempre
subordinado aos interesses públicos. Compete, portanto à União legislar sobre estas. Este é,
portanto um item a ser observado pelas indústrias na confecção de cenários futuros.
61
Lei Federal Nº 9. 433 de 08 de Janeiro de 1997
Instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema Nacional de
Gerenciamento de Recursos Hídricos. Esta lei resultou de um longo processo de maturação
das experiências em gerenciamento de recursos hídricos no Brasil. A lei fixou como diretriz a
integração de gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental e integrou o uso do solo à
gestão de bacias hidrográficas, sistemas estuarinos e bacias costeiras.
De acordo com Tucci et all (2002), está previsto o planejamento prévio da utilização,
preservação e recuperação dos recursos hídricos, a outorga de direitos de uso e a cobrança
pelo uso da água, como meio de reconhecer seu valor econômico e incentivar sua
racionalização. Mais um item que reforça a idéia da importância estratégica do assunto.
Abaixo é possível ver uma análise da mesma.
No capítulo I - dos fundamentos, Art. 1° A Política Nacional de Recursos Hídricos
baseia-se nos seguintes fundamentos:
I - água é um bem de domínio público;
II - a água é um recurso natural limitado, dotado de valor econômico;
Note-se que é explicitado o valor econômico.
No Capítulo III - das diretrizes gerais de ação, no Art. 3°, Constituem-se diretrizes
gerais de ação para a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos:
• A gestão sistemática dos recursos hídricos sem dissociação dos aspectos de
quantidade e qualidade;
• A adequação da gestão de recursos hídricos levando em conta às diversidades
físicas, bióticas, demográficas, econômicas, sociais e culturais das diversas regiões
do País;
• A integração da gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental;
• A integração do planejamento de recursos hídricos com o dos setores usuários de
planejamentos regional, estadual e nacional;
• A articulação da gestão de recursos hídricos com a do uso do solo;
• A integração da gestão das bacias hidrográficas com a dos sistemas estuarinos e
zonas costeiras.
62
No capítulo IV - Dos instrumentos, destacam-se:
• São instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos:
o Os Planos de Recursos Hídricos;
o O enquadramento dos corpos de água em classes;
o A outorga dos direitos de uso de recursos hídricos;
o A cobrança pelo uso;
o A compensação a municípios;
o Sistema de informações de recursos hídricos
Os Planos de Recursos Hídricos são planos diretores que visam fundamentar e orientar
a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e gerenciar os recursos hídricos.
Tem, portanto planejamento de longo prazo. Devem fazer o diagnóstico da situação atual com
a visão de disponibilidade e demandas futuras de recursos hídricos, e dentro desta visão,
estabelecer os critérios para outorga dos recursos e critérios para cobrança dos mesmos. A lei
prevê ainda áreas sujeitas a restrição de uso.
No Art.15 - A outorga de direito de uso de recursos hídricos poderá ser suspensa
parcial ou totalmente, em definitivo ou por prazo determinado, de acordo com circunstâncias
previstas na lei.
A seção IV trata da cobrança do uso de recursos hídricos, na qual a cobrança pelo uso
objetiva:
• Reconhecer a água como bem econômico e dar ao usuário uma indicação de seu real
valor;
• Incentivar a racionalização do uso da água;
Ainda não foram fixados valores, porém é previsto serem cobrados pelo uso dos
recursos hídricos, dentre outros:
• As derivações, captações e extrações de água, o volume retirado e seu regime de
variação;
• Os lançamentos de esgotos e demais resíduos líquidos ou gasosos, o volume lançado
e seu regime de variação e as características físico-químicas, biológicas e de
toxidade do efluente.
63
Na seção VI - do Sistema de Informações Sobre Recursos Hídricos, é de suma
importância a sua implementação, uma vez que sem dados para interpretar, não se pode
avaliar a situação do problema.
No seu título II a lei estabelece o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos
Hídricos, e no art. 32 cria o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, que
tem por principais objetivos:
- Coordenar a gestão integrada das águas;
- Implementar a Política Nacional de Recursos Hídricos;
- Garantir a preservação dos recursos hídricos;
- Cobrar pelo uso de recursos hídricos.
No último item verifica-se novamente que a cobrança dos recursos é um fato
irreversível e até agora não quantificado.
No capítulo II - sobre o Conselho Nacional de Recursos Hídricos, dispõe sobre a
composição do referido conselho. Este conselho deverá ser composto por representantes dos
Ministérios e Secretarias da Presidência da República no ramo e demais representantes nos
conselhos estaduais de Recursos Hídricos, representantes dos usuários da população e das
ONGs.
Em seu capítulo III a lei estabelece a atuação dos comitês de Bacia Hidrográfica, de
acordo com o Art.39, sobre a representação das Bacias Hidrográficas por representantes da:
- União;
- Dos Estados e Distrito federal;
- Dos Municípios;
- Dos usuários das águas; das entidades civis.
Nos parágrafos subseqüentes, é possível verificar uma preocupação em estabelecer
regras para o funcionamento das Bacias Hidrográficas, mas pode-se perceber de antemão a
grande gama de conflitos entre Estado, Municípios, ONGs, Indústrias e outras representações
locais.
A Lei incorpora ainda a mudança de domínio das águas subterrâneas, estabelecidas na
Constituição de 1988, mantém tratamento diferenciado para águas minerais, recomenda
mecanismos de outorga para as concessões de exploração e estabelece condições que visam
proteger as águas subterrâneas de poluição.
64
Resolução CONAMA No 237 de 19 de dezembro de 1997
Dispõe sobre Licenciamento Ambiental, no qual o órgão ambiental competente
licencia a localização, instalação ampliação e operação de empreendimentos considerados
potencialmente poluidores.
A licença ambiental esta condicionada a realização do Estudo de Impacto Ambiental e
respectivo Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente (EIA/RIMA). Compete ao Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) o licenciamento
ambiental.
Ainda nesta resolução, em seu anexo A, estão relacionadas às atividades ou
empreendimentos sujeitos ao licenciamento.
Lei No 9.605 de 2 de fevereiro de 1998
Esta lei também é conhecida como Lei de Crimes Ambientais. Regulamenta sanções
penais e administrativas oriundas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente, seguindo
uma tendência mundial de penalizar a pessoa jurídica. Foram estabelecidas modalidades de
penas aplicáveis à pessoa jurídica e seus diretores, administradores, membros de conselho,
auditores, gerentes, etc.
A lei prevê também a responsabilidade de pessoas físicas, autoras, co-autoras ou
partícipes dos crimes previstos na mesma.
Portaria No 231 de 31 de julho de 1998 – Departamento Nacional da Produção Mineral
(DNPM)
Estabelece as ações e os procedimentos necessários à definição de áreas de proteção de
fontes, balneários e estâncias de águas minerais e potáveis de mesa. Tem por objetivo a
preservação, conservação e racionalização do uso.
Resolução Nº 05 de 10 de Abril de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Estabelece diretrizes para os Comitês de Bacias Hidrográficas, visando implementar o
Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, conforme determinação da Lei N º
9. 433.
65
Lei Nº 9.966 de 28 de abril de 2000
Estabelece os princípios básicos a serem obedecidos na movimentação de óleo e outras
substâncias nocivas ou perigosas em portos, instalações portuárias, plataformas e navios em
águas sob jurisdição nacional.
A lei, em seu artigo 7, determina que portos, instalações portuárias, plataformas e suas
instalações de apoio devem dispor de plano de emergência individual e integrado, e que o
órgão ambiental local fica responsável pela consolidação destes planos e de um plano de
contingência. A lei, apesar de determinar a confecção dos planos, não se refere a um conteúdo
mínimo dos mesmos.
No artigo 17, cita-se a proibição da descarga de óleo, misturas oleosas e lixo em águas
sob jurisdição nacional, exceto sob condições previstas pela Marpol 73/78 (Convenção
Internacional para a Prevenção da Poluição Causada por Navios, concluída em Londres em
02/11/1973 e alterada em 17/02/1978), e não estando o navio, plataforma ou similar dentro
dos limites de área ecologicamente sensível. No parágrafo primeiro é estabelecido que o
descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas deve seguir
procedimento aprovado pelo órgão ambiental local.
Lei Federal 9. 984 de 17 de Julho de 2000 – Criação da A.N.A. (Agência Nacional de
Águas)
A lei institui a Agência Nacional de Águas, com a finalidade de implementar a Política
Nacional de Recursos Hídricos. A ANA é responsável pela implementação e execução da
Política Nacional de Recursos Hídricos (PNRH), ficando a SRH/MMA com a deliberação e
formulação da PNRH.
Resolução CONAMA Nº 265 de 27 de janeiro de 2000
Determina ao IBAMA, aos órgãos estaduais, municipais e ONGs, as ações de controle
e prevenção, bem como as do processo de licenciamento ambiental das instalações industriais
de petróleo e derivados localizados no território nacional.
Resolução Nº 012 de 19 de Julho de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Estabelece procedimentos para enquadramento dos corpos d’água em classes de
acordo com o uso principal, subsidiando a implementação da PNRH.
66
Resolução Nº 19 de 14 de março de 2002 - Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do
Rio Paraíba do Sul, de acordo com o Comitê para a Integração da Bacia Hidrográfica do Rio
Paraíba do Sul, nos termos e condições previstos na Deliberação/CEIVAP Nº 08 de 6 de
dezembro de 2001.
2.5.1 Comentários
Como exposto no item anterior o marco inicial da legislação de água no Brasil foi o
Código das Águas de 1934. Nele era assegurado o uso gratuito de qualquer corrente ou
nascente, mas também permitia a propriedade particular da água.
Nas décadas seguintes pouca coisa foi acrescentada. Na década de 80, devido a
pressões ambientais, foram sendo criadas legislações mais específicas:
• É sancionada a Lei 6.938 que cria o SISNAMA, dando origem ao CONAMA.
• Em 1986 surge a Resolução Nº 20, estabelecendo a classificação das águas.
• Em 1988, a Constituição Federal estabelece que: “[...] são bens da União os lagos,
rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um
estado da federação [...]”. Estabelece ainda: “[...] são bens dos Estados, as águas
superficiais ou subterrâneas, fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas
nesse caso, na forma da lei, as decorrentes de obras da União”.
A partir daí deixam de existir águas particulares no País, o uso das águas está, portanto
subordinado aos interesses públicos, cabendo à União legislar sobre elas.
A lei 9.433 instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema
Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, fruto da experiência de gestão associada à
proposição de melhorias para o País.
São criadas as Agências de Água, que têm como área de atuação uma ou mais bacias
hidrográficas, tendo por competência o planejamento de recursos hídricos da bacia e a
cobrança pelo uso da água, visando à viabilidade financeira da gestão. O sentido inovador é a
parceria entre Estados, Municípios, ONGs e a sociedade civil, gerindo bens e serviços
públicos.
67
A Resolução CONAMA Nº 265 de 2000, determinou à Petrobras a realização de
auditorias ambientais independentes de todas as suas instalações de petróleo e derivados em
todo território Nacional.
Nesse breve panorama podemos perceber que as ações de controle e qualidade dos
sistemas legais de gestão tem uma indicação clara do aumento de exigências dos parâmetros
ambientais, bem como da cobrança pelo uso de recursos hídricos e descarga de efluentes.
2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE
Nos anos 50 a sociedade começa a vivenciar uma época de desenvolvimento industrial
acentuado e, ligado a este fato, surge uma das principais conseqüências: a poluição.
De acordo com Martini Junior e Gusmão (2003) o desgaste da imagem das indústrias
química e de petróleo tem como referência uma série de acidentes ocorridos nas décadas de
70 e 80, que tiveram um tratamento destacado na mídia, como:
• Em Flixborough na Inglaterra – 1974, uma explosão de ciclohexano provocou a
morte de 28 trabalhadores e feriu outros 36.
• Em Sevezo – Itália em 1976, um vazamento de tetracloro-dibenzo-dioxina,
acarretou em 220.000 feridos.
• Em Bhopal – Índia em 1984, um vazamento de metil isocianato matou 3.800
pessoas e deixou 200.000 feridos.
• Na cidade do México em 1984, explosão de GLP, 490 mortos e 7.000 feridos.
• No Golfo do Alasca em 1989, 44 milhões de litros de óleo, vazaram do navio
Exxon Valdez, provocando uma das maiores tragédias ecológicas que se tem
notícia.
Fatos como esses levaram a opinião pública a se voltar contra as indústrias e estas em
resposta passaram a gerenciar seus riscos ambientais.
A indústria ao gerenciar seus riscos ambientais concentrou-se nos estudos técnicos econômicos de probabilidade e magnitude de fenômenos indesejáveis e na determinação de qual grau de risco é aceitável, fundamental para as atividades de engenharia, mas de pouca relevância para a opinião pública. (MARTINI JUNIOR e GUSMÃO, 2003, p 20.).
68
Todas as indústrias competitivas do mundo moderno seguiram a tendência mundial de
aplicar um sistema de gestão às suas atividades. Estes sistemas vieram se desenvolvendo
através de décadas, após os anos 70. Segundo Donaire (1999).
Em relação ao ambiente, nada pior do que tentar aparentar uma imagem que não condiz com a realidade. As declarações públicas sobre os problemas ambientais devem caracterizar-se por dizer a verdade e agir de acordo com o que se diz.Estar mais preocupada com aquilo que a empresa fez e faz e não com o que pretende fazer. Ter coerência entre intenção e ação é a política mais adequada a ser obedecida pela área de comunicação.
A seguir apresenta-se uma retrospectiva do desenvolvimento dos sistemas de gestão,
com foco especial para os sistemas de gestão ambiental, que é um dos objetivos desta
dissertação.
2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS
Segundo Duque (2004) nos anos do pós-guerra, o Japão desenvolveu uma grande
capacidade produtiva, com diversas linhas de produtos, dentre esta diversidade, havia um
ponto em comum, todos apresentavam baixa qualidade.
Surge então Edwards Denning que desenvolveu o mundialmente conhecido ciclo
PDCA, cujo fundamento é a garantia da melhoria contínua do processo produtivo, onde:
P = PLAN (PLANEJAR) planejamento de todas as atividades de processo a serem
desenvolvidas.
D = DO (DESENVOLVER) desenvolvimento de todas as atividades de processo.
C = CHECK (CONTROLAR) verificação do que foi executado em com o planejado.
A = ACT (AGIR) analise da causa dos desvios e replanejamento das melhorias.
Em 1947, foi fundado um organismo internacional, a International Organization for
Standardization (ISSO), com sede em Genebra, na Suíça. O objetivo era a criação de padrões
internacionais para a garantia da qualidade de produtos e serviços. Pode-se ver na figura 8 a
origem da família ISO.
69
TODAS UTILIZADAS EM RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE COMPRADORES E FORNECEDORES
EXPERIÊNCIA NO USO DESTAS NORMAS
1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001
ISO 9002ISO 9003
ISO 9004-1 OUTRASNORMAS ISO
Diretrizes paraseleção e uso
Modelos paraGarantia daQualidade
Diretrizes paraSistemas deGestão daQualidade
Complementamas normasbásicas
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Conceitos eVocabulário
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Requisitos
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Diretrizes Gerais
ISO 9000 ISO 9001 ISO 9004NORMAS
COMPLEMENTARES
CANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROS
Complementamas normasbásicas
AN
O 1
994
AN
O 2
0 00
TODAS UTILIZADAS EM RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE COMPRADORES E FORNECEDORES
EXPERIÊNCIA NO USO DESTAS NORMAS
1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001
ISO 9002ISO 9003
ISO 9004-1 OUTRASNORMAS ISO
Diretrizes paraseleção e uso
Modelos paraGarantia daQualidade
Diretrizes paraSistemas deGestão daQualidade
Complementamas normasbásicas
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Conceitos eVocabulário
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Requisitos
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Diretrizes Gerais
ISO 9000 ISO 9001 ISO 9004NORMAS
COMPLEMENTARES
CANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROSCANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROS
Complementamas normasbásicas
AN
O 1
994
AN
O 2
0 00
A Família ISO 9000 A Família ISO 9000 --OrigemOrigem
Workshop SGI IEES
Figura 8: Origem da família ISO 9000 Fonte: Workshop SGI/IEES
Em 1987 foi publicada a série ISO 9000, primeira família da norma ISO, sobre
Sistemas para Gestão e Garantia da Qualidade. Em 1991, no Brasil, a ABNT adota esta norma
e lança a NBR ISO 9000.
A ISO 9000 foi revisada pela primeira vez em 1994, com pequenas adequações, e em
2000 surge à segunda revisão, com alterações que valem até hoje. Os principais focos das
alterações foram:
- Comprometimento de lideranças;
- Gerenciamento de projetos;
- Melhoria contínua e definição clara de objetivos e metas;
- Eficácia com foco no atendimento ao cliente.
70
É claro que com a nova família de normas ISO para sistemas de qualidade, surge uma
tendência que leva ao conceito de Sistema de Gestão Integrada – SGI, visando facilitar as
organizações, o seu gerenciamento e planejamento.
Em decorrência de uma série de acidentes ambientais, em nível mundial, comentados
no início desse item, surge uma grande onda de pressão pela gestão ambiental. Em 1996 a
ISO publica as normas da série 14000, Sistemas de Gestão Ambiental – Especificações e
Diretrizes para Uso. No Brasil é lançada pela ABNT com a nomenclatura NBR ISO 14001.
Em sua introdução ela coloca: “Para atingir os objetivos ambientais, convém que o sistema de
gestão ambiental estimule as organizações a considerarem a implementação de melhor
tecnologia disponível quando apropriado e economicamente exeqüível”. (NBR ISO
14001:1996)
Esta norma compartilha objetivos comuns de sistemas de gestão com a série de
Normas ISO 9000 para sistemas de qualidade, conforme modelo que será reproduzido na
figura 9.
Figura 9: Modelo de Sistema de Gestão Ambiental Fonte: NBR ISO 14001:1996
MELHORIA CONTÍNUA
VERIFICAÇÃO E AÇÃO
CORRETIVA
POLÍTICA AMBIENTAL
PLANEJAMENTO
IMPLEMENTAÇÃO E
OPERAÇÃO
ANÁLISE CRÍTICA
PELA ADMINISTRAÇÃO
71
Vamos comentar a seguir as normas relativas a Sistemas de Gestão em Segurança e
Saúde no Trabalho.
Após o evento da série ISO 14000 notou-se que o sistema de gestão integrada não
estava completo, faltava gerenciar a Segurança e Saúde para assegurar a qualidade total.
Passou-se então a adoção da norma OHSAS 18001:1999, Occupacional Health and
Safety Assessment Series – Specification, visando aprimorar a gestão em Saúde e Segurança,
como na figura 10.
Figura 10: Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 E OHSAS 18001 Fonte: Workshop SGI/IEES
A adoção dessas normas permite a certificação por organismos internacionais e passa a
ser uma espécie de cartão de visitas das empresas, demonstrando sua vontade de garantir o
desenvolvimento sustentável.
Na tabela 13 vê-se a correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS
18001.
IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001
O H S A S O H S A S 1800118001
P lane jam ento
O b je tivosO b je tivos
A nálises C ríticas
A ud ito rias In ternas
M on ito ram ento
M e lho ria C ontínua
C apac itação de P essoa l
P o lítica
R esponsab ilidades e A u to ridades
M ed içãoM etas
IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001
O H S A S O H S A S 1800118001
P lane jam ento
O b je tivosO b je tivos
A nálises C ríticas
A ud ito rias In ternas
M on ito ram ento
M e lho ria C ontínua
C apac itação de P essoa l
P o lítica
R esponsab ilidades e A u to ridades
M ed içãoM etas
C om patib ilidade entre C om patib ilidade entre as N orm asas N orm as
W orkshop S G I IE E S
72
Tabela 13: Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS 18001
ISO 9001 ISO 14001 / OHSAS 18001
4.1 Requisitos gerais 4.1 Requisitos gerais
4.2.2 Manual da qualidade 4.4.4 documentação do SGA/SGSS
4.2.3 Controle de documentos 4.4.5 Controle de documentos
4.2.4. Controle de registros 4.5.3 Registros
5.1 Comprometimento da direção 4.3.1 Aspectos ambientais / Identificação de perigos
5.3 Política da qualidade 4.2 Política de MA / SSO
5.4.1 Objetivos da Qualidade 4.3.3 Objetivos e metas de MA / SSO
5.4.2 Planejamento do SGQ 4.3.4 Programa de gestão ambiental/
Programa de gestão de SSO
5.5.1 Responsabilidade e autoridade 4.4.1 Estrutura e responsabilidade
5.5.2 Representante da Direção 4.4.1 Estrutura e responsabilidade
5.5.3 Comunicação interna 4.4.3 a) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação
5.6.1 Análise Crítica pela Direção 4.6.Análise Crítica pela Administração
6.1 Provisão de recursos 4.4.1 Estrutura e responsabilidades
6.2.2 Competência, conscientização e
treinamento
4.4.2 Treinamento, conscientização e
competência
7.2.1 Determinação de requisitos
relacionados aos produtos
4.3.2 Requisitos legais e outros requisitos
4.5.1 Monitoramento e medição/ medição de
performance e monitoramento
7.2.3 Comunicação com o cliente 4.4.3 b) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação
7.4.1 Processo de aquisição 4.4.6 c) Controle operacional
7.5.1 Controle de produção e fornecimento de serviço
4.4.6 a) e b) Controle operacional
7.6 Controle de dispositivos de medição e monitoramento
4.5.1 Monitoramento e medição
8.1 medição análise e melhoria generalidades 4.5.1 Monitoramento e medição
8.2.2 Auditoria interna 4.5.4 auditoria do SGA/ Auditoria
8.2.3 Monitoramento e medição de processo 4.5.1 Monitoramento e medição / medição de performance e monitoramento
8.5.2 Ação corretiva 4.5.2 Não conformidade e ação corretiva e preventiva
8.5.3 Ação preventiva 4.5.2 Acidentes, incidentes não-conformidades e ação corretiva e preventiva.
Fonte: Workshop SGI/IEES
73
Conforme exposto, a adoção de um sistema de gestão integrada, além de ser um
método eficiente de gestão, apresenta um elenco de valores associados como redução de
custos, diminuição de documentação, maior e melhor desempenho gerencial, levando a um
conseqüente aumento de produtividade.
Como se pode observar no item 2.5 há um crescente rigor na legislação, de uma
situação de incipiência e timidez, para um status de maior exigência, com maior controle do
Estado. Nesse item verifica-se que as pressões sociais levaram a indústria a quebrar velhos
paradigmas e partir para sistemas de gestão mais modernos e compatíveis com as novas
realidades sociais.
74
3 SISTEMA DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS
3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA
A Petrobras foi criada em 03 de outubro de1953 pela Lei Federal n0 2004, assinada
pelo então Presidente da República, Sr. Getúlio Vargas. Sua missão era executar as atividades
do setor petróleo no país em nome da União.
Segundo Relatório de Gestão 2002 (Petrobras, 2002a), onde foram coletadas as
informações aqui apresentadas, a Empresa, em dezembro de 2001, possuía 39.979
empregados e 40 unidades operacionais, dentre as quais, regiões de exploração e produção,
terminais, refinarias e fábricas de fertilizantes.
Para a movimentação de seus produtos, a empresa conta com 124 navios, sendo 62
próprios. Conta ainda, com cerca de 15.500 km de oleodutos e gasodutos.
Em sua estrutura, a Companhia, possui cinco subsidiárias:
- Distribuição;
- Atividades internacionais;
- Transporte de petróleo e derivados;
- Produtos petroquímicos;
- Gás natural.
A produção média de petróleo atingiu 1.710.000 barris/dia em 2003, de acordo com
httpp://www2.Petrobras.com.Br –2004.
3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS
Assim como ocorreu em nível internacional (ver item 2.6), no Brasil e mais
especificamente com a Petrobras, ocorreram alguns incidentes graves como: (1) a explosão de
uma esfera de gás liquefeito de petróleo (GLP), em 1972, na Refinaria Duque de Caxias, Rio
de Janeiro, RJ; (2) o rompimento de uma linha de hidrocarbonetos em uma favela de Vila
75
Socó, Cubatão, SP em 1984; (3) também em 1984 o incêndio da Plataforma de Enchova na
Bacia de Campos, RJ.
Esses acidentes contabilizaram elevado número de mortos. Em 2000, 1,3 milhão de
litros de óleo foi derramado na Baia da Guanabara – RJ, devido ao rompimento do oleoduto
que ligava a Refinaria de Duque de Caxias ao Terminal da Ilha d’Água, no Rio de Janeiro.
Em julho do mesmo ano, devido ao rompimento do oleoduto que liga o Porto de São
Francisco do Sul e a Refinaria Presidente Getúlio Vargas, no Paraná, vazaram
aproximadamente 4 milhões de litros de petróleo nos rios Barigui e Iguaçu. Em 2001 um novo
acidente de grandes proporções ocorreu, uma explosão originou o afundamento da Plataforma
P-36, acarretando a morte de 11 empregados, na Bacia de Campos, Rio de Janeiro.
A Empresa tradicionalmente mantém uma preocupação com a segurança de seus
trabalhadores, bem como o respeito ao meio ambiente. Com as lições duramente aprendidas
pelo advento dos acidentes ocorridos assumiu a postura de enfrentar a situação com atitude de
total transparência e tomada de providências para reverter o quadro.
Será focada uma visão mais recente, na qual se origina sua visão atual.
Desde 1991 a empresa vem, de forma sistemática, promovendo melhorias em sua
gestão e tendo como referencial os princípios da Qualidade Total. A partir daí iniciaram na
companhia uma série de programas de sensibilização e capacitação de empregados.
Em 1993, objetivando saber o quanto os princípios de Qualidade Total estavam
incorporados à gestão e também incrementar o processo de melhorias foi iniciada a avaliação
com base nos Critérios de Excelência do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ).
Em 1994 iniciou-se o trabalho para obtenção de certificações dos processos produtivos
de acordo com a série de normas ISO 9000.
3.3 VISÃO DE EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO
Em 1995 foi iniciado o trabalho de obtenção da ISO 14000 e BS 8800, de modo a
assegurar que as atividades industriais se desenvolvam com foco na preservação do meio
ambiente e na segurança e saúde dos empregados, sendo então obtidas, treze certificações.
Os benefícios alcançados pelas ações corporativas deram sustentação a Gestão pela
Qualidade Total (GQT) da companhia, preparando-a para competir no mercado aberto
nacional de petróleo.
76
A empresa, em seu Plano Estratégico, estabeleceu a Visão 2010, que consiste: “A
Petrobrás será uma empresa de energia com forte presença na América Latina, atuando com
foco na rentabilidade e responsabilidade social” (PETROBRÁS, Plano estratégico 2003 –
2007).
Estabelece também a missão:
Atuar de forma segura e rentável nas atividades da indústria do óleo, gás e energia, nos mercados nacional, internacional, fornecendo produtos e serviços de qualidade, respeitando o meio ambiente, considerando os interesses dos acionistas e contribuindo para o desenvolvimento do país (PETROBRAS, Plano Estratégico 2003 – 2007).
O Plano estabelece ainda valores:
- A valorização dos principais públicos de interesse, incluindo acionistas, clientes e
empregados, sociedade, governo, parceiros e comunidades em que a atua;
- Espírito empreendedor e de superação de desafios;
- Foco na obtenção de resultados de excelência;
- Espírito competitivo inovador com foco na diferenciação em serviços e
competência tecnológica;
- Excelência e liderança em questões de Segurança, Meio ambiente e Saúde (SMS);
- Busca permanente da liderança empresarial.
Comportamentos:
- Ética nos negócios;
- Liderança pelo exemplo;
- Ênfase na integração e no desenvolvimento de trabalho em equipe;
- Foco no desenvolvimento e sustentação de vantagens competitivas;
- Acompanhamento rigoroso dos resultados com reconhecimento e
responsabilização pelo desempenho;
- Transparência nas relações com acionistas, empregados, comunidades e com os
demais públicos de interesse.
Objetivos:
- Atuar de forma preventiva na proteção do ser humano e do meio-ambiente,
mediante identificação e monitoramento dos riscos operacionais;
77
- Manter-se permanentemente preparada para emergências e atuar para mitigar os
impactos delas decorrentes;
- Atuar no gerenciamento dos impactos ambientais e sociais das suas atividades;
- Desenvolver o mercado de soluções alternativas de energia;
- Ser reconhecida no mercado pelo alto nível de qualidade de seus produtos e
serviços e pela aderência aos padrões internacionais de segurança, meio ambiente
e saúde.
Este plano estabeleceu valores, comportamentos e estratégia corporativa para todos os
seus segmentos de negócios, definindo plano de investimentos, metas financeiras e políticas,
sendo que esta última foi subdividida em:
- Atuação Corporativa;
- Disciplina de Capital;
- Desenvolvimento de Novos Negócios;
- Recursos Humanos;
- Segurança, Meio Ambiente e Saúde;
- Comunicação.
3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS
Em 1974 a Petrobras já possuía uma política de Proteção Industrial. A Divisão de
Engenharia de Segurança Industrial e do Meio Ambiente, que era um órgão ligado ao
Gabinete do Presidente, foi criada em 1977. Pode-se observar como ocorreu a evolução do
gerenciamento destas funções na tabela 14, a seguir.
78
Tabela 14: Evolução da gestão de SMS na Petrobras
Controle de Poluição Criação da Divisão de Engenharia de Segurança e Meio Ambiente
Princípios Gerais de Proteção, baseados em: Responsabilidade; Prioridade; Antecipação Diretrizes Gerais de Gerenciamento Ambiental Postura Gerencial; Compromissos com comunidades; Convênios para Preservação Ambiental
Processo Petrobras de QMASI Início do Processo de Gestão com base na ISO – 14001 e BS 8800 ou OHSAS 18001 Programa Corporativo de Auditorias das Funções MASI
Política Integrada de Segurança, Meio Ambiente e Saúde Reestruturação da área em toda a Companhia Criação Do Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional Redirecionamento estratégico da Companhia para as questões ambientais
1970 1980 1990 2000 Fonte: Amaral, 2004
Essas políticas se referem ao aspecto macro da Companhia, porém norteiam cada
órgão empresarial.
A área corporativa de SMS, que estava ligada ao Gabinete da Presidência, se desliga
da mesma em 2001, por ter atingido os objetivos de demonstrar o comprometimento da Alta
Gerência e disseminar a nova cultura, passa então, a ser ligada a Diretoria de Serviços. Como
principais alterações devido à mudança,são citadas:
- A responsabilidade em SMS nas unidades operacionais, passa a ser dos Gerentes
das mesmas;
- Melhor definição das atribuições e responsabilidades do pessoal de SMS
corporativo e dos demais profissionais , que atuam nos diversos segmentos da
Companhia;
- A área de saúde passou para a estrutura do Gerente Executivo de SMS.
Em 2003, por ocasião da revisão do Plano Estratégico, foi revisada e aprovada, a nova
Política de SMS, transcrita a seguir:
79
• Educar, capacitar e comprometer os empregados com as questões de SMS, envolvendo fornecedores, comunidades, órgãos competentes e demais partes interessadas;
• Considerar nos sistemas de conseqüência e reconhecimento, o desempenho de SMS;
• Atuar na promoção da saúde, na proteção do ser humano e do meio ambiente, mediante identificação, controle e monitoramento de riscos, adequando a segurança de processo às melhores práticas mundiais e mantendo-se preparada para emergências;
• Assegurar a sustentabilidade de projetos, empreendimentos e produtos ao longo de seu ciclo de vida, considerando-se os impactos e benefícios nas dimensões econômica, ambiental e social;
• Considerar a eco-eficiência das operações, minimizando os impactos locais adversos inerentes às atividades da indústria. (PETROBRAS, Diretoria Executiva, 17/04/2003)
A Política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde contempla 15 Diretrizes
Corporativas, aprovadas pela Diretoria Executiva em 27/12/2001. Estas Diretrizes se
subdividem em 79 requisitos que compõe o sistema de gestão corporativo e cada unidade de
negócio da Companhia faz as devidas adaptações à sua realidade. Como estas diretrizes e
requisitos, estão ligados ao tema do presente trabalho, são transcritos no Anexo A, uma vez
que poderão ser usados para avaliar o sistema de gestão do estudo de caso apresentado no
capítulo 4 desta Dissertação.
3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS
A partir do estabelecimento da Lei nº 9.433/97, que define a nova política nacional de
recursos hídricos e que tem por princípio básico a organização de bacias hidrográficas como
unidade de planejamento, que ainda se encontra em fase de implementação, alguns estados
vêm aprovando suas leis para o setor de recursos hídricos. Desta maneira, alguns comitês de
bacia já estão atuando. Os critérios de outorga e cobrança para captação e lançamento de
efluentes ainda estão em fase de discussão.
A Petrobras, devido às características de sua atividade, é uma grande consumidora de
água, e algumas de suas unidades operam em áreas de demanda crescente. Surgiu, portanto a
necessidade de conhecer a demanda presente e futura em suas áreas de atuação. Em janeiro de
2002, o órgão corporativo de Meio Ambiente estabeleceu uma especificação técnica para a
construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos. A especificação contempla
também o lançamento de efluentes industriais, uma vez que o mesmo também será outorgado,
80
tornando-se necessário o conhecimento da disponibilidade de corpos receptores para
receberem efluentes. Para tanto é necessário o estabelecimento de cenários que levem em
consideração a legislação nacional e local sobre gerenciamento desses recursos.
Com base nessa especificação foi feita uma concorrência para a emissão de um
relatório de construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos.
Os principais objetivos desse trabalho são:
- O estabelecimento de cenários de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos
(20 anos) sobre a demanda e disponibilidade das fontes de suprimento das
unidades operacionais selecionadas para fazerem parte do estudo;
- Avaliação do potencial, da disponibilidade e da vulnerabilidade das águas
subterrâneas nas regiões das unidades selecionadas;
- Diagnostico da situação atual e avaliação da disponibilidade dos corpos d’água
para o lançamento de efluentes;
- Alternativas para captação de água e lançamento de efluentes, caso os cenários
futuros sejam desfavoráveis;
- Identificação das unidades operacionais que deverão reduzir o consumo de água e
o lançamento de efluentes.
A Fundação Brasileira para o Desenvolvimento Sustentável, venceu a concorrência e
já apresentou o relatório à Petrobras.
Dando prosseguimento à Política Petrobras de Excelência na Gestão de SMS, foi
criado o Projeto Corporativo para a excelência no Gerenciamento de Efluentes e Recursos
Hídricos que tem por objetivo as seguintes ações:
- Conhecimento da conjuntura nacional e internacional sobre gerenciamento de
efluentes e recursos hídricos;
- Diagnóstico interno de efluentes e recursos hídricos;
- Cenários de disponibilidade de recursos hídricos nas regiões onde a Petrobras
opera;
- Elaboração de norma Petrobras sobre gestão de efluentes e recursos hídricos;
- Sistema corporativo de informações sobre efluentes e recursos hídricos.
Através do Documento Interno Petrobras (DIP) SMS 000155/2003, de 18/07/2003, foi
constituído um grupo de trabalho para implantar o Sistema Corporativo Informatizado de
Dados sobre Efluentes e Recursos Hídricos – DATA HIDRO.
81
O produto final será uma base de dados que vai permitir consultas, geração de gráficos
e relatórios sobre cada unidade de negócios. Estes dados envolvem:
- Dados administrativos;
- Fluxogramas do tratamento de águas, com descrição do processo e usos da água
após o tratamento;
- Fluxograma de tratamento de efluentes, descrição dos equipamentos, detalhes do
lançamento no corpo receptor;
- Água captada, parâmetros de qualidade, volumes;
- Efluentes lançados, parâmetros de lançamento aplicáveis, vazão de efluentes;
- Balanço hídrico, vazão de captação de diversas fontes, vazão de efluentes nos
diferentes corpos receptores, consumo, vazão de águas pluviais limpas, coletadas
pelos sistemas de segregação;
- Valores cobrados;
- Resumo de cada área de negócios.
82
4. ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO
4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO
A UN-ES conta com aproximadamente 615 empregados, segundo dados de julho de
2003. Tem sua sede estabelecida em Vitória, estado do Espírito Santo e uma base de apoio
operacional em São Mateus, norte do estado. Suas atividades de exploração e produção estão
distribuídas entre o município de Piúma, no Estado do Espírito Santo e o município de
Caravelas, no Estado da Bahia.
Hoje, a UN-ES conta com mais de 1000 poços perfurados na região e tem cerca de
360 poços em operação, sendo 290 de óleo, 12 de gás e 58 de injeção de água.
Conta ainda com 10 estações de coleta, tratamento, processamento, especificação e
transferência de óleo e gás, 3 plataformas fixas de produção e um navio de coleta,
processamento e transferência de óleo e gás natural, uma unidade de dessulfurização de gás
natural, uma unidade de processamento de gás natural, redes de dutos e um laboratório de
análise de rochas.
O empreendimento, envolvendo a exploração e produção de petróleo e gás natural pela
Petrobras no Espírito Santo, norte capixaba, situa-se nas áreas dos municípios de Conceição
da Barra, São Mateus, Jaguaré e Linhares. A sede da UN-ES/NC (Unidade de Negócio, do
Espírito Santo, Norte Capixaba), onde foi realizado este estudo de caso, está localizada no
município de São Mateus, distante de Vitória 225 km, pela Rodovia BR 101 – NORTE.
De acordo com o Relatório de Impacto Ambiental de 1998, os primeiros registros da
Petrobras no Estado datam de 1957, quando chegou um grupo para realizar os primeiros
estudos geofísicos da região.
O primeiro poço perfurado foi no município de Conceição da Barra, em 1959. O
primeiro poço a apresentar óleo com possibilidades de produção, embora tenha sido perfurado
em 1969, permaneceu em testes até 1973, quando foi colocado em produção junto com poços
do Campo de Fazenda Cedro, tendo início então a produção comercial de óleo. Este poço
apesar do tempo, ainda está em produção.
A produção de todo o Estado do Espírito Santo, em 21/07/2004, é de 41.369 barris/dia
de óleo, tendo seu record acontecido em 20/04/2003, com 48.842 barris/dia de óleo.
83
A Petrobras, através de seu empreendimento no estado, tem por objetivo principal a
produção de petróleo e gás natural. A produção de hidrocarbonetos na bacia do Espírito Santo
pretende suprir de gás uma região potencialmente consumidora, representada pela Grande
Vitória, além de contribuir diretamente para o aumento da produção de petróleo no país.
A importância da atividade na região no contexto socioeconômico dos municípios
envolvidos é enorme uma vez que estes se beneficiam com a arrecadação de royalties que
incidem sobre a produção, e também com os impostos recolhidos pela empresa. A justificativa
que permite a viabilidade econômica do empreendimento é a perspectiva do aumento da
produção de gás natural, que é hoje a prioridade principal do estado, levando-o à região da
Grande Vitória, onde é uma excelente alternativa para as indústrias já instaladas e que
pretendam se instalar. A figura 11 apresenta a área de atuação da Empresa no Espírito Santo.
84
Figura 11: Área de atuação da UN-ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN-ES
85
4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO
A estrutura organizacional da UN-ES compreende o Gerente Geral, Gerências
Funcionais, Gerências Assessoras e Gerências Setoriais. Como visto na figura 12
Figura 12: Organograma da UN – ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN - ES
4.3 PROCESSO DE INJEÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA
O petróleo nos poços é bombeado por um dispositivo mecânico chamado cavalo de
pau, daí vai para tanques de armazenamento como visto na figura 13.
86
Figura 13: Cavalo de Pau e Tanques de Armazenamento Fonte: Foto do autor
Dos tanques são transferidos para carretas que, posteriormente farão o transporte até as
estações de tratamento onde são descarregadas (figura 14).
Figura 14: Descarregamento de carretas Fonte: foto do autor
87
O óleo é daí bombeado para o inicio do processo, nos tanques de flotação (figura 15).
Figura 15: Tanque de flotação Fonte: foto do autor
Nesses tanques a água decantada é transferida para um tanque pulmão, de onde é
bombeada pelas bombas de circulação para os filtros (figura 16).
88
Figura 16: Filtro misto (à direita)
Fonte: foto do autor
Na instalação onde foi realizado o presente estudo são utilizados dois filtros mistos e um filtro
de cartucho (a direita da figura 17).
89
Figura 17: Filtro de cartucho (à direita) Fonte: foto do autor
Dos filtros, a água vai para o tanque de injeção (tanque à esquerda da figura 17) de
onde será bombeada pelas bombas de injeção (figura 18).
90
Figura 18: Bombas de injeção Fonte: fotos do autor
A água então vai para um manifold onde é direcionada para a injeção nos diversos
poços da região (figura 19).
91
Figura 19: Manifold de água de injeção Fonte: foto do autor
A água no tanque de injeção recebe um tratamento químico, que consiste de biocida -
que tem por finalidade evitar o crescimento de micro-organismos que poderiam danificar a
formação, inibidor de incrustação, seqüestraste de oxigênio e inibidor de corrosão.
Os valores assegurados de qualidade da água de injeção, de acordo com o
procedimento E&P-EP-26-00032-0, Tratamento e Injeção de Água Produzida são os
seguintes:
- Teor de sólidos suspensos totais, máximo de 20 mg/l;
- Teor de óleo contaminante, máximo de 2,5 mg/l.
Para garantir os valores estipulados, é feita coleta para análise, na entrada e saída do
tanque flotador, entrada e saída dos filtros e na descarga da bomba de injeção.
A seguir o fluxograma simplificado do processo de injeção de água, é apresentado na
figura 20.
92
Tanque Flotador Tanque Flotador Tanque Pulmão
Bombas de
Circulação
Filtro Misto Filtro Cartucho
Tanque de Injeção
Bombas de Injeção
φφφφ 3” φφφφ 2” φφφφ 2”
φφφφ 3” 2200 m 3300 m 1000 m
400 m
Figura 16
Figura 15
Figura 18
Figura 17
“manifold de injeção”
Figura 19
Figura 20: Fluxograma simplificado do processo de injeção de água nos poços Fonte: UN-ES, 2004
4.3.1 Dados sobre a água produzida
A tabela 15 apresenta a produção de água a partir de 1983, nos campos de produção do
norte capixaba.
93
Tabela 15: Produção de Água nos Campos de Produção do Norte Capixaba
ANO m3 m3/dia
1983 123.643 339
1984 143.030 391
1985 206.027 564
1986 233.316 639
1987 343.594 941
1988 359.295 982
1989 343.744 942
1990 267.828 734
1991 334.824 917
1992 408.023 1.115
1993 391.272 1.072
1994 484.135 1.326
1995 482.444 1.322
1996 494.534 1.351
1997 476.691 1.306
1998 501.746 1.375
1999 532.486 1.459
2000 593.995 1.623
2001 572.585 1.569
2002 672.264 1.842
2003 607.714 1.665
Fonte: Portal/Petrobras http://portal.ep.Petrobras.com.br/Produção/ProduçãoSeguro/Tabela.asp – 2004
Verifica-se que no período referendado, a produção de água associada ao petróleo foi
de 8.089.055 m3. No mesmo período foram injetados 7.612.533 m3, ou seja, ao longo destes
21 anos houve a necessidade de descarte de água produzida, com seus conseqüentes custos.
Por outro lado a água de injeção também tem custos de tratamento, de forma a não
prejudicar a formação.
Observa-se na tabela a seguir o panorama de água e efluente nos anos 2002 e 2003 de
todas as instalações terrestres do Espírito Santo.
94
Tabela 16: Consumo e custos da água nos Campos de Produção Terrestres
ÍNDICES UNIDADES 2002 2003
ÁGUA DOCE
Consumo total de água doce bruta m3 287.977 421.751
Consumo de água doce bruta via concessionária m3 20.736 21.292
Custo médio de água doce bruta via concessionária R$/ m3 2,32 3,19
Custo total de água doce bruta via concessionária R$ 48.107,52 67.921,48
Consumo de água doce bruta via fontes externas * m3 267.241 400.459
EFLUENTES **
VAZÃO m3 1.586.948 1.777.915
Custo médio do tratamento R$/ m3 0,39 0,18
Custo total do tratamento de efluente R$ 618.909,72 320.024,70
* Captação em rios, córregos lagoas e poços artesiano ** Reinjeção de água produzida
Fonte: Portal Petrobras, http://portal.ep.petrobras.com.br - 2004
A redução dos custos no tratamento de efluente se deve a otimizações introduzidas no
processo.
O consumo total de água doce é distribuído entre jardinagem, construção civil,
estradas, etc. e instalações sanitárias e algumas vezes também para geração de vapor para
manutenção da pressão nos reservatórios. Deve-se ressaltar também que a água produzida ao
longo do tempo tem volume maior que a quantidade necessária para reinjeção, algumas vezes
sua produção é menor que a necessidade de injeção e é compensada com água captada em
poços artesianos.
4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região
É possível ver na tabela 17 a distribuição da precipitação média mensal e as máximas
em 24 horas no norte capixaba.
95
Tabela 17: Precipitação média mensal e máxima em 24 horas
Mês Precipitação Mensal (mm)
Altura Máxima em 24hs (mm)
Janeiro 118,4 175,4
Fevereiro 97 99,3
Março 149,8 140,8
Abril 132,8 83,4
Maio 88,7 93,8
Junho 78,3 71,2
Julho 83,4 60,5
Agosto 57,9 74,1
Setembro 67,2 90,3
Outubro 133,4 98,6
Novembro 196,1 123,1
Dezembro 204,7 114,2
Anual
1407,7
175,4
Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA
Na figura 21 é apresentado o histograma de precipitação mensal média do norte
capixaba.
118,4
97
149,8132,8
88,778,3 83,4
57,967,2
133,4
196,1204,7
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Pre
cipi
taçã
o (m
m)
Figura 21: Histograma de Precipitação Mensal Média no Norte Capixaba Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA
96
A partir daí pode-se traçar algumas conjecturas sobre os quantitativos e possíveis usos
dessa água. Como esse aproveitamento não seria de 100%, admitindo um aproveitamento de
75% em cada área de 1 Km2 de precipitação pluviométrica e usando a menor precipitação
mensal que é do mês de agosto e igual a 57,9 mm, seria necessário para abastecer 9.650
pessoas/dia, com uma taxa de 200 l/pessoa/dia, que é a utilizada como a taxa de consumo em
cidades litorâneas, 1.055.775 m3, que é mais que o dobro do consumo total de água bruta nas
instalações terrestres, conforme dados da tabela 13.
4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S
Outra grande utilização de água na região é a injeção de vapor nas regiões produtoras.
Esta técnica permitiu reverter à produção declinante dos poços, estendo a vida útil dos
mesmos a um custo compatível.
Entretanto, esta injeção acarretou um sério problema sobre a ótica de segurança: o
surgimento de contaminação por sulfeto de hidrogênio (H2S). A geração deste composto
decorre da reação entre o vapor injetado e a formação pirítica da região, rica em sulfeto de
ferro.
O sulfeto de hidrogênio caracteriza-se por ser um composto gasoso, com elevada
toxidade e letalidade. O IDLH (Immediate Danger to Life and Health) deste produto é de 100
ppm, ocorrendo morte instantânea de seres humanos expostos a concentrações iguais ou
superiores a 600 ppm. Exposição a concentrações acima de 8 ppm por tempo prolongado,
pode resultar em dores de cabeça e tonturas. É especialmente relevante o fato de, apesar de
apresentar odor extremamente desagradável em baixas concentrações, este produto inibe o
sentido do olfato humano quando em concentrações superiores a 50 ppm, ou seja, não pode
ser percebido nas concentrações mais perigosas.
Como decorrência da injeção de vapor nos poços, foram observados teores da ordem
de até 11.000 ppm de H2S em alguns destes, demandando soluções específicas. Dentre estas
destaca-se a queima do gás, o que acarreta dois grandes problemas:
• A necessidade de utilização de equipamentos especiais, resistentes ao processo
corrosivo associado à presença do H2S;
97
• A geração, como subproduto da combustão, de óxidos de enxofre (SOx), cuja
emissão é controlada pela legislação ambiental e que podem gerar a fenômeno
conhecido como “chuva ácida”.
Há soluções alternativas ao processo de queima, dentre as quais são especialmente
relevantes:
- Processos de recuperação de enxofre, como os utilizados em refinarias e outras
indústrias, onde o H2S é transformado em enxofre através de técnicas diversas, das
quais a mais conhecida é a de combustão incompleta. Este processo apresenta o
inconveniente do alto custo de investimento e dos procedimentos operacionais
relativamente complexos, que passam pelo enriquecimento da corrente gasosa a
teores superiores a 90% de H2S.
Especificamente no caso dos campos produtores da UN-ES este processo seria afetado
pela distância entre os campos produtores.
- Lavagem do gás, removendo o H2S da corrente gasosa: este processo apresenta
uma eficiência relativamente baixa e também tem custo elevado pela necessidade
de repor a água ou mesmo tratá-la adequadamente.
Considerando que o aumento da produção prevista está associado à continuidade da
injeção de água na forma de vapor, a tendência é operar com valores crescentes ou
consideravelmente elevados de sulfeto de hidrogênio. A queima destes gases é possível até
que os limites admissíveis de SOx sejam atingidos. A partir deste momento haverá a
necessidade de implementação de processos específicos de gestão, que devem contemplar o
incremento do uso de água como elemento efetivo para sua remoção, ou seja, a causa básica
do problema pode acabar por constituir-se em sua solução.
4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN-
ES
A UN-ES estabeleceu um sistema de gerenciamento integrado das atividades de
segurança, meio ambiente e saúde, baseado em processo sistêmico de planejar, promover,
analisar criticamente e corrigir/melhorar.
98
Para viabilizar a integração desse sistema de gerenciamento a UN-ES optou pelos
modelos normativos NBR ISO 14001/96 – Sistema de Gestão Ambiental – Especificação e
Diretrizes para Uso, BS 8800:1996 – Diretrizes para Sistemas de Gerenciamento de
Segurança e Saúde Ocupacional, e OHSAS 18001 – 1999.
A Unidade de Negócios da Petrobras no Espírito Santo, de acordo com o seu Manual
de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde, esta comprometida com um sistema que
integra as áreas de segurança, meio ambiente e saúde à gestão de seu negócio. Este sistema
esta fundamentado no princípio da melhoria contínua, na valorização dos empregados, no
respeito à sociedade, no uso eficiente de energia e na visão de desenvolvimento sustentável.
Para atingir seus objetivos a UN-ES tem como paradigmas, educar e treinar seus
empregados e demais contratados e comunidades vizinhas, atender a legislação em vigor,
adotar as melhores técnicas operacionais, visando à preservação dos recursos naturais e à
melhoria da qualidade de vida, manter ações para que seus parceiros atendam aos quesitos de
SMS semelhantes aos seus e, manter um diálogo com as partes interessadas para aperfeiçoar o
processo.
Para garantir o fluxo de informações, foi definido o processo de comunicações no
sistema de SMS e instituídos padrões de documentos, procedimentos e respectivos controles.
Em relação a suas atividades operacionais, foram estabelecidos procedimentos
internos para fornecedores e prestadores de serviço de modo a garantir seus valores de SMS.
Para garantir a performance, a empresa monitora e mede periodicamente o seu
desempenho e de seus colaboradores.
As situações de emergência estão previstas em planos operacionais ou em planos de
contingência que definem responsabilidades e competências para a tomada de decisões.
Para garantir o desempenho foi estabelecido um plano de auditorias internas que
verifica a aderência às normas NBR ISO 14001 e BS 8800.
Finalmente os resultados são submetidos à análise crítica das Diretrizes Corporativas
de SMS pela alta administração, renovando o ciclo de PDCA. A planilha de requisitos
corporativos versus requisitos de SMS da UN-ES é apresentada no Anexo B.
Como melhoria da gestão de SMS, entende-se que a criação de um grupo de trabalho
permanente de gestão de efluentes com a participação de representantes dos órgãos
envolvidos seria capaz de melhorar a gestão de recursos hídricos e efluentes.
99
5. DISCUSSÃO
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Com o advento da nova lei das águas no Brasil - Lei N 9.433/97 - que promoveu uma
importante descentralização de gestão do poder público para a esfera/conceito da bacia
hidrográfica, o poder passa a ser compartilhado nos comitês de Bacia Hidrográfica e nos
Conselhos Nacional ou Estaduais de Recursos Hídricos. A Lei autoriza as futuras Agências de
Água pela cobrança do uso, porém mantém com o poder público o poder de outorgar direitos
de uso. Com foco no modelo francês, estes comitês, de acordo com a Lei 9433/97, têm como
funções:
• Promover o debate das questões relacionadas aos recursos hídricos e articular a
atuação das entidades intervenientes;
• Arbitrar, em primeira instância administrativa, os conflitos relacionados aos
recursos hídricos;
• Aprovar o Plano de Recursos Hídricos da bacia;
• Acompanhar a execução do Plano de Recursos Hídricos da bacia e sugerir as
providências necessárias ao cumprimento de suas metas;
• Propor ao Conselho Nacional e aos Conselhos Estaduais de Recursos Hídricos as
acumulações, derivações, captações e lançamentos de pouca expressão, para efeito
de isenção da obrigatoriedade de outorga dos direitos de uso dos recursos hídricos,
de acordo com os domínios destes;
• Estabelecer os mecanismos de cobrança pelo uso de recursos hídricos e sugerir os
valores a serem cobrados;
• Estabelecer critérios e promover o rateio de custo das obras de uso múltiplo, de
interesse comum ou coletivo.
No sudeste do Brasil há municípios que têm razoável grau de autonomia político-
financeira, o que explica a criação dos Consórcios Intermunicipais de Bacia, que interagem
para tratar de questões relacionadas aos recursos hídricos de diferentes municípios.
100
“Embora existam entidades responsáveis por praticamente todas as atividades ligadas
à gestão dos recursos hídricos, verifica-se que a articulação interinstitucional é ainda frágil e
incipiente” (Tucci et al, 2001).
O que observamos, no entanto é que as instituições públicas, lenta e gradualmente,
estão se capacitando e paulatinamente aumentando suas exigências ambientais.
As organizações de bacias hidrográficas não participam hoje dos processos decisórios
dos recursos hídricos. Sistematicamente as tomadas de decisão ficam concentradas nas esferas
federal e estaduais. No entanto é preciso pensar no futuro, quando tanto os Comitês quanto as
Agências de Bacias passarão a gerir a responsabilidade sobre disponibilidade de captação da
água e descarga de efluentes, dando os pareceres sobre as solicitações de outorga. O Comitê
decidirá sobre prioridades de investimento e fixará os níveis de cobrança. A Agência vai
preparar os Programas de Investimento, repassar recursos e fiscalizar a aplicação dos mesmos.
Em função dessas incertezas quanto ao futuro, é importante ter conhecimento das
disponibilidades hídricas dos mananciais, atuais e futuras, bem como da capacidade de
absorção de efluentes, e ter estimativas das demandas outorgáveis. Para tanto, é necessário a
construção de cenários com visão de futuro.
No relatório Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos encomendado pela
Petrobras, foi feita essa análise da capacidade de captação d’água e descarte de efluentes para
pequeno (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos). Porém, a visão do relatório se
restringiu apenas a este ponto, a exceção de comentários sobre tendências futuras da
legislação ambiental e de recursos hídricos. São feitos comentários sobre estes cenários na
seção 5.3.
5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO
Considera-se o que poderá advir de sistemas tarifários futuros. De acordo com Tucci et
al (2001), no pagamento pela utilização das águas e pelo lançamento de efluentes, a exemplo
do que é feito por alguns países europeus, no Brasil já é previsto este pagamento no artigo 20
da Lei N 9.433/97. Embora uma forma de cobrança já houvesse sido aventada pelo Código de
Águas de 1934, somente agora se iniciam algumas experiências no país.
De acordo com as tarifas apresentadas por Tucci et al (2001 – veja tabela 18), os
valores médios praticados pelas principais prestadoras de serviço na área de saneamento
101
básico no País apresentam um custo US$ 0,86 /m3 do serviço de água, tendo à cotação do
dólar a média de 1997 de R$ 1,00 = US$ 0,93.
Tabela 18: Tarifas Médias Praticadas pelas Companhias de Água e Saneamento em 1997
REGIÃO / COMPANHIA Tarifa média da água US $/ m3
Norte 0,82
CAER –Companhia de Água e Esgoto de Roraima 0,77
CAERD – Companhia de Águas e Esgotos de Rondônia 0,99
CAESA- Companhia de Água e Esgoto do Amapá 0,67
COSAMA – Companhia de Saneamento do Amazonas 1,04
COSANPA – Companhia de Saneamento do Pará 0,67
SANEATINS – Companhia de Saneamento do Tocantins 0,84
Nordeste 0,73
AGESPISA – Águas e Esgotos do Piauí 0,95
CAEMA – Companhia de Águas e Esgotos do Maranhão 0,71
CAERN – Companhia de Águas e Esgotos do Rio Grande do Norte 0,80
CAGECE – Companhia de Água e Esgoto do Ceará 0,53
CAGEPA - Companhia de Água e Esgoto da Paraíba 0,66
CASAL – Companhia de Abast. De Água e San. do Est. de Alagoas 0,83
COMPESA – Companhia Pernambucana de Saneamento 0,76
DESO –Companhia de Saneamento de Sergipe 0,83
EMBASA – Empresa Baiana de Águas e Saneamento 0,73
SUDESTE 0,81
CEDAE – Companhia estadual de Águas e esgotos 0,77
CESAN – Companhia Espírito Santense de Saneamento 0,73
COPASA – Companhia de Saneamento de Minas Gerais 0,64
SABESP – Companhia de Saneamento Básico de São Paulo 0,90
SUL 1,10
CASAN – Companhia Catarinense de Águas e Saneamento 1,09
CORSAN – Companhia Rio Grandense de Saneamento 1,44
SANEPAR – Companhia de Saneamento do Paraná 0,86
CENTRO-OESTE 0,86
CAESB – Companhia de Água e Esgoto de Brasília 0,86
102
SANEAGO – Saneamento de Goiás 0,79
SANEMAT – Companhia de Saneamento do Mato Grosso 0,89
SANESUL – Companhia. de Saneamento do Mato grosso do Sul 0,93
Fonte: Ministério do Planejamento e Orçamento, Secretaria de Política Urbana, Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (MPO- SEPURB-IPEA-1998), apud Tucci et al 2002.
Nos dados levantados em 1997, à maioria das companhias de água e esgoto são
operadas por empresas públicas, municipais e estaduais, que correspondem ao atendimento de
84% do abastecimento de água e a 37% do de esgoto.
5.3 CENÁRIOS
O desenvolvimento da gestão de recursos hídricos passou por estágios. Porém
aconteceram em épocas diferentes, de acordo com o grau de desenvolvimento dos paises.
No Brasil, nos anos 80, foram aprovadas as legislações ambientais no mesmo
momento em que os paises em desenvolvimento já enfatizavam a contaminação dos aqüíferos
e a poluição difusa.
De acordo com os estudos de Gallopin e Rijsberman (1999 apud Tucci, 2002), são
identificados três cenários para análise, num horizonte de 25 anos. Estes cenários são
segmentados nas dimensões:
- Institucional;
- Desenvolvimento urbano;
- Desenvolvimento rural;
- Energia;
- Eventos extremos.
Os comentários serão restringidos a dimensão institucional devido à relação com o
foco do presente trabalho.
O primeiro cenário chamado situação crítica (business-as-usual), é uma reprodução da
situação atual de uso e aproveitamento de água. Este cenário leva em consideração a
tendência de exploração de recursos sem um planejamento adequado. Não vê nenhuma
melhora quanto aos aspectos de gestão, segundo este prognóstico, a crise da água pode
103
ocorrer em regiões mais carentes. É uma visão crítica da exploração de recursos hídricos no
país. Em nível institucional, prevê a implementação da legislação de recursos hídricos, porém
com resistência a cobrança pelo uso da água, ação estadual e municipal limitadas e
privatização dos serviços rentáveis.
O segundo é o Econômico, Tecnológico e de Privatização (Economics, Technology
and Private Sector) sugere uma abordagem do recurso hídrico como bem econômico. Todas
as ações estão baseadas no conceito de mercado e investimento do setor privado. É uma visão
otimista de novas tecnologias, onde a cobrança pelo uso da água vai permitir a introdução de
novas soluções. O desenvolvimento está enfocado na colaboração do setor público com o
privado, para alavancar padrões sócio-ambientais. Na visão deste cenário toda
regulamentação legal estará implementada, inclusive com a cobrança pelo uso da água.
O terceiro cenário é o de Valores sociais e padrões básicos de qualidade de vida (The
values and Lyfestiles), caracterizado por incluir objetivos coletivos de uso e aproveitamento
da água, a partir de valores sociais e considerando fatores de qualidade de vida. Este cenário
tem uma visão holística, com valores da vida humana, responsabilidade social, qualidade de
vida e solidariedade. Também neste cenário a legislação pertinente estará implantada, bem
como um sistema de cobrança pelo uso da água que leve em consideração fatores sociais e
intensa participação da sociedade civil, em contraponto aos cenários anteriores.
A visão dos cenários do relatório de Disponibilidade de Recursos Hídricos e a de
Gallopin e Rijsberman basicamente se complementam, na primeira visão, a do relatório, se
tem um foco mais apurado nos recursos hídricos, na situação atual e a partir daí para um
horizonte de 5, 10 e 20 anos. São também tecidas algumas considerações em nível nacional e
internacional sobre legislação de recursos hídricos. Na visão dos três cenários de Gallopin e
Rijsberman, o primeiro projeta para o futuro a situação da água atual, no segundo trata o
recurso hídrico como bem econômico e no terceiro dá um enfoque de valor social à água.
Acreditamos que os dois relatórios são ferramentas para balizar a gestão de recursos hídricos,
servindo para acompanhamento, verificação e correção de desvios.
104
5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA:
Novas tecnologias vêm sendo desenvolvidas e apostam num futuro onde o problema
da água produzida será resolvido, cada vez mais com maior qualidade e menor custo. O custo
atual de tratamento da água produzida não serve de parâmetro de referência para a tomada de
decisões futuras. A tendência atual é de uma convergência de custos. Como visto na seção
2.3.4.3, o custo de descarte de água produzida em alto mar em 2001, foi US$ 2,67/m3. Na
seção 2.4.12, foi visto que o sistema de membranas VSEP apresenta um custo de US$ 0,99/m3
para o tratamento de água produzida, não sendo levado em consideração os demais custos
com o descarte e não considerando nenhum custo para atingir o padrão de enquadramento da
água segundo critérios do CONAMA.
O custo apresentado para as membranas, seria uma primeira aproximação de uma
tecnologia ainda em desenvolvimento. Na seção 4.3.1, é apresentado o custo médio de água
doce bruta através de fornecimento de concessionária nas instalações terrestres do Espírito
Santo, que foi em 2003 de R$ 3,19/m3, pouco mais que um dólar por metro cúbico. De acordo
com a seção 5.2 o custo médio de água fornecida pelas empresas de água e esgoto é de US$
0,83/m3.
A primeira incógnita é o custo da água no futuro. O parâmetro atual, não serve de
referência para um futuro do ano 2020, p.e. O que hoje não é comercialmente viável poderá
vir a ser num horizonte não muito distante. É preciso manter uma visão de tecnologias atuais
que se mantém em desenvolvimento como meta para o futuro. Outro parâmetro fundamental é
o da outorga da água, tanto para a captação como para a descarga de efluentes em corpos
receptores, não estando aí envolvidos apenas custos, mas sim, vazões outorgáveis. Esta visão
é de importância estratégica para a Petrobras, a fim de planejar suas ações no âmbito da
gerência de efluentes futuros.
Outro viés importante sobre a água produzida é a de seu reuso no futuro. Destaca-se
que no relatório de Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos, elaborado pelo
Instituto Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável e no relatório pertinente a Bacia de
Campos, é enfatizado que a água de produção não pode ser considerada como água
subterrânea, ou mesmo como um recurso hídrico, porque a partir de determinada relação de
produção água/óleo, o poço é considerado como não comercial e fechado.
105
Na bibliografia citada e na consultada, não foi vista nenhuma referência específica à
água associada ao petróleo sendo considerada como recurso hídrico. Portanto numa situação
de escassez, a água produzida poderia ser incluída nas campanhas de reuso de água.
5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA
Na área de Exploração e Produção, dado a grande diversidade de problemas, comuns a
diversas companhias petrolíferas, o problema da água produzida provavelmente deve ser
conduzido de forma mais específica, devido à relevância do problema do tratamento e
descarte e seus conseqüentes custos.
A água associada ao óleo tem composições diferentes, variando nas regiões produtoras
e mesmo na mesma região, pode apresentar aspectos distintos no mesmo campo produtor. Isto
leva a problemas específicos em cada região de produção.
No estudo de caso apresentado no capítulo 4, realizado em campos de produção
terrestre do Espírito Santo, verificou-se que a água produzida recebe um tratamento especial,
uma vez que é reinjetada nos poços produtores, passando por um tratamento suficiente apenas
para não prejudicar a formação da zona produtora, sendo, portanto de baixo custo. Não
havendo necessidade de injeção, esta água também pode ser injetada em poços que não são
mais produtores. A injeção é feita em zonas que não comprometam os aqüíferos porventura
existentes. Todas estas operações têm padrões e procedimentos que são seguidos e
controlados através de monitoramento. Se outros campos de produção terrestres forem
estudados, a situação problema será a mesma, só variando a composição da água.
Quando se coloca em foco o problema em uma plataforma de produção marítima, a
complexidade é ainda maior e por conseqüência envolve valores bem mais elevados.
Apesar da complexidade e diversidade do problema da água produzida, a gestão pode
ser comum, não importando, portanto as regiões produtoras ou mesmo as companhias
operadoras, uma vez que o problema é o mesmo, só variando as características dos efluentes.
Devido à dificuldade do problema, a sugestão à indústria petrolífera é a criação de um
Comitê Central de Efluentes, ligado à estrutura da administração central da empresa. Essa
prática poderá transformar um problema em vantagem competitiva.
A coordenação do comitê deve caber ao órgão de Meio Ambiente corporativo e
composto por representantes de todas as unidades e serviços envolvidos.
106
Como em uma mesma região de produção, se tem uma gama de problemas, seriam
escolhidos representantes de cada região produtora, que são os detentores do conhecimento e
dos problemas em função da experiência acumulada em anos de trabalho. Estes representantes
teriam todos os dados das diversas regiões produtoras e seriam das áreas de SMS, Produção e
Reservatórios. Seriam também representados os órgãos de SMS, Produção e Reservatórios da
matriz da empresa, que alternadamente liderariam o comitê. Agregados a esta estrutura
haveria representantes dos órgãos de refino, transporte e pesquisa e desenvolvimento, que
seriam o suporte técnico encarregado de acompanhar o estado da arte em nível mundial,
mantendo o comitê atualizado com as mais modernas técnicas disponíveis.
Para melhor visualização apresenta-se uma proposta de organograma na figura 22.
COORDENADOR
REFINO
PESQUISA E DESENVOLVIMENTO
TRANSPORTE REGIÃO DE PRODUÇÃO A
SMS PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS
REGIÃO DE PRODUÇÃO A
SMS PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS
Figura 22: Organograma do Comitê Central de Efluentes Fonte: Sugestão do autor
O Comitê teria, de forma macro, as seguintes atribuições:
- Conhecer e propor soluções aos problemas de cada região produtora no
gerenciamento de efluentes;
- Acompanhar e revisar periodicamente os cenários de recursos hídricos e de
descarte de efluentes;
- Acompanhar o desenvolvimento de novas tecnologias, testando e acompanhando
as mais adequadas aos negócios da Companhia;
- Incentivar e acompanhar a redução de consumo de água e lançamento de efluentes;
- Incentivar o reuso de efluentes;
- Incentivar a captação e uso de águas pluviais;
- Identificar oportunidades/ameaças referentes a recursos hídricos e efluentes;
- Investir na capacitação de recursos humanos, tanto a nível tecnológico como
também gerencial;
- Definir um programa de auditorias e acompanhamento de não conformidades;
107
- Definir e acompanhar os indicadores de efluentes;
- Preservar o conhecimento adquirido;
- Acompanhamento periódico através de reuniões de análise crítica.
O comitê deve fazer o acompanhamento e monitoração dos indicadores de efluentes
estabelecidos, bem como o desempenho da empresa, cumprindo assim o requisito de melhoria
contínua.
108
6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Do exposto pode-se concluir que a indústria petrolífera vem se esforçando para atingir
padrões de excelência em gestão ambiental.
O tema abordado na presente dissertação é muito vasto, e o autor em varias ocasiões
precisou retornar ao foco pretendido. Porém, como recomendações para pesquisas futuras, são
vislumbradas duas vertentes:
A primeira com um enfoque técnico para novas tecnologias orientadas para o reuso da
água produzida com seu devido tratamento, sendo explorada a redução dos custos. Não era
objetivo do presente trabalho o reuso de água produzida, mas ao longo da pesquisa
bibliográfica foi verificado que, de acordo com The Oil and Gas Industry from Rio to
Johannesburg and beyond, a empresa Norsk Hydro’s, fazendo uso de velhas informações de
explorações locais em Angola, encontrou um aqüífero a 200 m de profundidade com
capacidade de produção de 200 m3/dia, tornando-se um impacto positivo para a sociedade
local.
Segundo a mesma fonte, na refinaria da BP em Kwinana noroeste da Austrália, um
programa de gerenciamento do uso da água, permitiu a redução de 70 % do uso de água
potável. O mesmo proveito com certeza poderá ser alcançado por outras indústrias.
Pesquisas que estão sendo desenvolvidas na Texas A&M University, informam que a
água produzida poderá ter futuras aplicações em irrigação e na mitigação de emergências de
abastecimento no estado (THE WASHINGTON TIMES, 2002).
Sem dúvida as novas tecnologias, a curto e médio prazos, revolucionarão os cenários
do tratamento de efluentes com qualidade final melhor e custos mais baixos.
A segunda vertente tem um enfoque na gestão do problema, que está intimamente
ligado às conjunturas mais exigentes em termos de parâmetros ambientais, legislações cada
vez mais restritivas, e cobranças de ONGs e da própria sociedade. Para tanto, será necessário
um acompanhamento constante das mudanças de rumo em nível internacional e também
nacional. As mudanças internacionais sempre foram balizadoras para mudanças locais,
devendo ser monitoradas permanentemente.
Os procedimentos gerenciais hoje são calcados na ISO 14000, sempre buscando a
melhoria contínua.
Como contribuição foi apresentada na seção 5.5 uma proposta para criação de um
Comitê Central de Gestão de Água Produzida.
109
Outro campo de estudo que poderia ser explorado, seria a pesquisa comparativa de
diversas companhias petrolíferas com a Petrobras, na área de efluentes, soluções dadas e
ações gerenciais desenvolvidas para atingir os padrões ambientais desejados, obtendo-se
assim um foco mais amplo quanto às soluções do problema da água produzida.
110
7. OBRAS CITADAS
AMARAL, Sérgio Pinto. Sustentabilidade ambiental,social e econômica nas empresas: como entender, medir e relatar. São Paulo: Tocalino, 2004. 126p
AMORIM, Roberto. Relatório Refino: dados sobre água produzida. [s.l.]:[s.n.], 2002
ANÁLISE Crítica das Diretrizes Corporativas de SMS. [s.l]:UN-ES, Agosto de 2002.
ARPEL. 1997 A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, 1997. In: UNEP OFFSHORE OIL AND GAS ENVIRONMENT FORUM . Disponível em: http://www.oilndgasforum.net/education/guidelines Acesso em: 12/02/2004.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ÁGUAS SUBTERRÂNEAS. ABAS. Disponível em: http://www.abas.org.br. Acesso em: 29/07/2004.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR ISO 9000: 2000: sistema de gestão da qualidade: fundamentos e vocabulário. Rio de Janeiro, 2000
______. NBR ISO 9001: sistemas de gestão da qualidade: requisitos. Rio de Janeiro, 2000
______. NBR ISO 14001: 1996: sistemas de gestão ambiental: especificação e diretrizes para uso. Rio de Janeiro, 1996
BRASIL. Ministério do Meio Ambiente. Agenda 21. Disponível em: http://www.mma.gov.Br/se/agen21bra/corpo.html/ Acesso em: 29/07/2004.
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_____. Decreto-Lei N7.841, de 8 de agosto de 1945, estabelece o Código das Águas Minerais.Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.
_____. Lei Federal N 9.433, de 8 de janeiro de 1997, que institui a Política Nacional de Recurso Hídricos. . Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
111
_____. Lei Federal n 9.984, de 17 de julho de 2000, que institui a Agência Nacional de Recursos Hídricos. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.
_____. Lei N 6.938, de 31 de agosto de 1981, dispõe sobre a Política Nacional de Meio Ambiente. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
_____. Lei N 9.605, de 2 de fevereiro de 1998, que estabelece a regulamentação sobre Crimes Ambientais. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.
_____. Lei N 9.966, de 22 de abril de 2000, que estabelece os princípios básicos na movimentação de óleo e outras substâncias nocivas ou perigosas em portos, instalações portuárias, plataformas e navios em águas sob jurisdição Nacional. . Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.
_____. Portaria N 117, de 17 de julho de 1972, do Departamento Nacional de produção Mineral, que estabelece estudos e análises bacteriológicas segundo o código de águas minerais. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
_____. Portaria N 231, de 31 de julho de 1998, do Departamento Nacional de Produção Mineral, que estabelece ações e procedimentos necessários à definição de áreas de proteção de fontes, balneários e estâncias de águas minerais e potáveis de mesa. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
_____. Resolução N 012, de 19 de julho de 2000 do Conselho Nacional de Recursos Hídricos, que estabelece procedimentos para o enquadramento dos corpos de água em classes. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
________. Resolução N 20, de 18 de junho de 1986, que classifica águas doces, salobras e salinas do território Nacional. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 mai. 2003.
________. Resolução N 237, de 19 de dezembro de 1997, dispõe sobre Licenciamento Ambiental. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.
________ Resolução N 265, de 27 de janeiro de 2000, dispõe sobre processo de licenciamento ambiental das instalações industriais de petróleo e derivados localizados em Território Nacional. . Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.
BRASIL. CONAMA. Resolução N 1, de 23 de janeiro de 1986, que dispõe sobre Estudos de Impacto Ambiental. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.
112
BRASIL. Constituição da república federativa do Brasil, 1988. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
CAMARGO,Rosana. A possível futura escassez de água doce que existe na Terra. 2003.CEFET SP. Disponível em <http://www.cefetsp.br/edu/sinergia/4p35c.html>. Acesso em 29/01/2003.
CARVALHO, Paulo Roberto dos Santos. O impacto da legislação ambiental na indústria de petróleo brasileira. 2002.147 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2002.
Conhecendo a água na Internet. Disponível em <http://www.geocities.com/Athens/Forum/5265/marcha.htm>. Acesso em 12/11/2002.
DONAIRE, Denis. Gestão ambiental na empresa. 2. ed.São Paulo: Atlas,1999. 169 p.
DUQUE, Ricardo Henriques Macedo. Mudança de cultura de segurança do trabalho: estudo de caso em obra de construção e montagem em uma refinaria de petróleo.2004. 144 p. Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão) – Centro Tecnológico – Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócio e Meio Ambiente – Universidade federal Fluminense, Niterói. 2004.
FUNDAÇÃO CECILIANO ABEL DE ALMEIDA. Relatório de Impacto Ambiental. Vitória: (FCAA/UFES),/Grafer Editora, 1998
HTTP://portal.ep.petrobras.com.br/Produção/producaoSeguro/Tabela.asp, acessado em 24/05/2004. (intranet)
INTERNATIONAL PETROLEUM INDUSTRY ENVIRONMENTAL CONSERVATION ASSOCIATION. (IPIECA); INTERNATIONAL ASSOCIATION OF OIL & GAS PRODUCERS. (OGP). The oil and gas industry from Rio to Johannesburg and beyond – contributing to sustenable development. Oxford, Words and Publications, 2002. 81 p.
KEY WORLD ENERGY STATISTICS – IEA – 2000. Disponível em < http://www.iea.org/statist/keyworld2002.pdf>. Acesso em 16/09/ 2003, 16:21.
MAGERS, Phil. Water recovered from oil brine has promise. Washington: The Washington Times. Disponível em: http://asp.washtimes.com/printarticle.asp?action=print&ArticleID=20020916-0112352-34 Acesso em: 6/8/2003.
MAIDMENT, David R.(ed). Handbook of Hydrology. New York: MacGraw-Hill,1993.Cap 1, Seção 1.2 Hydrological Cycle.
MARTINI JUNIOR, Luis Carlos de; GUSMÃO, Antonio Carlos de Freitas de. Gestão ambiental na indústria. Rio de Janeiro: Destaque, 2003. 212 p.
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MOREIRA, Rodrigo de Matos. Alocação de recursos hídricos em regiões semi-áridas. 2001. 113 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil) - Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 2001.
NUNES, Adisson. Relatório TRANSPETRO. [s.l.]: TRANSPETRO, 1997
OCCUPATIONAL HEALTHY AND SAFETY ASSESSMENT SERIES. OHSAS 18001: Sistema de Gestão de segurança e Saúde Ocupacional: Especificação. Londres, 1999.
OCCUPATIONAL HEALTHY AND SAFETY. Briths Standard BS 8800: Guia para gestão da segurança e saúde no trabalho, Londres, 1996.
PETROLEO BRASILEIRO S/A. Diagnóstico da água produzida enviada pela bacia de campos para os terminais, 2002. Documento interno.
______.Plano Estratégico 2003 – 2007. [s.l]: Petrobrás, [2003?]
______. Padrão E&P – EP-26-00032-0: tratamento e injeção de água produzida. [s.l.], dezembro de 2003.
______. Relatório de Gestão 2002. Disponível em <http://www2.petrobras.com.br/portal/frame_ri.asp?pagina=/ri/port/ConhecaPetrobras/RelatorioAnual/RelatorioAnual.asp>. Acesso em 4 de jun. 2004.
______.Workshop de Definição da Política de SGI/IEES,. 2004. 1 CD-ROM.
______. Política de segurança meio ambiente e saúde. Petrobrás, 2001. Aprovada pela Diretoria Executiva em 27/12/2001
RELATÓRIO de Água de Produção. Shioya, Nilce: E&P/UN-BC,2002
SISTEMA de Gestão Integrada IEEPT – IEES: PETROBRAS/ENGENHARIA: Workshop: Rio de Janeiro, 29/07/2004. CD, Microsoft PowerPoint.
TUCCI, Carlos E. M.;ESPANHOL, Evanildo; CORDEIRO NETTO, Oscar de M. Gestão da Água no Brasil. Brasília:UNESCO,2001. 156 p.
United Nations Environment Programme Industry and Environment Centre. UNEP. Oil Industry International Exploration and Production Forum. E&P Forum, Environmental management in oil and gás exploration and production, An overview of issues and management approaches. Oxford, Words and Publications, 1997. 68 p.
114
ZIMBRES, Eurico.Guia Avançado sobre Água Subterrânea, UERJ, 2003. Disponível em
http://www.meioambiente.pro.br/index.htm. Acesso em 2/12/2003.
115
8. OBRAS CONSULTADAS
ABREU, Estela dos Santos: TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de trabalhos monográficos de conclusão de curso. 6.ed. Pró-Reitoria de pesquisa e Pós-Graduação. Niterói: EdUFF, 2003. 86 p.
ABREU, Estela dos Santos; TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de Trabalhos Monográficos de Conclusão de Curso. 6ª Ed. Niterói. EdUFF, 2003. 85 p.
AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS. ÁGUAS SUBTERRÂNEAS. Brasília: Superintendência de Informações Hidrológicas, 2002. 85 p.
AFFONSO, Fernando Luiz. Metodologia para implantação de sistema de gestão ambiental em serviços de engenharia para empreendimentos petrolíferos: um estudo de caso. 2001. Dissertação ( Mestrado em Planejamento Energético). Programa de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 2001
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE – API. Publicação API 9100 A: sistemas de modelo de gestão ambiental, de saúde e segurança (EHS); [s.1.]; API, v.2, outubro de 199837 p.
DALL’AGNOL, Rafael. Análise do conhecimento jurídico-penal-ecológico.2000. 137 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) - Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.
ECO, Umberto. Como se faz uma tese. 17. ed. São Paulo: Perpectiva, 2002. 170 p.
LYNGBAEK, M. E; BLIDEGN, L.H. Produced water management. First International Conference on health, Safety and Environment held in Hague, 1991
MEYER, Murilo Machado. Gestão Ambiental no setor mineral: um estudo de caso. 2000. 174 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.
OLIVEIRA, Fabíola Bianco. Implantação e prática da gestão ambiental: discussão e estudo de caso 100 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia da Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia da Produção da Universidade do Rio grande do Sul. Porto Alegre. 1999.
OLIVEIRA, José Eduardo de. Impacto ambiental da exploração e produção de petróleo sobre reservatórios de água subterrânea. X Congresso Latinoamericano de Perfuracion. Rio de Janeiro, 1996. 26 p.
116
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P – PG-26-00006-E: Manual de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde.. Vitória: UN-ES/SMS, jul. de 200214 p.
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PG-26-00028: Monitoramento de Águas Subterrâneas da UN-ES. Dez.2001. UN-ES/ATP-NC-SMS. 4 p.
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PP-36-00215-0: tratamento e injeção de água produzida. dez. de 2003. UN-ES/ATP-NC/OP-N. 3 p.
SILVA, Vanderlei Alves da. O planejamento de emergências em refinarias brasileiras: um estudo dos planos de refinarias brasileiras e uma análise de acidentes em refinarias no mundo e a apresentação de uma proposta de relação de cenários acidentais para planejamento. Niterói. 2003. 158 p.Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão de Meio Ambiente) – Centro Tecnológico – Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócio e Meio Ambiente – Universidade Federal Fluminense, Niterói. 2003.
SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS. (SPE), 80.585. GARLAND, Emanuel Discharge of produced water. New challenges in Europe. Exploration and Production Environmental Conference, held in San Antonio. Richardson, 2003. 9 p.
THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Treating production water to remove oil. Report Nº 2.46/153. CAUDLE, D. D.; BANSAL, K. M. London, 1988. 13p.
THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Production water management – current and emerging technologies. Report Nº 2.64/211. London, 1994. 17 p.
VITERBO Junior, Ênio. Sistema integrado de gestão ambiental: como implementar um sistema que atenda à norma ISO 14001, a partir de um sistema baseado na norma ISO 9000. São Paulo: Aquariana, 1998. 224 p.
YIN, Robert K. Estudo de caso: planejamento e métodos. 2 ed .Porto Alegre: Bookman,
2001.
117
ANEXO A - Diretrizes corporativas de segurança, meio ambiente e saúde
1- Liderança e Responsabilidade
A Petrobras, ao integrar segurança, meio ambiente e saúde à sua estratégia
empresarial,reafirma o compromisso de todos os seus empregados e contratados com a busca
de excelência nessas áreas.
Requisitos
1.1 Difusão e Promoção, em todos os níveis, da política corporativa de SMS,seus valores
e metas.
1.2 Exercício da liderança pelo exemplo, de modo a assegurar o máximo
comprometimento da força de trabalho com o desempenho em SMS.
1.3 Responsabilização de cada unidade pelo seu desempenho em SMS, o qual será
avaliado por meio de indicadores e metas.
1.4 Definição clara em cada unidade, das atribuições e responsabilidades relacionadas ao
desempenho em SMS.
1.5 Integração em cada unidade, do desempenho em SMS às suas metas de produção e
rentabilidade.
1.6 Acompanhamento e avaliação do desempenho em SMS das empresas contratadas.
1.7 Difusão de valores que comprovam a qualidade de vida da força de trabalho, dentro e
fora da empresa.
2- Conformidade Legal
As atividades da empresa devem estar em conformidade com a legislação vigente nas áreas de
segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
2.1 Verificação permanente do atendimento à legislação e adoção, quando necessário, de
medidas destinadas à pronta correção de eventuais não conformidades.
2.2 Acompanhamento das mudanças que venham a ocorrer na legislação relacionadas à SMS ,
de modo a promover a adequação das atividades da empresa, bem como permitir a
identificação de novos cenários.
118
2.3 Atendimento aos preceitos legais e regulamentares durante todo o ciclo de vida das
instalações e operações da empresa, bem como verificação de seu cumprimento por parte de
contratados, fornecedores e parceiros.
2.4 Manutenção de uma política de cordialidade e colaboração com os órgãos competentes.
3- Avaliação e gestão de riscos
Riscos inerentes às atividades da empresa devem ser identificados, avaliados e gerenciados,
de modo a evitar a ocorrência de acidentes e/ou assegurar a minimização de seus efeitos.
Requisitos
3.1 Implementação de mecanismos que permitam, de forma sistemática, identificar e avaliar a
freqüência e as conseqüências de eventos indesejáveis, visando sua prevenção e/ou máxima
redução de seus efeitos.
3.2 Implementação de mecanismos para priorização dos riscos identificados, bem como a
documentação, comunicação e acompanhamento das medidas adotadas para controlá-los.
3.3 Incorporação de processos de avaliação de riscos a todas as fases dos empreendimentos e
produtos, incluindo os relacionados à proteção da força de trabalho, comunidades vizinhas e
consumidor final.
3.4 Realização de avaliações de risco periódicas ou à medida que se identifiquem mudanças
nos processos.
3.5Implementação de gestão de riscos de acordo com sua natureza e magnitude, nos diversos
níveis administrativos.
4- Novos empreendimentos
Os novos empreendimentos devem estar em conformidade com a legislação e incorporar, em
todo o seu ciclo de vida, as melhores práticas de segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
4.1 Adoção de práticas e tecnologias que assegurem aos novos empreendimentos padrões de
excelência ao longo de todo seu ciclo de vida, desde sua concepção, projeto, construção e pré-
operação até sua eventual desativação.
4.2 Implementação de mecanismos que assegurem a conformidade dos novos
empreendimentos com as especificações de seus projetos e recomendações das avaliações de
risco.
119
4.3 Análise, aprovação e documentação de eventuais mudanças nos projetos originais e
verificação de suas implicações relacionadas à SMS.
4.4 Consideração, em cada novo empreendimento, dos impactos sociais, econômicos e
ambientais decorrentes de sua implantação.
4.5 Incentivo à implantação de projetos que incorporem o conceito de sustentabilidade, a
utilização de mecanismos de desenvolvimento limpo e a otimização de insumos como, água,
energia e materiais.
5 – Operação e manutenção
As operações da empresa devem ser executadas de acordo com procedimentos estabelecidos e
utilizando instalações e equipamentos adequados, inspecionados e em condições de assegurar
o atendimento às exigências de segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
5.1 Adoção de práticas operacionais seguras, que preservem a saúde da força de trabalho e
reduzam ao máximo os riscos de acidente.
5.2 Verificação e atualização sistemáticas de todos os procedimentos operacionais,
observadas as recomendações provenientes das avaliações de risco.
5.3 Implementação de mecanismos que permitam, com a máxima rapidez, a identificação,
caracterização e correção dos casos de não-conformidade com os procedimentos
estabelecidos.
5.4 Execução das atividades de inspeção e manutenção de acordo com os procedimentos
estabelecidos, de modo a manter o controle sobre seus riscos.
5.5 Execução de programas específicos de inspeção, teste e manutenção associados a sistemas
de segurança, integridade e proteção das instalações, de modo a assegurar sua confiabilidade.
5.6 Identificação, análise e monitoramento de impactos causados pelas atividades da empresa
saúde e ao meio ambiente, buscando a contínua redução de seus efeitos.
5.7 Implementação de mecanismos que preservem a saúde da força de trabalho, buscando
assegurar-lhe, sempre que necessário, diagnóstico precoce,atendimento imediato,interrupção
de exposição, limitação de dano e reabilitação.
6 – Gestão de mudanças
Mudanças, temporárias ou permanentes, devem ser avaliadas visando à eliminação e/ou
minimização de riscos decorrentes de sua implantação.
120
Requisitos
6.1 Implementação de mecanismos que permitam avaliar e controlar riscos inerentes a
mudança, desde a fase de planejamento até sua efetiva incorporação ao processo.
6.2 Formalização dos processos de mudança por meio de descrição, avaliação e
documentação, bem como de sua necessária divulgação.
6.3 Garantia de que as mudanças atendam às exigências legais e aos procedimentos
estabelecidos, bem como preservem a integridade da força de trabalho, das instalações e a
continuidade das operações.
6.4 Identificação de novas necessidades eventualmente decorrentes das mudanças, como
capacitação da força de trabalho,intensificação de treinamentos e revisão de procedimentos e
planos de contingência.
7 – Aquisição de bens e serviços
O desempenho em segurança, meio ambiente e saúde de contratados, fornecedores e parceiros
deve ser compatível com o do Sistema Petrobras.
Requisitos
7.1 Inclusão no processo de contratação, de exigências específicas de SMS, bem como
verificação de seu cumprimento durante todas as etapas das atividades a serem desenvolvidas.
7.2 Garantia de que materiais e produtos a serem adquiridos atendam às exigências
estabelecidas de SMS.
7.3 Avaliação de desempenho em SMS de contratados, de acordo com critérios claramente
definidos nos respectivos contratos.
7.4 Acompanhamento das empresas contratadas no que se refere a seu desempenho em SMS,
tomando as medidas necessárias para a correção de eventuais não conformidades.
7.5 Implementação de medidas visando estimular a adoção, pelas empresas contratadas e
parceiros, das melhores práticas de SMS.
7.6 Integração do desempenho de contratados no conjunto de indicadores de SMS de cada
unidade.
8 – Capacitação, educação e conscientização
Capacitação, educação e conscientização devem ser continuamente promovidas, de modo a
reforçar o comprometimento da força de trabalho com o desempenho em segurança, meio
ambiente e saúde.
121
Requisitos
8.1 Comprometimento explícito da gerência com a política e valores de SMS, de modo a
sensibilizar a força de trabalho para seu cumprimento.
8.2 Levantamento de necessidades e implementação, em todos os níveis, de programas de
capacitação, educação e conscientização em SMS.
8.3 Implementação de programas que estimulem a adoção de comportamentos seguros,
saudáveis e de respeito ao meio ambiente, dentro e fora da empresa.
8.4 Avaliação periódica da capacitação da força de trabalho com relação às exigências de
SMS.
8.5 Implementação de mecanismos que promovam a melhoria constante da capacitação da
força de trabalho.
9 – Gestão de informações
Informações e conhecimentos relacionados a segurança, meio ambiente e saúde devem ser
precisos, atualizados e documentados, de modo a facilitar sua consulta e utilização.
Requisitos
9.1 Implementação de mecanismos que garantam o registro, atualização, armazenamento e
recuperação de informações relacionadas à SMS, bem como de mecanismos que estimulem a
participação da força de trabalho nesse processo.
9.2 Garantia de que esse sistema contemple, entre outros, os seguintes aspectos:
- Política,valores, objetivos e programas de SMS;
- Legislação vigente e ações decorrentes de auditorias;
- Indicadores de desempenho;
- Informações coletivas de saúde e exposição ocupacional;
- Avaliação e gestão de riscos;
- Planos de contingência;
- Investimentos realizados e seus benefícios;
9.3 Observância do princípio de confidencialidade, de modo a preservar informações
estratégicas da empresa e de natureza pessoal envolvendo a força de trabalho.
9.4 Implementação de mecanismos que garantam a difusão de novas práticas e melhoria de
desempenho em SMS.
122
9.5 implementação de mecanismos que considerem opiniões, sugestões e dúvidas de terceiros
e/ou partes interessadas, prestando, quando necessário, os devidos esclarecimentos.
10 – Comunicação
As informações relativas a segurança, meio ambiente e saúde devem ser comunicados com
clareza, objetividade e rapidez, de modo a produzir os efeitos desejados.
Requisitos
10.1 Manutenção de canais permanentes de comunicação com os órgãos reguladores e demais
partes interessadas, bem como com os veículos de comunicação.
10.2 Manutenção de canais permanentes de comunicação com a força de trabalho e
comunidades vizinhas, de modo a mantê-las informadas sobre os riscos decorrentes das
atividades da empresa, bem como das medidas adotadas para sua redução.
10. 3 Garantia de que denúncias, reclamações e sugestões relacionadas à SMS sejam
registradas, analisadas e esclarecidas.
10.4 Observância dos princípios de hierarquia e competência no que se refere à divulgação de
informações que possam representar risco para qualquer atividade da empresa.
10.5 Apresentação periódica, no Relatório Anual e em outros meios de comunicação, de
informações consolidadas sobre desempenho em SMS.
11 – Contingência
As situações de emergência devem estar previstas e ser enfrentadas com rapidez e eficácia
visando a máxima redução de seus efeitos.
11.1 Garantia de que os planos de contingência de cada unidade estejam avaliados, revisados
e atualizados, bem como integrados aos planos de contingência regionais e corporativo da
empresa.
11.2 Desenvolvimento de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades
potencialmente expostas a riscos, visando sua incorporação aos planos de contingência.
11.3 Adequação dos planos de contingência às variações de risco eventualmente identificadas.
11.4 Consideração, nos planos de contingência, dos impactos sociais, econômicos e
ambientais decorrentes de possíveis acidentes.
123
11.5 Implementação de mecanismos que assegurem a atualização, divulgação e pronto acesso
aos planos de contingência por parte da força de trabalho, órgãos governamentais e não-
governamentais, comunidades e demais partes interessadas.
11.6 Realização periódica de treinamentos e exercícios simulados, com a participação de
todos os envolvidos, e posterior avaliação dos resultados.
12 – Relacionamento com a comunidade
A empresa deve zelar pela segurança das comunidades onde atua, bem como mantê-las
informadas sobre impactos e/ou riscos eventualmente decorrentes de suas atividades.
Requisitos
12.1 Avaliação dos eventuais impactos que as atividades da empresa possam causar às
comunidades, tanto do ponto de vista de SMS como social e econômico, de modo a evitá-los
ou reduzir ao máximo seus efeitos indesejáveis.
12.2 Garantia de que essa avaliação acompanhe todo o ciclo de vida das atividades.
12.3 Manutenção de canais de comunicação com todas as comunidades vizinhas, de modo a
mantê-las informadas sobre planos de contingência, considerando, nesse processo, opiniões,
sugestões e preocupações por elas manifestadas.
12.4 Implementação de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades
potencialmente expostas a riscos, de modo a estimular seu comprometimento com as medidas
de prevenção e contingência.
12.5 Implementação de programas de saúde e educação ambiental junto às comunidades
vizinhas, bem como de ações que promovam seu desenvolvimento sustentável.
13 – Análise de acidentes e incidentes
Os acidentes e incidentes decorrentes das atividades da empresa devem ser analisados,
investigados e documentados, de modo a evitar sua repetição e/ou assegurar a minimização de
seus efeitos.
Requisitos
13.1 Implementação de procedimentos que permitam a identificação, registro e análise das
causas dos acidentes e a quantificação das perdas.
13.2 Implementação de procedimentos que permitam a identificação e tratamento de não-
conformidades eventualmente capazes de causar acidentes.
124
13.3 Obrigatoriedade de comunicação imediata de acidentes e de pronta atuação sobre suas
conseqüências.
13.4 Obrigatoriedade do registro de acidentes no respectivo indicador de desempenho.
13.5 Incorporação às atividades da empresa das lições extraídas dos acidentes visando à
melhoria constante dos sistemas de prevenção.
13.6 Acompanhamento das medidas corretivas e/ou preventivas adotadas, de modo a se
certificar de sua eficácia.
13.7 Garantia de que, em acidentes graves, a investigação tenha participação externa à da
unidade onde ocorreu e da área corporativa de SMS.
14 – Gestão de produtos
A empresa deve zelar pelos aspectos de segurança, meio ambiente e saúde de seu7s produtos,
desde sua origem até a destinação final, bem como empenhar-se na constante redução dos
impactos que eventualmente possam causar.
Requisitos
14.1 Imcorporação a todos os produtos da empresa de valores relacionados à SMS, desde a
escolha de materiais, produção,embalagem e transporte até seu destino final.
14.2 Fornecimento de informações adequadas e atualizadas sobre esses produtos, de forma a
permitir sua utilização segura e/ou redução de eventuais riscos.
14.3 Atribuição de prioridade ao desenvolvimento de produtos que atendam da melhor forma
às exigências de SMS.
15 – Processo de melhoria contínua
A melhoria contínua do desempenho em segurança, meio ambiente e saúde deve ser
promovida em em todos os níveis da empresa, de modo a assegurar seu avanço nessas áreas.
Requisitos
15.1 Atualização periódica da política, diretrizes e metas de SMS, de modo a manter sua
conformidade com o Plano Estratégico da empresa.
15.2 Implementação de programa corporativo de avaliação da gestão de SMS visando seu
constante aperfeiçoamento.
15.3 Implementação de planos de ação, com base nos resultados dessas avaliações, visando à
prevenção e/ou correção de eventuais desvios.
125
15.4 Aderência às normas internacionais de certificação em SMS e suas respectivas
atualizações.
15.5Aperfeiçoamento constante dos indicadores de SMS, de modo a torná-los cada vez mais
precisos e uniformes, com conseqüente incentivo ao cumprimento das metas estabelecidas.
126
ANEXO B – Planilha de requisitos
127
128
129
PAULO CESAR CARDOSO CAVACO
GESTÃO DE TRATAMENTO DE EFLUENTES E RECURSOS HÍDRIC OS EM INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TERRESTRES, COM ENFOQUE
EM NOVAS TECNOLOGIAS
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado em Sistema de Gestão da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Sistemas de Gestão. Área de Concentração: Sistema de Gestão do Meio Ambiente.
Orientador Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.
Niterói 2004
PAULO CESAR CARDOSO CAVACO
GESTÃO DE TRATAMENTO DE EFLUENTES E RECURSOS HÍDRIC OS EM INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TERRESTRES, COM ENFOQUE
EM NOVAS TECNOLOGIAS
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado em Sistema de Gestão da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Sistemas de Gestão. Área de Concentração: Sistema de Gestão do Meio Ambiente.
Aprovada em 12 de novembro de 2004:
BANCA EXAMINADORA
_____________________________________________ Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.
Universidade Federal Fluminense
____________________________________________ Prof. Angela Maria Abreu de Barros, D.Sc.
Universidade Federal Fluminense
___________________________________________ Marcelo Fernandes Mendes, D.Sc.
MTL Engenharia LTDA
Dedico esse trabalho
A meus pais Sylvio e Margarida pelo incentivo que sempre me deram nos estudos.
À minha mulher Barbara e minha filha Paola pela compreensão das horas não dedicadas à
família e pelo ânimo em continuar o presente trabalho.
AGRADECIMENTOS
À ENGENHARIA, especificamente à Implementação de Empreendimentos de Exploração,
Produção e Transporte Marítimo (IEEPT), que através de seus gerentes, proporcionaram a
disponibilidade para participação no curso.
Ao meu orientador Dr. Airton Bodstein de Barros pelo permanente incentivo, paciência e pela
orientação precisa do trabalho.
Aos colegas da Petrobras, pela ajuda e encorajamento, sem querer citar nominalmente para
não esquecer ninguém.
Agradecimento especial aos colegas de turma pelo convívio e pelas experiências trocadas, que
muito contribuíram e incentivaram ao desenvolvimento desse trabalho.
Um obrigado aos companheiros da UN-ES/NC onde foi feito o estudo de caso, pelo apoio e
presteza no atendimento de todas as solicitações feitas.
A Deus, que me permitiu ter condições de realizar esse trabalho.
All water has a source and every tree a root. (Chinese proverb) Toda água tem uma fonte e cada árvore uma raiz. (Provérbio Chinês - Tradução)
RESUMO
O grande desafio mundial do século XXI será sem dúvida a escassez da água. A possibilidade
concreta começa a se tornar a ameaça ao desenvolvimento econômico e social e à estabilidade
política mundial, levando a disputas pelo uso num futuro não muito distante. As instituições
públicas estão cada vez mais se capacitando e aumentando suas exigências ambientais. No
Brasil isso pode ser notado com o advento da Lei das Águas, Lei N 9.433/97. Por outro lado a
indústria petrolífera vem mudando em relação às questões ambientais, deixa de ver o assunto
como exigência legal, tentando transformá-lo em vantagem competitiva. Na atividade de
produção de petróleo, uma das principais preocupações ambientais é a água produzida que
representa a grande maioria dos resíduos associados à produção de óleo e gás. Nesse trabalho
o autor aborda as ações da gestão ambiental no setor de exploração e produção, mais
especificamente as que se referem ao tratamento de efluentes de campos terrestres de
produção de petróleo. É apresentado um panorama dos sistemas de gestão e também a
evolução da gestão de segurança, meio ambiente e saúde na Petrobras, com especial atenção
ao sistema de gestão de efluentes. O autor realizou um estudo em uma região produtora em
campos de produção terrestre no estado do Espírito Santo com foco na gestão da água
produzida. A partir daí apresentam-se as conclusões e sugestões para a indústria petrolífera
implementar melhorias na gestão de efluentes.
Palavras-chave: água produzida; despejo de água; gestão ambiental; gestão da água; gestão de
efluentes.
ABSTRACT
The great world challenge of the XXI century will be no doubt the shortage of water. The real
possibility becoming the threat to economical and social development in world political
stability. This can conduct to competition in a near future. The public institutions are each
more qualifying and increasing environments demands. In Brazil this can be noticed after
Water’s Law N 9.433/97. On the other hand petroleum industry is changing, environmental
subjects are no more legal obligations. Industries are trying to change it in competitive
advantage. In the petroleum production activity, one of the main environmental concerns is
the produced water that represents the great majority of associated residues in gas and oil
production. In this study the author will approach the actions in environmental administration
in production and exploration sector, specifically effluents treatment in onshore petroleum
fields. An overview of administration systems is presented and also health, safety and
environmental managing in Petrobras, with special attention in effluent managing. The author
accomplished a case study in a onshore production field in Espirito Santo sate with focus in
produced water managing and since then presents his conclusions and suggest un idea for
petroleum industry improve effluents administration.
Keywords: produced water; water waste; environmental administration; water management;
effluents management.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Distribuição da água na Terra 22
Figura 2 - O ciclo hidrológico 26
Figura 3 - Bacias e províncias hidrogeológicas no Brasil 27
Figura 4 - Sonda de Perfuração 30
Figura 5 - Cavalo de Pau 33
Figura 6 - Método dos “4 Rs” 40
Figura 7 - Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas 42
Figura 8 - Origem da família ISO 9000 69
Figura 9 - Modelo de sistema de gestão ambiental 70
Figura 10 – Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 e
OHSAS18001
71
Figura 11 – Área de atuação da Unidade de Negócios do Espírito Santo (UN-ES) 84
Figura 12 – Organograma da UN-ES 85
Figura 13 – Cavalo de pau e tanques de armazenamento 86
Figura 14 – Descarregamento de Carretas 86
Figura 15 – Tanque de flotação 87
Figura 16 – Filtro misto 88
Figura 17 – Filtro de cartucho 89
Figura 18 – Bombas de injeção 90
Figura 19 – Manifold de água de injeção 91
Figura 20 – Fluxograma simplificado de processo de injeção de água nos poços 92
Figura 21 - Histograma de precipitação mensal média no norte capixaba 95
Figura 22 – Organograma do comitê central de efluentes 106
LISTA TABELAS
Tabela 1 – Quantidades de água no ciclo hidrológico 23
Tabela 2 – Distribuição de água doce na Terra 23
Tabela 3 – Disponibilidade de água no mundo e no Brasil 25
Tabela 4 – Componentes e propriedades da água de formação 36
Tabela 5 – Geração de água produzida na Bacia de Campos 44
Tabela 6 – Previsão de produção de água e óleo na Bacia de Campos 45
Tabela 7 – Água produzida livre descartada pelos terminais em 2001 45
Tabela 8 – Balanço global estimado da água produzida na Bacia de campos
enviada para Terra em 2001
46
Tabela 9 – Custo de movimentação de água produzida por navios em 2001 46
Tabela 10 – Custo devido à movimentação de água produzida – 2001 47
Tabela 11 – Resumo dos tipos de tratamento 56
Tabela 12 – Tendências em processos de separação 57
Tabela 13 – Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OHSAS
18001
72
Tabela 14 – Evolução da gestão de SMS na Petrobras 78
Tabela 15 – Produção de água nos campos de produção do norte capixaba 93
Tabela 16 – Consumo e custos da água nos campos de produção terrestres 94
Tabela 17 – Precipitação média mensal e máxima em 24 horas 95
Tabela 18 – Tarifas médias praticadas pelas companhias de água e Saneamento em
1997
101
LISTAS DE SIGLAS
ABAST Abastecimento
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANA Agência Nacional das Águas
API American Petroleum Institute
ARPEL Asociación Regional de Empresas de Petroleo Gas Natural en Latinoamérica y
el Caribe
BOP Blow out Preventer
BS Britsh Standard
CEIVAP Comitê para Integração da Bacia Hidrográfica do Rio Paraíba do Sul
CENPES Centro de Pesquisas da PETROBRAS S.A.
CETEM Centro de Tecnologia Mineral
CIF Cost, Insurance and Freight
CNBB Conferência Nacional dos Bispos do Brasil
CNRH Conselho Nacional de Recursos Hídricos
CNUMAD Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento
CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente
CPDS Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável
DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral
E&P Exploração e Produção
EIA Estudo de Impacto Ambiental
ETE Estação de Tratamento de Efluentes
FOB Free on Board
FRONAPE Frota Nacional de Petroleiros
GLP Gás Liquefeito de Petróleo
GQT Gestão Pela Qualidade Total
IEA International Environmental Agency
IEES Implementação de Empreendimentos no Estado do Espírito Santo
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial
IPIECA International Petroleum Industry Environmental Conservation Association
ISSO International Organization for Standardization
MAIS Manual de Segurança Industrial
MIC Metil-isocianato
MMA Ministério do Meio Ambiente
NBR Norma Brasileira Registrada (no INMETRO)
OGP International Association of Oil & Gas Producers
OHSAS Occupacional Health and Safety Assessment Series
ONGs Organizações não Governamentais
ONU Organização das Nações Unidas
PNQ Prêmio Nacional da Qualidade
PNRH Política Nacional de Recursos Hídricos
QMASI Manual de Qualidade e Segurança Industrial
RIMA Relatório de Impacto ao Meio Ambiente
SEMA Secretaria Especial de Meio Ambiente
SGI Sistema de Gestão Integrada
SISNAMA Sistema Nacional de Meio Ambiente
SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde
SNGRH Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos
UFF Universidade Federal Fluminense
UN-BC Unidade de Negócios da Bacia de Campos
UNCED Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento
UN-ES Unidade de Negócios do Espírito Santo
VESEP Vibratory Shear Enhanced Process
SUMÁRIO
1 APRESENTAÇÃO 14
1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI 15
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO 18
1.3 METODOLOGIA EMPREGADA 19
1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO 20
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO 20
2 REVISÃO DA LITERATURA 22
2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 22
2.1.1 O problema da água 22
2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 28
2.2.1 Exploração 28
2.2.2 Perfuração 29
2.2.3 Avaliação 31
2.2.4 Desenvolvimento e produção 32
2.2.5 Impactos ambientais 34
2.3 ÁGUA PRODUZIDA 34
2.3.1 Origem da água produzida 34
2.3.2 Componentes 36
2.3.3 Água de produção e problemas ambientais 38
2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore 41
2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore 41
2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias 43
2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida 46
2.3.4.4 Custo de captação e lançamento de efluentes da bacia de campos 47
2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO 48
2.4.1 Separadores trifásicos 49
2.4.2 Tanques de raspagem 50
2.4.3 Separadores de placas paralelas 50
2.4.4 Flotação de gás 51
2.4.5 Hidrociclones estáticos 52
2.4.6 Centrifugação mecânica 52
2.4.7 Hidrociclones dinâmicos 53
2.4.8 Borbulhamento com gás (Striping) 53
2.4.9 Meio filtrante 54
2.4.10 Coalescedores 54
2.4.11 Membranas filtrantes 55
2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes 55
2.4.13 Novas tecnologias 57
2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL 58
2.5.1 Comentários 66
2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE (SMS) 67
2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS 68
3 SISTEMAS DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 74
3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA 74
3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS 74
3.3 VISÃO DA EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO 75
3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 77
3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS 79
4 ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPIRITO SANTO 82
4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO 82
4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO 85
4.3 PROCESSO DA ÁGUA PRODUZIDA 85
4.3.1 Dados sobre a Água Produzida 92
4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região 94
4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S 96
4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN -ES 97
5 DISCUSSÃO 99
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS 99
5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO 100
5.3 CENÁRIOS 102
5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA 104
5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA 105
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 108
7 OBRAS CITADAS 110
8 OBRAS CONSULTADAS 115
ANEXOS 117
14
1 APRESENTAÇÃO
A produção de petróleo é uma atividade internacional que devido a suas próprias
características, tem forte potencial de impacto ambiental. As empresas nem sempre
conseguem realizar seu trabalho sem que ocorra algum tipo de dano, como: derramamento de
óleo, impactos ao solo e à vegetação, acidentes, incêndios e poluição do ar ou das águas.
Recentemente tem sido observado um outro tipo de impacto, o social, que é se deve a
interação dos empreendimentos com a população local. Este tipo de impacto atinge com
maior intensidade as comunidades mais remotas, como as indígenas.
O consumo mundial de energia em 2000 foi de 6905 milhões de toneladas
equivalentes de óleo, sendo óleo e gás responsáveis por 58,8 %, carvão 7,9 %, energia elétrica
(hidroelétrica e nuclear) 15,8 %, combustíveis renováveis e lixo 13,8 % e outros (eólica,
geotérmica, solar, etc) 3,7 % (Key World Energy Statistics – IEA 2000).
Apesar das populações terem conhecimento da importância das comodidades e do
progresso proporcionados pela atividade petrolífera, ao longo do tempo, começaram a
perceber seus efeitos negativos e passaram a ser mais exigentes quanto aos impactos
ambientais causados.
Este cenário desencadeou então uma série de ações por parte dos órgãos
governamentais e organizações não governamentais. Foram criadas as primeiras leis de
preservação ambiental e mais tarde surgiu a necessidade de licenciar os empreendimentos nos
órgãos ambientais. A regulamentação governamental expôs a indústria a processos judiciais,
tendo como conseqüências, desde a prisão de gerentes e diretores, até a mitigação e reparação
ambientais, acarretando altos custos, muitas vezes com o comprometimento da sua
rentabilidade.
As empresas se conscientizaram da necessidade de demonstrar seu compromisso com
a proteção ambiental, isto as levou a se adequarem às exigências das organizações, surgindo
então à necessidade de implementação de sistemas de gestão. A conseqüência foi a quebra de
velhos paradigmas gerenciais, que não puderam mais coexistir com a demanda dos
questionamentos sócio-ambientais.
A visão empresarial vem mudando e deixando de entender suas ações em relação ao
meio ambiente como obrigações legais, passando a perceber que isto pode se tornar uma
vantagem competitiva.
15
O foco do trabalho está voltado à gestão ambiental, mais especificamente à gestão de
efluentes dos campos de produção de petróleo.
1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI
A situação problema deste estudo é a gestão ambiental dos efluentes hídricos e suas
tendências. Esta situação teve uma forte percepção por parte de vários paises.
Em nível internacional a Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e
Desenvolvimento (UNCED), conhecida com o nome de A Cúpula da Terra (The Earth
Summit) Eco-92 que aconteceu no Rio de Janeiro em junho de 1992 e foi firmada por 179
países, teve como foco a estreita ligação entre o ambiente e o desenvolvimento sócio-
econômico.
A Eco-92, ou Rio-92 como é conhecida no Brasil, na realidade foi a realização da
Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento (CNUMAD).
A comunidade internacional, durante a Eco-92, acordou a aprovação de um
documento contendo compromissos para mudanças no padrão de desenvolvimento para o
século XXI, denominando-o Agenda 21 (http://www.mma.gov.br/port/se/agen21/ 2004).
A Agenda 21 é muito mais que um documento, é o despertar da conscientização
internacional para o futuro do Planeta. É um processo de planejamento participativo de um
país, considerando estados, municípios ou regiões, com a visão de futuro de forma
sustentável. O processo de planejamento deve envolver todos os atores na discussão dos
principais problemas e no planejamento de soluções a curto, médio e longo prazo. Esta
abordagem deve ter uma visão integrada das dimensões sociais, econômicas e ambientais,
devendo gerar produtos factíveis dos compromissos assumidos, visando a sustentabilidade dos
resultados.
Vale enfatizar que a Agenda 21, não é uma Agenda Ambiental e sim uma Agenda de
Desenvolvimento Sustentável. A importância desta Agenda é o rompimento com o velho
enfoque puramente econômico, quebrando paradigmas e enfatizando questões ligadas a
emprego, geração de renda, diminuição de desigualdades sociais e desenvolvimento de
cidades sustentáveis. A Agenda deixa aos Governos as prerrogativas e responsabilidades da
implementação das propostas, associadas aos demais parceiros.
16
A Agenda não deixa dúvidas quanto às prerrogativas e responsabilidades dos
Governos na implementação e facilitação do processo em todas as suas instâncias. O objetivo
da agenda é mobilizar toda a sociedade a se tornarem parceiros relevantes no
desenvolvimento sustentável. A visão da Agenda é criar uma cultura que visa à adoção de
princípios de uma nova ótica de desenvolvimento sustentável e valorização e preservação do
Meio Ambiente. A Agenda Brasileira enfoca a interdependência ambiental, econômica,
institucional e social. A visão estatal da Agenda é como um produto de consenso entre os
diversos setores da sociedade brasileira.
(http://mma.gov.br/port/se/agen21/ag21bra/corpo.html, 2004).
A Agenda 21 brasileira na realidade é um processo que está sendo desenvolvido pela
Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável (CPDS) e da Agenda 21 Nacional.
A metodologia de trabalho da CPDS determinou a estrutura e escolheu seis eixos
relacionados a seguir:
1 – Agricultura sustentável;
2 – Cidades sustentáveis;
3 – Infra-estrutura e integração regional;
4 – Gestão dos recursos naturais;
5 – Redução das desigualdades sociais;
6 – Ciência e tecnologia para o desenvolvimento sustentável.
O grande desafio para a implementação de um novo paradigma baseado no
desenvolvimento sustentável deve ser alavancado através do governo, sociedade civil e setor
produtivo.
O Ministério do Meio Ambiente (MMA) contratou consultorias para verificar
conceitos/entraves e propostas para os seis eixos propostos. O CPDS concluiu uma análise
crítica do processo e verificou que deveria ser ampliada a discussão em torno da agenda, para
incluir temas relevantes que não estavam contemplados como também escutar segmentos da
sociedade que não tiveram oportunidade de se pronunciar.
Esse processo de convocação contou com a parceria do governo: federal, das
secretarias do governo estadual e das instituições de crédito.
A fase final deste projeto consistiu na realização de um seminário nacional, ocorrido
em maio de 2002. O lançamento em julho de 2002 da Agenda 21 brasileira, finalizou a parte
de elaboração das ações e iniciou o processo de implementação: um grande e novo desafio
para Governo e Sociedade.
17
Isso enfatizou a importância das mudanças sociais e seus impactos nos valores
culturais. Este processo teve continuidade na World Summit on Sustainable Development que
foi realizada entre 26 de agosto e 4 de setembro de 2002, em Johannesburg, também
conhecida no Brasil como Rio + 10. Dentre os itens tratados foi enfocada a proteção e
gerenciamento da água potável que tem se mostrado uma das grandes preocupações do século
XXI.
A igreja, também preocupada com a questão ambiental, lançou através da Conferência
Nacional dos Bispos do Brasil (CNBB) na Campanha da Fraternidade de 2004, o tema “Água,
Fonte de Vida”.
A Indústria Internacional de Exploração e Produção de Petróleo tem se mostrado
sensível ao problema ambiental, como a proteção dos habitates e da biodiversividade,
emissões aéreas, descargas em água potável e no ambiente marinho, vazamentos de óleo e
contaminação de solo e água subterrânea. A indústria vem respondendo positivamente a todas
estas questões e vem se organizando através de fóruns internacionais, como a International
Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA) e a International
Association of Oil & Gás Producers (OGP) entre outras. Também a nível internacional uma
maneira de organizar as atividades de meio ambiente foi desenvolvida pela Internacional
Organization for Standardization (ISO), com a publicação em setembro de 1996 da norma
ISO 14.001 que trata de Sistemas de Gestão Ambiental, Especificação e Diretrizes para Uso.
A ISO 14.001 é uma norma de adoção espontânea, que apresenta os requisitos para a
implementação de sistemas de gerenciamento ambiental. A nível nacional as companhias de
petróleo se capacitaram e desenvolveram seus sistemas de gestão.
A indústria petrolífera é bastante complexa e compreende basicamente dois
segmentos: o upstream que é o setor de exploração e produção e o downstream que trata do
refino e do processo do óleo cru e gás, bem como sua distribuição e marketing. Porém, nota-
se a preocupação crescente, ou mais que isso, o comprometimento da indústria petrolífera
para com o meio ambiente.
18
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO
A água no século XXI será sem duvida o grande desafio mundial. Se tornará
necessário o desenvolvimento de novas políticas e diretrizes pertinentes a gestão ambiental da
água.
Em uma fase inicial a adoção de medidas de racionalização do uso visando minimizar
o desperdício e levando a adoção de uma nova cultura. As medidas para reduzir desperdícios
são relativamente fáceis de implantar e tem baixo custo. Os pequenos valores investidos têm
retorno imediato, uma vez que, com a redução do consumo, o custo devido será menor.
Portanto, devem ser implementadas medidas mesmo não havendo necessidade devido a atual
abundância de água no Brasil.
Outra alternativa é o reuso da água, porém, normalmente acarreta custos maiores
devido ao uso de tecnologia para seu aproveitamento, devendo ser feito um estudo de
viabilidade. Normalmente só será justificável se houver situação de escassez. Deve-se ter
sempre uma visão do futuro, onde as condições de contorno para avaliação da relação custo-
benefício com certeza serão totalmente diferentes das condições atuais, tanto no custo quanto
na disponibilidade da água.
Outro ponto importante é o conhecimento dos recursos hídricos disponíveis. ”A
avaliação dos recursos hídricos, incluindo a identificação de fontes potenciais de água doce,
compreende a determinação contínua de fontes, extensão, confiabilidade e qualidade desses
recursos e das atividades humanas que os afetam”. (Agenda 21, capítulo 18, item 18.23 -
1992).
É um fator de preocupação o fato de que as informações de que tanto se necessitará no
futuro, como informações precisas e confiáveis sobre os recursos hídricos não estão
recebendo um tratamento à altura de sua importância.
De acordo com a Agenda 21, os pontos importantes de pesquisa são:
- Desenvolvimento de modelos hidrológicos globais;
- Integração entre hidrologia e ecologia terrestres, para avaliar os impactos à água
devido ao desmatamento;
- Desenvolvimento de estudos de processos da gênese da qualidade de água.
Para se conseguir essas informações vitais é importante lembrar da formação de
pessoal especializado, capaz de dar continuidade às pesquisas nessa área.
19
Os recursos mundiais de água devem ser encarados como estratégicos, deve-se ter uma
visão de longo prazo. Hoje já sabemos que há poucas regiões no mundo livres de problemas
ambientais em relação a água, tanto considerando as fontes de superfície quanto às
subterrâneas. Estes problemas decorrem de tratamento insuficiente de esgotos domésticos,
controle inadequado de efluentes industriais, perda e destruição de bacias hidrográficas,
instalação de indústrias em locais impróprios, desmatamento, uso indiscriminado de
pesticidas, que ameaçam a qualidade dos recursos hídricos.
Do ponto de vista da importância do estudo para a indústria petrolífera, deve-se levar
em consideração os fatos já expostos e considerar a Política Nacional de Recursos Hídricos
(PNRH) e o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos (SNGRH) ambos
estabelecidos pela Lei 9.433/97, que será comentada mais adiante neste trabalho. Estes fatos
vão criando um novo cenário que deve ser previsto e analisado.
Que a água é um bem que se tornará escasso num futuro próximo, ninguém contesta,
por este mesmo motivo é uma vantagem estratégica o estabelecimento de visões de cenários
de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos), a fim de estabelecer instrumentos
de gestão ambiental referentes aos efluentes e recursos hídricos.
1.3 METODOLOGIA EMPREGADA
Para desenvolver o presente estudo, foi seguida a seguinte metodologia:
Pesquisa bibliográfica – feita nas bibliotecas da Universidade Federal Fluminense
(UFF) e da Petrobras, e pesquisa a dissertações de mestrado e em sites da Internet, através de
consulta a organismos nacionais e internacionais de gestão ambiental e gestão da água com o
uso de palavras chaves, como water management, produced water, water waste, entre outras.
Pesquisa documental - Pesquisa de padrões e relatórios da unidade de negócio onde foi
feito o estudo de caso e demais padrões, relatórios e programas corporativos, consulta aos
balanços e relatórios da empresa.
Pesquisa de campo – através de entrevistas, não-formais com técnicos das áreas de
produção e de Segurança Meio Ambiente e Saúde (SMS), da unidade pesquisada, no estudo
de caso.
20
Foi feita também uma pesquisa da legislação pertinente ao assunto a nível nacional e
algumas legislações internacionais, bem como publicações papers de organizações e
fabricantes internacionais de equipamentos do setor de petróleo.
1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO
As instalações de produção no mar, apesar de serem citadas no item 2.3.4 deste
trabalho e das inúmeras considerações sobre o problema, não são o foco principal do trabalho.
Este apresentará um estudo de caso de gestão de efluentes em uma instalação terrestre de
produção de petróleo e fará sugestões para melhorias em sua gestão.
Os sistemas de tratamento de efluentes são aqui citados, mas também não é intenção
do autor enfocar as melhores técnicas e métodos de tratamento como objetivo do trabalho.
Essas técnicas e métodos são apresentadas apenas para dar ao leitor uma visão do que vem
sendo feito pela indústria petrolífera. As novas tecnologias aqui abordadas servem de
indicação para uma abordagem da gestão, de como se pensa que o problema de efluentes
possa ser tratado tendo em vista um futuro próximo de forma a garantir excelência em padrões
ambientais. Não se tem dúvida que esses padrões serão cada vez mais restritivos no futuro e a
saída se dará pelo desenvolvimento tecnológico, uma vez que os parâmetros para análise de
custo-benefício de hoje, serão totalmente revistos. A relação do custo da água/ petróleo será
outro.
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO
Neste trabalho o autor foca as ações de gestão ambiental no setor de exploração e
produção, mais especificamente às aplicadas ao tratamento de efluentes hídricos de campos
terrestres de produção de petróleo.
O primeiro capítulo se inicia com uma apresentação do problema do setor de petróleo
e do consumo de energia a nível mundial e a preocupação existente entre a produção de óleo e
o respeito ao meio ambiente por parte das indústrias do setor. Em seguida é feita uma
abordagem do problema da água no século XXI, além de referências a tópicos da Agenda 21 e
21
outros eventos que abordam o problema. Em seguida é brevemente apresentada a importância
do estudo no contexto atual e sua relevância para a Petrobras. A metodologia usada no
trabalho é citada e são apresentados as delimitações do estudo. Finalmente é apresentada a
estrutura do trabalho.
No segundo capítulo, Revisão da bibliografia é apresentada uma rápida visão da
origem do problema, ou seja, o porquê da preservação das águas, a preocupação mundial com
a preservação dos mananciais de água doce do planeta. A seguir é feita uma síntese do
processo de produção de petróleo e logo depois são apresentadas informações técnicas sobre a
água produzida, maior componente do efluente. É feita então uma abordagem do problema da
água produzida em instalações marítimas. Tendo por objetivo informar ao leitor os passos do
processo de tratamento antes do despejo são apresentadas as principais técnicas utilizadas. É
apresentado ainda um panorama legal sobre recursos hídricos no Brasil, com comentários
sobre a legislação ambiental pertinente. Os sistemas de gestão também são comentados
através de uma retrospectiva e servem de introdução ao capítulo seguinte.
O terceiro capítulo é dedicado aos sistemas de gestão de SMS, inicialmente é
apresentada uma visão global da empresa, sua visão e plano estratégico até o ano de 2010 e
finalmente a evolução da gestão de SMS na Petrobras. Em seguida é apresentado o panorama
atual da gestão de efluentes na Petrobras.
No quarto capítulo, é apresentado o estudo de caso, a produção de óleo no Espírito
Santo, a destinação da água produzida, a gestão de SMS da unidade de negócios sendo feita
uma análise crítica tendo por base com a ISO 14000 e demais técnicas de gestão atuais, com
recomendações para implementação de melhorias.
O quinto capítulo apresenta as discussões do estudo, a visão e opinião do autor, sobre
os estudos realizados e uma sugestão para a gestão de efluentes.
Finalmente, o sexto capítulo apresenta as conclusões e recomendações para novas
pesquisas sobre o estudo.
22
2 REVISÃO DA LITERATURA
2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
2.1.1 O Problema da água
A água é um recurso natural, porém finito e vulnerável. Sua utilização indiscriminada
tem provocado o esgotamento de reservas superficiais, e a conseqüente exploração dos
aqüíferos subterrâneos.
Apesar da grande quantidade de água no planeta, 97,436 % está nos oceanos, lagos
salinos e águas salinas, 2,564 % é de água doce, porém 69,60 % desta estão concentradas nos
glaciares e nas regiões polares.
2,564
97,436
Figura 1: Distribuição da água na terra Fonte: Maidment, 1993
A quantidade de água nas fases do ciclo hidrológico é apresentada na tabela 1 a seguir.
Água Salgada
Água Doce
23
De acordo com o USSR Committee for the International Hydrological Decade, World
Water Balance and Water Resources of the Earth, English translation, Studies and Reports in
Hydrology, vol. 25, UNESCO, Paris, 1978, Apud Maidment, 1993.
Tabela 1: Quantidades de água no ciclo hidrológico ITEM VOLUME
Km 3
PERCENTUAL DE ÁGUA
TOTAL
PERCENTUAL DE ÁGUA
DOCE
Oceanos 1338000000 96,50
Água subterrânea 10530000 0,76 30,1
Água salina 12870000 0,93
Água no solo 16500 0,0012 0,05
Gelo Polar 24023500 1,70 68,60
Outros gelos e
neve
340600 0,025 1,00
Lagos água fresca 91000 0,007 0,26
Lagos água salina 85400 0,006
Pântanos 11470 0,0008 0,03
Rios 2120 0.0002 0,006
Água biológica 1120 0,0001 0,003
Água atmosférica 12900 0,001 0,04
Água total 1385984610 100,00
Água doce 35029210 2,50 100,00
Fonte: Maidment, 1993 (tradução do autor)
Da água doce disponível temos 69,60% em estado sólido, 30,10 % em águas
subterrâneas , 0,296 % em rios, lagos e pântanos..
Tabela 2: Distribuição de água doce na Terra
Localização Percentual
Geleiras 69,600
Águas subterrâneas 30,100
Águas superficiais 0,296
Demais 0,004
Fonte: Maidment, 1993
24
De acordo com o relatório da Organização das Nações Unidas (ONU), apresentado por
ocasião da 7ª Conferência das Partes da Convenção da ONU sobre mudanças climáticas
realizada no final de 2001 no Marrocos, em menos de 50 anos mais de 45 % da população
mundial sentirá os sintomas da falta d’água. Segundo o mesmo relatório, alguns países não
irão dispor de 50 litros de água por pessoa/dia, que é considerada a quantidade mínima
necessária ao consumo humano.
A ONU considera que o volume de água necessário às atividades humanas, sociais e
econômicas é de 2.500 m3 de água/habitante/ano.
Paises com reservas limítrofes do aceitável prejudicam seus planos de desenvolvimento: - Abaixo de 1000 m3 per-capta/ano, fica impossibilitado qualquer desenvolvimento socioeconômico; - Entre 1000 e 2000 m3 per-capta/ano, o desenvolvimento é precário e de altos custos e riscos.
Na Europa apenas 0,5 % dos habitantes das áreas urbanas não têm acesso à água. Na
zona rural, há 23 milhões sem abastecimento, ou 13 % da população do campo.
Na Ásia 19 % da população não têm acesso à água, 98 milhões em área urbana e 595
em área rural.
Na África 62 % da população não têm água, 44 milhões em zonas urbanas e 256
milhões em zona rural.
Na América Latina 15 % da população não têm acesso, ou seja, 78 milhões.
Na Oceania somente os 3 milhões de pessoas que vivem em área rural, não têm
acesso, a totalidade das zonas urbanas possui água.
Como se pode observar, apesar da grande quantidade de água no planeta, sua
distribuição não é homogênea, 23 países detêm dois terços das reservas de água potável do
planeta. Cerca de 47 % dos recursos hídricos estão na América do Sul, e deste total 53 %
estão no Brasil. Para clarificar a questão apresentamos a tabela 3 com a disponibilidade de
água por continentes e a do Brasil.
25
Tabela 3: Disponibilidade de Água no Mundo e no Brasil
REGIÃO OFERTA
(km3/ano)
DISPONIBILIDADE
(m3/hab./ano)
Europa 6.235 8.547
Ásia 13.207 3.680
África 3.996 5.133
América Central 1.057 8.040
América do Norte 5.039 17.458
América do Sul 10.081 30.374
Oceania 1.614 54.795
Brasil 5.745 34.784
Fonte: World Resources Institute, apud Moreira, R – 2001
Na tabela apresentada podemos verificar que o Brasil possui posição privilegiada em
relação à disponibilidade de água.
A quantidade de água doce disponível através do ciclo hidrológico é a mesma da
produzida em 1950 e deverá ser a mesma em 2050. O consumo mundial de água cresce de
modo acelerado, mas as fontes de recursos hídricos são limitadas. (Camargo, 2003)
O ciclo da água ou ciclo hidrológico (figura 2) é o caminho que a água percorre na
natureza. A chuva é o resultado da água que evapora de rios, lagos e oceanos, formando
nuvens que quando saturadas retornam a água a terra. Esta penetra no solo e vai alimentar as
nascentes dos rios e reservatórios subterrâneos, quando cai nos oceanos, se mistura a água
salgada, iniciando assim um novo ciclo.
26
Figura 2: O Ciclo Hidrológico Fonte: Zimbres, 2003
Os diversos tipos de rocha formados em diferentes eras e eventos geológicos,
apresentando tipos distintos de poros e conectividades, contendo água ou não, foram se
sobrepondo em camadas. A infiltração da água da chuva se acumula nas camadas de material
permeável e dá origem aos aqüíferos.
As águas das precipitações atmosféricas sobre os continentes em regiões não geladas
podem sofrer evaporação imediata, infiltração ou escoamento. A combinação dessas
modalidades e sua intensidade dependem de vários fatores, como clima, morfologia do
terreno, cobertura vegetal e litologia da região. A cobertura vegetal desempenha um papel
muito importante. As matas retardam o escoamento imediato, proporcionando ao solo
absorção e infiltração lentos. Grande parte da água é retida pelas folhas que ao mesmo tempo
impedem o choque direto com o solo. Este fato aliado a absorção pelas raízes se torna uma
excelente proteção contra a erosão de solos. Em terrenos morfologicamente e litologicamente
idênticos, nas regiões de mata, a infiltração é de 40 % e nas pastagens apenas 20 %. O inverso
é verdade, o escoamento imediato é de 20 % nas matas e de 40 % nos pastos, segundo
Engler.A. disponível em http://www.geocities.com/Athens/Forum, este processo permite a
recarga dos aqüíferos.
Um dos maiores reservatórios de água doce subterrânea do mundo fica na América do
Sul, o chamado Sistema Aqüífero Guarani, que acumula um volume estimado de 45 mil
quilômetros cúbicos. Sua extensão é de aproximadamente 1,2 milhões de quilômetros
escoamento superficial
precipitação
infiltração
27
quadrados, sendo 840 km2 no Brasil (70 % do total, abrangendo parte de Goiás, Mato Grosso
do Sul, Minas Gerais, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul), 225 mil km2
na Argentina (19 %), 71 mil km2 no Paraguai (6 %) e 58 mil km2 no Uruguai (5 %). Além do
gigantesco volume, esta reserva tem como fator importante a qualidade da água que pode ser
consumida sem a necessidade de tratamento prévio, devido aos mecanismos de filtração e
autodepuração biogeoquímica em sua formação. Para evitar a ocorrência de super exploração
e contaminação ou poluição de suas águas, os governos dos países detentores da reserva,
lançaram as bases para o desenvolvimento conjunto do projeto de Proteção Ambiental e
Gestão Sustentável do Sistema Aqüífero Guarani.
Embora o Brasil possua cerca de 14 % da água doce do planeta, são necessários
cuidados a fim de que, num futuro próximo não se venha a ter problemas com o
abastecimento de água. Precisa-se ter consciência da importância da preservação dos recursos
hídricos, além da adoção de uma postura de vanguarda para que se possa tornar o Brasil uma
referência internacional. Na figura 3, são mostradas as bacias e províncias hidrogeológicas do
Brasil.
Figura 3: Bacias e Províncias Hidrogeológicas do Brasil Fonte: Associação Brasileira de Águas Subterrâneas, 2003
28
2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
2.2.1Exploração
A exploração é o termo usado na indústria do petróleo e gás, para a fase anterior ao
descobrimento de uma jazida.
O primeiro passo na procura de petróleo é feito no escritório, através de pesquisas em
mapas geológicos para identificação das bacias sedimentares e, a partir daí faz-se
levantamentos aerofotogramétricos para identificação das formações mais promissoras.
Informações mais detalhadas são obtidas através de levantamento geológico de campo,
empregando um dos três métodos principais: magnético, gravimétrico e sísmico.
O método magnético e o gravimétrico são ferramentas usadas durante as primeiras
fases da exploração. Um gravímetro e um magnetômetro acoplados a uma aeronave são as
ferramentas para a localização e delimitação de bacias sedimentares. As técnicas combinadas,
aerogravimetria/aeromagnetometria, não substituem a informação sísmica, mas são de grande
ajuda para a programação dos trabalhos de prospecção.
O custo de uma campanha de aerogravi/magnetométrica, segundo Carvalho (2002)
que cubra uma área de 5.000 Km2 na América do Sul está entre US $ 200.000 e US $
300.000. Já o custo de prospecção sísmica 3D que cubra apenas 250 Km2, pode chegar a US
$3.000.000. Essas são, portanto ferramentas úteis na identificação dos corpos rochosos de alta
densidade.
O método gravimétrico é feito pela medida das pequenas variações do campo
gravitacional na superfície da terra. As medições podem ser feitas sobre a terra usando um
avião, ou no mar com auxílio de um navio.
O método sísmico é usado para identificar estruturas geológicas e se baseia nas
propriedades de reflexões de ondas sonoras dos vários estratos de rocha do local. A sísmica se
baseia na medição do tempo de percurso de ondas elásticas induzidas artificialmente. Podem
ser de dois tipos:
- Sísmica de reflexão, que faz uso de ondas refletidas;
- Sísmica refração utiliza as ondas refratadas.
29
A sísmica de reflexão consiste na indução de ondas, através de explosivos detonados
no solo ou com caminhões vibradores. A utilização de um ou de outro está condicionada a
geologia e também as condições ambientais. Os explosivos geram pulsos, através da
detonação, com um amplo intervalo de freqüência e um custo razoável. Sua utilização, no
entanto, apresenta algumas dificuldades, devido a necessidades logísticas e de licença para o
seu uso, por serem potencialmente causadores de impactos ambientais específicos.
A alternativa é o uso de caminhões equipados com possantes vibradores mecânicos
que geram um sinal de longa duração. Este processo permite um maior controle de
freqüências, além de ser mais fácil de utilizar em ambientes urbanos.
Na exploração offshore, o tipo mais comum de fonte sísmica é o canhão de ar, onde o
pulso é gerado pela liberação de ar comprimido, que fica armazenado em duas câmaras de
aço. A pressão dessas câmeras é da ordem de 2.000 psi. As ondas recebidas na superfície são
avaliadas através do tempo de chegada, avaliando-se a partir daí a profundidade e disposição
das diversas camadas. Essa avaliação pode ser feita em 2D ou 3D, sendo esta última de
qualidade superior, uma vez que contempla uma gama muito maior de informações. Por outro
lado, o custo de um quilômetro de sísmica 3D é de três a quatro vezes mais caro que um
quilômetro linear de sísmica 2 D (CARVALHO, 2002).
Na exploração de petróleo o método de reflexão é hoje o mais importante, sendo
especialmente útil na determinação da espessura dos volumes sedimentares, indicando
inclusive anomalias que podem levar a descoberta de óleo e gás.
Os principais elementos de um levantamento sísmico são: a fonte de perturbação no
terreno ou pulso sísmico, os grupos de receptores, geofones ou hidrofones e um registrador
que é o sismógrafo.
Os dados obtidos pelos levantamentos de campo são então processados, dando origem
às seções sísmicas, que serão posteriormente interpretadas.
2.2.2 Perfuração
De acordo com o relatório da UNEP e E&P Fórum (1997), uma vez encontrada a
estrutura promissora para conter petróleo, o passo seguinte é a perfuração que poderá
confirmar sua presença e fornecer dados do reservatório, como espessura e pressão.
30
Todos os poços perfurados para descobrir petróleo são chamados poços exploratórios.
A locação das sondas vai depender então das características geológicas e de um balanço entre
avaliação ambiental e boas condições de logística. No site escolhido para as operações de
perfuração, uma base é construída para acomodar a sonda de perfuração e demais utilidades.
Normalmente é necessária uma área entre 4.000 e 15.000 m2.
Figura 4 - Sonda de Perfuração
Fonte: arquivo de fotos da Petrobras
Uma base de suporte às operações de perfuração, deve proporcionar uma certa autonomia, ,
tendo alojamento para acomodar os trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório,
facilidades de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de
Figura 4 – Sonda de Perfuração Fonte: arquivo de fotos da Petrobras
Uma base de suporte às operações de perfuração deve proporcionar certa autonomia,
tendo alojamento para acomodar trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório, facilidades
de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de veículos, área de
31
estocagem de material e equipamento, previsão de recolhimento de efluentes e despejos, bem
como seu tratamento e disposição final e até um heliponto para assegurar transporte às áreas
mais remotas.
Uma vez iniciada a perfuração, fluidos de perfuração ou lama circulam continuamente
nos tubos de perfuração e retornam aos equipamentos de superfície. A finalidade desses
fluidos é equilibrar a pressão hidrostática do poço, refrescar a broca e retirar os resíduos de
rocha do poço. Equipamentos de proteção para surgência descontrolada são instalados (blow
out preventers, B.O.P.), que são equipamentos capazes de fechar a coluna de perfuração,
impedindo a produção descontrolada e iniciado o revestimento do poço com tubulações de
aço e sua cimentação (entre o poço e o revestimento).
As operações de perfuração geralmente são contínuas, funcionando 24 horas. O tempo
previsto para a perfuração de um poço depende da profundidade da formação de
hidrocarbonetos e das condições geológicas, mas é normalmente de um a dois meses. Quando
a formação é encontrada os testes de poço são iniciados a fim de avaliar vazão e pressão.
Estes testes, com a duração de aproximadamente um mês, geram óleo, gás e água de
formação, cada um devendo receber seu tratamento adequado para disposição final.
Se o poço demonstrar possuir uma reserva comercial, uma válvula de cabeça de poço é
instalada para futuro uso. Se o poço, entretanto não apresentar quantidades comerciais de
hidrocarbonetos, o mesmo é descomissionado, sendo cimentado e deixado em condições de
segurança que impeçam que fluidos aflorem no local. O revestimento é cortado abaixo do
nível do solo, e as condições do site são reconstituídas.
2.2.3 Avaliação
Quando o poço exploratório é bem sucedido, novos poços são perfurados para avaliar
a extensão do campo. A etapa de avaliação visa determinar o tamanho e a natureza do
reservatório e se novos poços de avaliação serão necessários. As técnicas usadas são as
mesmas que as de perfuração de poços exploratórios ou de produção. Os demais poços são
perfurados a partir da mesma locação por meio de perfuração direcional, que desvia o ângulo
da perfuração para um site adjacente. Com essas técnicas são minimizados deslocamentos da
sonda, reduzindo os impactos do local.
32
2.2.4 Desenvolvimento e produção
Depois de estabelecido o tamanho do campo, os poços seguintes são chamados poços
de desenvolvimento ou produção. O número de poços necessários para explorar um
reservatório, depende do seu tamanho e de sua geologia. Grandes reservatórios podem
necessitar de uma centena deles, enquanto pequenos reservatórios podem ser depletados com
cerca de dez.
Os procedimentos de perfuração são os mesmos que os de exploração, contudo com
um grande número de poços sendo perfurados, as atividades locais aumentam bastante. O site
é ocupado por serviços de apoio, acomodações e facilidades para os trabalhadores, suprimento
de água, gerenciamento de despejos e outros serviços correlatos.
Após a perfuração, cada poço tem que ser preparado para a produção. As tubulações
pesadas de perfuração são substituídas por tubos mais leves e o B.O.P. é substituído por um
conjunto de válvulas de controle - a árvore de natal.
Muitos dos poços de óleo e gás inicialmente são surgentes, a pressão da formação é
suficiente para elevar os fluidos até a superfície. A vazão vai depender de uma série de
fatores, como: propriedades da rocha reservatório, pressões da formação, viscosidade do óleo,
e da razão gás/óleo. Estes fatores não são constantes, durante a vida comercial do poço.
Quando essa pressão não é suficiente para a elevação dos fluidos, mecanismos de elevação
artificial têm que ser implementados, como injeção de gás ou água para aumentar a pressão do
reservatório. Um dos métodos usados na produção terrestre é o bombeio mecânico, muito
usado com um equipamento conhecido como “cavalo de pau”, que pode ser visto na figura 5.
33
Figura 5: Cavalo de Pau Fonte: Foto do autor
Atualmente, desde o início da produção, vem sendo prática comum a injeção de gás,
água ou vapor na formação para manter a pressão e otimizar a vida do reservatório,
aumentando a recuperação de óleo e gás. Esta prática leva a perfuração de mais poços, que
são os de injeção.
Outros métodos de estimulação podem ser usados, como: fraturamento hidráulico da
formação e acidificação para aumentar a porosidade da rocha.
Uma vez que o óleo atinge a superfície, é conduzido para a planta de facilidades de
produção, onde o fluido produzido, composto por óleo, gás e água, será separado. O tamanho
da planta vai depender da natureza do reservatório, volume e qualidade dos fluidos
produzidos e método de exportação usado.
O óleo precisa ser livre de gás dissolvido, antes da exportação. Da mesma forma o gás
precisa ser tratado para ficar livre de água e outros componentes indesejáveis como SO2 e
CO2. Toda água produzida é tratada antes de sua destinação final, como será visto mais
adiante.
34
2.2.5 Impactos ambientais
É inevitável o impacto causado pelas atividades da indústria de petróleo ao ambiente.
Contudo isto não se traduz numa atividade irresponsável. Muito pelo contrário, cada vez mais
a indústria vem desenvolvendo técnicas e investindo pesadas quantias em pesquisa de novas
tecnologias para preservar o meio ambiente.
Toda a atividade é precedida de um Estudo de Impacto Ambiental, que origina um
elenco de medidas de proteção e mitigação, levando em conta os fatores bióticos, físicos,
socioeconômicos e culturais.
Uma das principais preocupações ambientais na atividade petrolífera é a água de
produção, que representa basicamente 99% dos resíduos da produção de óleo e gás. Com o
envelhecimento dos campos produtores, os poços começam a produzir cada vez mais, maiores
quantidades de água, tornando o gerenciamento desta água um assunto de importância capital.
A água produzida é tratada e posteriormente descartada no mar, nos campos de
produção marítima ou reinjetada nos poços de produção terrestres.
A constante busca por novas tecnologias é fundamental para a preservação ambiental.
Em alguns casos as indústrias patrocinam novos sistemas e técnicas inovadoras ou compram
direito de uso de novos sistemas através de licenças ou parcerias.
2.3 ÁGUA PRODUZIDA
2.3.1 Origem da água produzida
A origem da água produzida está associada diretamente à origem do petróleo. Os
hidrocarbonetos são formados por uma mistura complexa de compostos de carbono e
hidrogênio. Podem se encontrar em estado sólido, líquido ou gasoso, dependendo de sua
composição, pressão e temperatura. Esta matéria orgânica foi originada no fundo de antigos
oceanos, onde plantas e micro animais morreram e ficaram depositados em forma de
sedimentos. Por ação de bactérias, temperatura e pressão são geradas as rochas que dão
origem ao petróleo (rochas geradoras). Após a ocorrência deste cenário, a compressão destas
35
rochas matrizes gerou pressão e temperatura suficientes para a migração do gás e do petróleo
para rochas porosas e permeáveis adjacentes, foi a migração primária. Essas rochas adjacentes
também eram de origem sedimentar e depositaram-se em um meio marinho, tendo seus poros
cheios de água com graus variados de salinidade. Em seguida deu-se a segunda migração de
petróleo e gás, que é a segregação através da água, até encontrarem uma rocha selante ou
trapa, onde o movimento é interrompido em função das rochas capeadoras. Cabe ressaltar que
o petróleo segregado permanece em contacto com a linha d’água do aqüífero, de onde recebe
pressão e o gás pode estar dissolvido no petróleo ou se apresentar como uma camada
independente entre a o óleo e a rocha selante. Essa água do aqüífero é a que será produzida
por ocasião da produção de óleo.
A produção de um poço de petróleo consiste basicamente em escoar os fluidos que
penetram no poço, para a superfície. Uma vez na superfície, os fluidos são separados e o óleo
e o gás enviados para as refinarias.
A maioria dos poços produz água. Inicialmente em quantidades pequenas, à medida
que a produção continua a pressão do reservatório na proximidade dos poços vai diminuindo.
Esta queda de pressão provoca um movimento nos fluidos do reservatório, alterando o nível
de contato petróleo/água. Por meio desta movimentação, a água atinge o poço e passa a ser
produzida. Faz-se necessário um sistema de separação petróleo/água produzida e o descarte
dessa água.
A água, após tratamento, pode ser injetada no limite do aqüífero da jazida, de maneira
a manter a pressão do reservatório e aumentar a recuperação de óleo.
Pode-se também desenvolver um projeto de inundação de água, varrendo os poros da
formação e empurrando o óleo na direção do poço.
Podemos dizer que todos os poços produzem água, que é pouca no início da produção
do poço, porém vai aumentando gradativamente, até atingir o limite econômico da produção.
A água, conhecida como o solvente universal, dissolve até determinadas quantidades,
todos os componentes inorgânicos. Derivando então outro problema da água de produção.
Faz-se necessária uma análise criteriosa para determinar o melhor tipo de tratamento e definir
o método de descarte. A análise é o melhor meio para se detectar os problemas, portanto deve
ser feita como atividade de rotina em toda água de produção.
36
2.3.2 Componentes
A análise da água de produção deve ser feita de forma rotineira em laboratório, por
analistas químicos altamente qualificados.
Nos projetos de água produzida, deve-se ter bem definidos e compreendidos, os
seguintes itens:
• Componentes do sistema de água de produção mais importantes para os métodos
de despejo;
• Importância de cada componente do sistema;
• Análise critica de cada um dos métodos analíticos empregados para a
determinação das concentrações de cada componente.
São Apresentados na tabela 4 os componentes normalmente encontrados, bem como
algumas de suas propriedades, que irão facilitar as decisões de tratamento e descarte da água.
Tabela 4: Componentes e propriedades da água de formação
COMPONENTES PROPRIEDADES
Cátions Ânions
Cálcio (Ca+) Cloreto (Cl-) pH
Magnésio (Mg++) Carbonato (CO- -3) Sólidos suspensos – quantidade, tamanho,
forma, composição química
Sódio (Na+) Bicarbonato (HCO-3) Turbidez
Ferro (Fe+++) Sulfato (SO- -4 ) Temperatura
Bário (Ba++) Gravidade específica
Estrôncio (Sr++) Oxigênio dissolvido
Rádio (Ra++) Dióxido de carbono dissolvido H2S
População bacteriana
Teor de óleo
Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997
37
Cátions
Os íons cálcio são importantes nas soluções salinas nos campos de petróleo. Estes íons
se misturam rapidamente aos bicarbonatos, os carbonatos e os sulfatos, formando precipitados
insolúveis.
Os íons magnésio só estão presentes em pequenas concentrações, normalmente como
componente de uma crosta de carbonato de cálcio.
O principal cátion de uma jazida é o sódio, sendo encontrado em concentrações acima
de 35.000 partes por milhão (ppm). Estas concentrações elevadas é que dão origem ao
problema da água produzida, tornando-a imprópria ao consumo por seres humanos e animais
e inapropriadas para irrigação.
O ferro é encontrado em concentrações muito baixas. Sua presença indica problemas
de corrosão e favorece a formação de lama quando se combina com sulfatos e componentes
orgânicos ou em presença de ácidos.
O bário é um metal pesado que se combina com os sulfatos, dando origem a sulfatos
de bário insolúveis. Este, como todo metal pesado, tende a ser tóxicos à vida, mesmo em
quantidades mínimas.
Estrôncio e rádio podem ser radioativos, tendem a formar crostas e são passíveis de
serem encontrados. Geralmente só são encontrados traços deles, associados a compostos de
cálcio.
Ânions
Os cloretos são componentes importantíssimos nas soluções salinas. Aumentam
radicalmente a corrosividade da salmoura, acarretando a impropriedade de seu uso para
consumo humano e do gado, normalmente sua concentração elevada é o suficiente para matar
a maioria dos vegetais.
Os carbonatos e bicarbonatos podem formar crostas insolúveis, prejudicando o
escoamento dos hidrocarbonetos na formação.
Os sulfatos também formam crostas e são fonte de alimento para bactérias sulfato-
redutoras, que pode permitir a formação de gás sulfídrico no reservatório.
Outras propriedades
O pH é uma medida de acidez ou alcalinidade e é importante no processo de formação
de crostas, a tendência à sua formação é menor para pHs mais baixos. O pH 7,0 é considerado
38
neutro e a maioria das águas doces tem pH na faixa de 6,5 a 7,5. Os pHs fora desta faixa
propiciam a deterioração da flora e podem acarretar em mortandade de peixes.
Outro item importante na água de formação é o teor de sólidos em suspensão, sendo
importante à mensuração do total de sólidos dissolvidos, que nada mais são que a soma das
concentrações de todos os íons dissolvidos. Este índice permite avaliar a tendência ao
tamponamento dos reservatórios.
Com relação à qualidade da água para irrigação se deve levar em consideração cinco
fatores:
1) A concentração total de sais, cuja salinidade pode ser verificada através da
condutividade elétrica e altas concentrações, pode acarretar o perigo de
salinização no solo;
2) Proporção relativa de Na+ em relação a outros cátions;
3) Concentração de elementos tóxicos;
4) Concentração de HCO- 3;
5) Aspecto sanitário.
Na classificação da água para irrigação é utilizado o SAR (Sodium Adsorption Ratio),
que se relaciona a alcalinização ou sodificação da água. É usada a fórmula:
SAR=Na+/[(Ca2++Mg2+)/2]1/2 (http://ecorestoration.montana.edu/mineland/guide/analytical/
chemical/solids/sar.htm, 2004).
O óleo disperso também está presente na água produzida, causando problemas como
toxicidade para peixes e animais - se a água for descartada na superfície - diminuição da
reaeração, introdução de gostos e odores e problemas nos processos de tratamento d’água. No
descarte em poços de injeção acarreta blocos de emulsão na formação.
2.3.3 Água de produção e problemas ambientais
A água de produção, como já foi visto, é a água que contém quantidades variadas de
sais e gases dissolvidos (CO, CO2, H2S), sólidos em suspensão, componentes com metais
pesados, componentes com algum nível de radiação, e altas concentrações de cloretos. Estes
componentes a torna imprópria para consumo humano e animal, podendo ser encontrados
ainda, altos níveis de gotículas de óleo suspensas ou emulsificadas na água.
39
Um dos principais problemas relacionados à água de produção é a contaminação dos
aqüíferos, responsáveis pelos sistemas de abastecimento de água potável e um dos focos deste
estudo. Como a maioria da água doce disponível no mundo está situada poucos metros abaixo
da terra ou em rios e lagos, a maior parte dos aqüíferos é alimentada pela infiltração que se
origina na superfície, ficando, portanto sujeitos a poluição.
A água de produção é um poluente ideal, tem a mesma gravidade específica das
camadas freáticas, é fonte substancial de alimentação do aqüífero e tem índices de mobilidade
equivalentes aos da água doce, misturando-se com esta rapidamente.
O tratamento de todos os efluentes, inclusive da água de produção, deve ocorrer de
acordo com a legislação ambiental, mas isto por si só, não garante a resolução da raiz do
problema.
A opção escolhida de tratamento e descarga, embora atendendo a legislação ambiental,
não garante ser a melhor opção para lidar com esses efluentes. O ideal é a compreensão global
de todo o processo, sendo a água de produção parte dele.
A produção de um campo produtor de petróleo deve, após a sua autorização para
produção pelo órgão competente, contemplar também a redução de dejetos. Podem ser usados
inúmeros métodos, porém será ilustrado na figura 6 o método dos 4Rs, onde o quinto R que
aparece é o resíduo final.
40
A. Gerar menos rejeitos com métodos mais eficazes. Por exemplo: Para produtos químicos em grandes quantidades, fazer pedidos a granel, para reduzir a quantidade de embalagens a eliminar. B. Reusar matérias primas em sua forma original. Por exemplo, retornar as embalagens ao fornecedor para que eles a reuse. C. Converter os desperdícios em produto que se possa reusar. Por exemplo: Reprocessar metais velhos ou plásticos em novos metais ou plásticos. D. Extrair materiais ou energia de rejeitos para outros usos. Por exemplo: Queimar rejeitos de óleo para recuperação de energia. E. O resíduo que inevitavelmente restou e necessita de um método de disposição final
Figura 6: Método dos 4Rs Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997
Como visto no subitem anterior, os componentes da água de produção são
normalmente bem conhecidos, podendo ter um tratamento químico. Entretanto, este
tratamento deve ser bem analisado a fim de evitar a incorporação de elementos tóxicos que só
piorariam a questão. Os produtos devem ser analisados de acordo com o sistema de produção
e, a partir daí, determinar quais, quando e por que devem ser adicionados ao processo.
Tradicionalmente temos uma gama ampla de produtos usados, como:
- Quebradores de emulsão, usados para a recuperação de óleo;
- Inibidores de corrosão (que podem ser tóxicos);
- Inibidores de parafina (quando se sabe de sua formação);
- Preventivos de crostas (para evitar formação de carbonatos e sulfatos);
- Depressores de hidratos (geralmente etanol ou glicol)
REDUZIRREDUZIRREDUZIRREDUZIR
REUSARREUSARREUSARREUSAR
RECUPERARRECUPERARRECUPERARRECUPERAR
RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO
A
B
C
D
E
RECICLARRECICLARRECICLARRECICLAR
41
Deve-se ter em mente que a água de produção é um dos componentes gerados pela
produção de petróleo, e que esta não pode ser usada devido aos fatores limitados pela
qualidade desta água.
Um processo óbvio seria a reciclagem da água, com sua reinjeção no reservatório da
qual foi produzida. Isto pode ser feito quando se usam métodos de inundação de água para
manutenção de pressão no reservatório, porém mesmo para este método é requerido um
tratamento prévio.
Assim sendo, a água de produção deve ser encarada como resíduo, devendo ser
descarregada como tal, sendo usada toda uma metodologia gerencial, econômica e
ambientalmente aceitável.
2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore
Passaremos a abordar o problema da água produzida em campos de produção offshore,
mais especificamente, os campos de produção da bacia de Campos, dando uma visão global
da problemática e as ações desenvolvidas pela Companhia.
Com a implantação do projeto PEGASO em 2000, foram previstos R$ 578.000,00 de
investimentos em efluentes industriais, o que demonstra os esforços desenvolvidos pela
Petrobras para atender a legislação e seu compromisso com a preservação do Meio Ambiente.
Mesmo assim, o tratamento e descarte de água produzida continua sendo um grande desafio.
2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore
O petróleo produzido passa pelo tratamento primário para separação das fases óleo,
gás e água. O processo é feito pelos separadores de produção, tratadores de óleo, sistema de
tratamento e compressão de gás e tratamento da água produzida.
O óleo é estabilizado nos separadores, sendo o gás liberado comprimido e desidratado,
para posterior escoamento pelos gasodutos. Parte desse gás é consumido internamente pelas
plataformas para a geração de energia.
42
A água que vem dos separadores e tratadores de óleo é lançada no sistema de
tratamento de água composto por hidrociclones e/ou flotadores e um vaso degaseificador.
Neste tratamento é recuperado parte do óleo emulsionado. O efluente então é descartado no
mar ou reinjetado na formação.
O E&P tem como limite a concentração no efluente final de 20 mg/l. Porém para
algumas Plataformas o IBAMA fixou esse limite em 15 mg/l. O fluxograma típico é
apresentado na figura 7.
Figura 7: Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas Fonte: Relatório Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002
Os navios aliviadores da Bacia de Campos descarregam nos terminais, separadamente,
o petróleo e a água que não atendem as especificações. A água vai para um tanque específico,
destinado a essa finalidade. Este tanque é chamado de tanque de água. Nos tanques de
petróleo a água decantada é transferida posteriormente para os tanques de água. Esta água é
carregada em navios para posterior descarte em alto mar, de acordo com os procedimentos da
Frota Nacional de Petroleiros (FRONAPE).
43
2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias
A movimentação de água nos terminais gera problemas de logística e também de
qualidade do óleo. A separação e descarte dessa água, através da Estação de Tratamento de
Efluentes (ETE), e sua posterior transferência para as refinarias ou navios para descarte em
alto mar resulta em grande movimentação da água. Aliado a isto, o pouco tempo de repouso
do óleo nos terminais acarreta o envio de petróleo desenquadrado para as refinarias.
Esses fatos acarretam, entre outros, os seguintes impactos nos terminais:
- Redução de armazenagem nos terminais;
- Sobrestadias de navios;
- Aumento do consumo de energia elétrica com bombeio;
- Desgaste de bombas, que ao invés de bombear óleo, bombeiam água com elevada
salinidade;
- Corrosão em oleodutos;
- Incrustações em tubulações e válvulas causadas por efluentes contendo sais de
cálcio e magnésio.
Nos navios, o principal impacto é a corrosão por pittings e desgaste nas chapas. A
substituição de chapas em um navio é o item mais oneroso de uma docagem, podendo
inclusive, inviabilizar a continuidade operacional do navio. Para evitar que se chegue a este
ponto são necessárias paradas mais freqüentes, para verificação dos tanques e remoção de
resíduos, que também acarretam custos elevados.
São listados a seguir, os principais impactos nas refinarias:
- Imobilização de tanques de petróleo, para armazenar água;
- Aumento acentuado de corrosão com conseqüente aumento de custos de
manutenção;
- Aumento do teor de sal nos efluentes;
- Descontroles operacionais.
Para se ter idéia do problema, a tabela 5 apresenta o volume de água produzida na
Bacia de Campos.
44
Tabela 5: Geração de Água Produzida na Bacia de Campos ANO Produção de Água
m3/ano m3/dia
1977 0 0
1978 33.588 92,0
1979 95.339 261,2
1980 125.352 342,5
1981 128.318 351,6
1982 148.253 406,2
1983 246.577 675,6
1984 528.418 1.443,8
1985 1.053.281 2.885,7
1986 2.321.954 6.351,5
1987 3.610.952 9.893,0
1988 4.122.321 11.263,2
1989 4.678.688 12.818,3
1990 4.628.028 12.679,5
1991 5.593.046 15.323,4
1992 6.875.611 18785,8
1993 8.064.061 22.093,3
1994 8.648.664 23.695,0
1995 9.495.017 26.013,7
1996 12.746.496 34.826,5
1997 13.430.445 36.795,7
1998 15.090.967 41.345,1
1999 16.924.096 46.367,4
2000 17.290.421 47.241,6
2001 18.288.202 50.104,7
Fonte: Relatório de Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002
45
Para que se tenha dimensão da produção de água em relação ao óleo, são apresentadas
na tabela 6 previsões de produção de água e óleo na Bacia de Campos.
Tabela 6: Previsão de Produção de Água e Óleo na Bacia de Campos
Bacia de Campos Previsão de Produção de Água e Óleo (m3/dia)
Ano Água Óleo
2002 62.850 188.988
2003 76.242 205.768
2004 90.855 247.071
2005 107.433 282.735
2006 125.018 324.503
2007 147.929 326.805
2008 178.198 314.965
2009 209.406 294.269
2010 233.824 275.981
2011 255.095 256.433
Fonte: UN/BC/ST/CER (Relatório Água de Produção - E&P/UN/BC/Nilce Shioya - maio 2002)
Nem toda água produzida é movimentada, grande parte é reinjetada e/ou quando
enquadrada, descartada no mar.
Para que se tenha uma visão do volume de água produzida transferida para terra,
apresentam-se as tabelas 7 e 8.
Tabela 7: Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais, em 2001 Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais em 2001
Terminal Volume de Água (m3)
Cabiúnas 1.189.776
Angra dos Reis 1.625.000
São Sebastião 2.284.856
São Francisco 79.144
Campos Elíseos 74.005
Osório (Tramandaí) 5.696
TOTAL 5.258.477
Fonte: Relatório TRANSPETRO - Adisson Nunes –maio/2002
46
Tabela 8: Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em 2001-(m3/ano) Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em
2001-(m3/ano)
A – Total descartado pelos Terminais * 5.258.477
B – Transferido pelos Terminais para as Refinarias** 439.114
C – Total Recebido Pelos Terminais 5.697.591
D – Descartado por Emissários 1.751.376
E – Descartado por Navios (alto mar) 3.507.101
C=A+B E=C-D-B * valores medidos ** valores estimados Fonte: Diagnóstico da água produzida enviada pela Bacia de Campos para os Terminais, julho-2002
2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida
Os custos aqui apresentados são baseados nas estimativas realizadas pelos registros de
movimentação feitos pelos Terminais e pelo ABAST.
Nos valores apresentados a seguir não estão incluídos custos relativos a danos em
equipamentos devido à corrosão nem a vazamentos acidentais. Sendo que estes últimos
podem envolver altas quantias, caso ocorram e sejam passíveis de multa aplicadas pela
autoridade competente.
De acordo com o relatório TRANSPETRO (NUNES, 2002) o custo médio de
movimentação de óleo nos terminais foi de US$ 0,56/m3.
Existem ainda os custos unitários de descarte de água produzida em alto mar por
navios, que em 2001 totalizaram US$ 2,67/m3, de acordo com os dados do ABAST-
LP/POL/OO. Estes custos podem ser mais bem demonstrados na tabela 9.
Tabela 9: Custo de movimentação de água produzida por navios - 2001 Custo de Movimentação de Água Produzida por Navios - 2001 Origem Destino Custo (US $) Plataformas Terminal 4.755.064 Terminal Alto Mar 8.402.821 TOTAL 13.157.885 Fonte: Dados sobre água produzida – Refino – Roberto Amorim – maio/2002
47
Os diversos componentes dos custos envolvidos serão agrupados em custos de:
movimentação nos terminais, movimentação por navios, estoque em excesso de petróleo
devido à água, sobrestadia de navios por tancagem com água e redução de carga nas
refinarias. Este somatório é apresentado na tabela 10.
Tabela 10: Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001 Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001
Movimentação nos Terminais 8.402.238
Movimentação por Navios 13.157.885
Estoque em excesso de petróleo devido a água 19.093.000
Sobrestadia de Navios 3.000.000
Redução de carga nas Refinarias 192.603
TOTAL US $ 43.845.726
Fonte: Relatório Refino – Roberto Amorim – maio/2002
2.3.4.4 Custo de Captação e Lançamento de Efluentes da Bacia de Campos
Tendo em vista que a criação do Comitê de Bacia e a conseqüente cobrança pelo uso
da água na Bacia do Rio Macaé, ainda se encontram em fase de aprovação e discussão, o
relatório Cenário de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004 fez uma estimativa do
valor a ser pago pela Unidade de Negócios da Bacia de Campos (UN-BC) devido à captação
de água. Foram utilizados os valores aprovados pela Resolução Nº 19, de 14 de março de
2002, que definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do
Rio Paraíba do Sul nos termos e condições previstos na Deliberação CEIVAP Nº 08, de 6 de
dezembro de 2001. A fórmula apresentada é a seguinte:
Cobrança mensal total = Qcap x [KO+K1+(1-K1)x(1-K2K3)] x PPU
Onde:
Qcap corresponde ao volume de água captada durante um mês (m3/mês);
KO expressa o multiplicador de preço unitário para captação (inferior a 1,0 (um) e
definido pela CEIVAP
48
K1 expressa o coeficiente de consumo para a atividade do usuário em questão, ou seja,
a relação entre o volume consumido e o volume captado pelo usuário ou o índice
correspondente à parte do volume captado que não retorna ao manancial;
K2 expressa o nível de eficiência de redução de DBO (Demanda Bioquímica de
Oxigênio) na estação de tratamento de efluentes;
PPU é o preço público unitário correspondente à cobrança pela captação, pelo
consumo e pela diluição de efluentes, para cada m3 de água captada (R$/m3).
Para cálculo do valor a ser pago pela UN-BC pela captação de água no Rio Macaé,
foram aplicados os seguintes valores:
Qcapta = 180.000 m3/mês;
KO = 0,4 – valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08;
K1 = 1 – uma vez que nenhuma parcela de água captada retorna ao Rio Macaé.
A água captada no Rio Macaé é usada par abastecer as plataformas marítimas e a sede
em Imbetiba. Não retornando ao rio os efluentes são lançados no mar e também na lagoa de
Imboassica.
Temos de acordo com o valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08: PPU = R$
0,02, o que acarretará num custo de R$ 5.040,00/mês.
A cobrança pelo lançamento dos efluentes tratados no mar deve ser avaliada por
estudo jurídico especial, considerando o grau de tratamento e conseqüentes custos envolvidos
e arcados pela Petrobras até o descarte. Outro fator importante é que segundo o relatório de
Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004, esta água não é considerada como
água subterrânea ou mesmo como um recurso hídrico. Devido à relação de produção
óleo/água, o poço deixa de ser economicamente viável e é fechado, não havendo mais
efluente a partir deste momento.
2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO
A água produzida é o fluido que é separado do petróleo em separadores de produção
nas instalações de facilidades de produção de óleo e gás. De acordo com E&P Fórum (1994)
esta água normalmente contém de 0,1 a 1 % de óleo disperso em gotículas. Sua temperatura
49
varia de 100 C a 1050 C e sua pressão de 2 a 20 barg, podendo atingir pressões bem superiores
em alguns casos. A água também pode conter partículas sólidas provenientes de reservatórios
arenosos, escamas e partículas originadas por corrosão. Pode ainda conter resíduos de
produtos químicos utilizados como: anticorrosivos, antiespumantes, inibidores de crescimento
de bactérias, bem como fluidos usados na perfuração e completação do poço.
As especificações para tratamento dos fluídos de produção dependem da origem
destes, de suas condições e método escolhido para descarga da solução salina. Os tratamentos
convencionais incluem os separadores trifásicos e respectivos métodos de tratamento para
remoção da água do petróleo. Pode ser necessário tratamento adicional para enquadrar as
exigências de descarga, usando tanques de raspagem, interceptadores de chapas paralelas,
flotação de gás, coalescedores e hidrociclones.
Outros métodos de separação são continuamente desenvolvidos e é escopo deste
trabalho estabelecer procedimentos que garantam a avaliação de novas tecnologias e,caso
viáveis, a sua implementação.
A indústria do petróleo tem sido bem atuante no sentido de desenvolver e implementar
tecnologias de tratamento de água produzida, tendo como foco o aumento de exigências
futuras, quanto à qualidade da água a ser descartada.
O objetivo desta seção é dar um breve resumo do estado da arte do tratamento de água
produzida em campos de produção onshore e offshore.
2.4.1 Separadores trifásicos
Em poços que produzem quantidades pequenas de água pode-se utilizar este processo.
A separação se dá à pressão levemente positiva e sem a formação de emulsão. A separação é
promovida por gravidade, com saídas para a água, óleo e gás. Os separadores são operados
através de controles de pressão e nível.
Vantagens:
- Processo e operação simples;
- Baixo custo;
- Pouca manutenção.
Desvantagens:
50
- Mais eficientes para pequenas quantidades de água;
- Equipamentos grandes e pesados.
2.4.2 Tanques de raspagem
São tanques grandes que podem fornecer tempo de retenção suficiente para que o óleo
fique na superfície e possa ser raspado e coletado. Estes projetos incluem os separadores API.
Vantagens:
- Processo bem conhecido com tradição na produção offshore;
- Funcionamento não depende muito do diferencial de densidade água/óleo;
- Processo e projeto simples.
Desvantagens:
- Normalmente não consegue enquadrar a água no limite de 20 ppm;
- Não funciona bem quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Equipamento grande e pesado.
2.4.3 Separadores de placas paralelas
O separador de Placas Paralelas atua por gravidade, é constituído basicamente por
placas paralelas separadas uma da outra por uma distância que varia de 4 a 10 cm. A água
oleosa ao passar entre as placas, faz com que as partículas de óleo subam para o lado de baixo
da placa de cima, onde ficam aderidas. O óleo aglutinado escoa até a superfície da água de
onde será posteriormente removido.
Vantagens:
- Processo e operação simples;
- De baixo custo;
Desvantagens:
- Equipamento grande e pesado;
51
- Não funciona bem quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Não é apropriado para plataformas flutuantes.
2.4.4 Flotação de gás
Pode ser usado como tratamento complementar aos tratamentos anteriores. O sistema
pode ser de Flotação de Gás Dissolvido - onde o gás é injetado sob pressão e dissolvido na
água e depois de segregado a baixa pressão no recipiente de flotação - ou de Flotação do Gás
Disperso - onde o gás é disperso na água por meio de um edutor ou um rotor mecânico.
Vantagens:
- Sistema efetivo para remover emulsões, quando associado ao uso de aditivos
químicos apropriados;
- Pode sob condições específicas, remover parte dos componentes dissolvidos na
água.
Para os processos apresentados, serão relatados a seguir os mecanismos de tratamento
para emulsão.
Quando ocorre emulsão, ou seja, a combinação de dois líquidos imiscíveis em
condições normais, um dos líquidos é dispersado pelo outro sob a forma de gotículas das mais
diversas dimensões. As quantidades de água podem variar de traços até 90 % de água.
A água livre, que é produzida junto com o petróleo, decanta em poucos minutos,
enquanto a emulsão deve receber tratamento especial.
Pode-se usar o tratamento com calor, mas este por si só não rompe a emulsão. É um
processo que auxilia a aceleração da separação. Usa-se para tal um aquecedor.
O tratamento químico se baseia na utilização de componente químico que deve ser
capaz de desativar o agente emulsificante que envolve as gotículas d’água. Os produtos
químicos são usados em quantidades suficientes para romper a emulsão água/petróleo. Com
isto as gotículas de óleo se juntam na superfície, e a água é descartada.
52
2.4.5 Hidrociclones estáticos
O funcionamento se baseia na indução de fluxo turbulento, em redemoinho, que gera
forças centrífugas, acarretando a separação do óleo da água. Nos hidrociclones estáticos, as
forças centrífugas são induzidas por alta taxa de fluxo.
Vantagens:
- Equipamentos leves e compactos;
- Fáceis de operar e manter;
- Baixa sensibilidade a golfadas.
Desvantagens:
- Necessitam de alimentação de pressão elevada;
- Necessitam da adição de produtos químicos para dispersão de gotículas de óleo;
- Vulneráveis a mudanças de vazão e pressão;
- Desempenho depende do diferencial de densidade água/óleo e do tamanho das
gotas de óleo.
2.4.6 Centrifugação mecânica
Em comparação com hidrociclones, este processo requer uma queda de pressão menor,
desde que a energia seja proveniente de maquina rotativa com degaseificação e pressurização
na tomada da corrente. Por outro lado, estas máquinas rotativas de alta velocidade exigem
manutenção constante e consomem muita energia.
Vantagens:
- Alta eficiência para remover óleo disperso;
- Compactas;
- Não necessitam de aditivos químicos;
- Não são afetadas pelo movimento de plataformas flutuantes.
Desvantagens:
- Alto custo de investimento e de operação;
53
- Requerem manutenção intensa;
- Alto consumo de energia;
- Só se adaptam a vazões estáveis.
2.4.7 Hidrociclones dinâmicos
Possuem tecnologia e desempenho intermediários entre Centrífugas Mecânicas e
Hidrociclones Estáticos.
Vantagem:
- Não requer uma queda alta de pressão.
Desvantagem:
- É um equipamento bem sofisticado.
2.4.8 Borbulhamento com gás (Stripping)
Técnicas de remoção de óleo por ar ou gás. Têm sido usadas em campos de gás e em
águas oleosas de difícil remoção. Seu processo é bastante complexo.
Vantagens:
- Alta eficiência;
- Remove parte dos hidrocarbonetos dissolvidos
- Se for usado ar, o processo tem menor custo.
Desvantagens:
- Não se adequa à condições de variáveis instáveis;
- Alto consumo de energia;
- Processo complexo.
54
2.4.9 Meio filtrante
Vários tipos diferentes de equipamentos integram esta categoria, inclusive
coalescedores. Estes são caracterizados pela capacidade de remoção de óleo livre e
emulsificado, sem a adição de coagulantes químicos, embora possam ser usados para
melhorar a performance do tratamento. O processo consiste na passagem da água, através de
um leito de areia ou outros materiais sintéticos.
Vantagens:
- Capacidade de enquadrar a água em 20 ppm ou menos;
- Remove óleo e emulsão.
Desvantagens:
- Equipamentos pesados, que devem ser associados a outras facilidades;
- Manutenção intensa;
- Rejeitos de difícil descarte.
2.4.10 Coalescedores
Utilizam sistemas de fluxo semelhantes a filtros. O poliuretano é usado como um
envólucro banhado em óleo. O óleo e sólidos envolvidos em óleo se reúnem no envólucro e
são automaticamente removidos.
Vantagens:
- Removem óleo e emulsão;
- Pode ser usado quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Boa eficiência para quantidades maiores de óleo.
Desvantagens:
- Apresenta bom desempenho somente para pequenas vazões;
- Requer manutenção intensa e apresenta problemas técnicos que estão em
desenvolvimento.
55
2.4.11 Membranas filtrantes
O uso de membranas filtrantes, para processar a água produzida, tem sido a tônica dos
últimos anos. A indústria tem oferecido várias membranas que variam de tipo e eficiência. O
processo pode ser dividido em duas categorias: ultrafiltração e microfiltração.
A ultrafiltração opera a pressões acima de 10 bar e tem demonstrado grande eficiência
com efluentes da ordem de 10 mg/l.
A microfiltração opera com pressões menores que 3 bar, mas sua performance é menor
que a de ultrafiltração, embora melhor que de outros métodos de separação.
Vantagens:
- Alta eficiência apresenta efluente na faixa abaixo de 20 mg/l.
Desvantagens:
- Só se adequa a baixas vazões;
- Requer manutenção pesada;
- Sensível a variações do fluxo em relação a variáveis e qualidade;
- Alto investimento;
- Requer pré-tratamento, cujos produtos químicos são de descarte mais difíceis e
caros.
2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes
Uma das desvantagens do uso de membranas, é que estas permitem o acúmulo de
partículas que obturam os poros das mesmas, impedindo a filtração e interrompendo o
processo para limpeza.
O uso de membranas vibrantes é mais novo e constitui a melhoria necessária para
permitir um uso eficiente.
Um sistema novo de membranas conhecido como VSEP (Vibratory Shear Enhanced
Process) emprega vibração torcional da superfície da membrana, que cria alta energia de corte
na superfície perto dos poros. O resultado é que colóides e partículas não bloqueiam os poros
56
e são removidos. O sistema não necessita de um pré-tratamento químico para evitar formação
de escamas (http://www.vsep.com/pdf/ProducedWater.pdf - 2004).
Segundo informações do representante do fabricante, para uma unidade do
equipamento de maior vazão, teremos os seguintes dados:
Vazão total: 262,08/m3/dia
Pressão de operação: 200 psi
Vida útil das membranas: 2 anos
Período de depreciação (exceto membranas): 15 anos
Custo FOB: USD 285.000,00
Custo CIF: USD 310.300,00
Custo total por m3 (Ct) = Custo por m3 do capital + Custo por m3 de energia + Custo
por m3 de substituição de membranas + Custo da depreciação = USD 0,99
Para vazões maiores o equipamento permite a formação de baterias, o que aumentaria
a vazão tratada e diminuiria os custos de investimento. A partir da aquisição de cinco
unidades o custo FOB cai para USD 185.000,00.
Para que se tenha uma visão global do tratamento, são apresentadas as tabelas 11 e 12.
Tabela 11: Resumo dos tipos de tratamento.
Fonte: Resumo do autor
Médio •Manutenção intensa •Descarte de rejeitos
•Enquadram água em 20 ppm ou menos •Remove emulsão
Meio filtrante / coalescedores (filtração)
Baixo •Eficientes p/ pouca quantidade de água •Equipamento grande e pesado
•Processo e operação simples •Pouca manutenção
Separadores Trifásicos (gravidade)
Baixo •Processo requer o descarte dos produtos químicos usados
•Remove emulsões se associado a aditivos •Remove parte dos componentes dissolvidos
Flotação
Baixo /Médio
•Sensível a alterações de variáveis •Alto consumo de energia •Processo complexo
•Alta eficiência •Se usado ar o processo tem menor custo
Borbulhamento com gás (gás stripping)
Baixo /Médio
•Alimentação com pressão elevada •Necessita adição de produtos químicos •Sensível a variação de pressão e vazão
•Equipamento leve e compacto •Fácil operação •Não é sensível a golfadas
Hidrociclones (força centrífuga)
Baixo •Equipamento grande e pesado •Mau desempenho para chegada do óleo em golfadas •Não funciona em unidades flutuantes
•Processo e operação simples Separador de placas paralelas (gravidade)
CUSTO DESVANTAGENS VANTAGENS EQUIPAMENTO MÉTODO
57
Tabela 12: Tendências em processos de separação.
Fonte: Resumo do autor
2.4.13 Novas tecnologias
Como visto na seção anterior, o desenvolvimento de novas tecnologias para o
tratamento de água produzida é uma realidade na indústria petrolífera atual.
Na Petrobras, em complementação à remoção primária de óleo, o uso de filtração em
meios minerais foi avaliado pelo Centro de Pesquisas da Petrobras (CENPES), em convênio
com o Centro de Tecnologia Mineral (CETEM).
Dos processos avaliados, o uso de meios filtrantes de areia e carvão ativado foi
indicado como a melhor opção complementar, para o enquadramento do óleo nos limites
estabelecidos na legislação nacional vigente, < 20mg/l. Os melhores resultados para a
remoção de hidrocarbonetos emulsionados ou dissolvidos na água foram obtidos com carvão
ativado como meio filtrante. Esta alternativa vem sendo usada caso o tratamento primário não
atinja os limites legais estabelecidos.
A remoção dos demais componentes químicos da água, apesar de serem de grande
importância, não fazem parte do escopo desta pesquisa.
Para os efluentes de água produzida que são enviados às refinarias para receberem
tratamento anterior ao descarte, atualmente, estão em discussão os seguintes processos:
MENBRANAS FILTRANTES NOVAS TECNOLOGIAS
•Ultrafiltração: 10 bar, Efluentes na ordem de 10 mg/l •Microfiltração: 3 bar, Elfuentes na faixa de 15 a 20 mg/l Desvantagens: Manutenção pesada, só opera em baixas vazões, pré-tratamento e custo levado
•Meio filtrante de areia e carvão ativado •Cloração •Processo eletrolítico •Oxidação com peroxido de oxigênio •Ozonização •Tratamento biológico
MENBRANAS FILTRANTES VIBRANTES DESAFIOS
•Vibração Impede acúmulo de coloides e partículas nos poros Vazão: 262 m3 /dia Pressão: 200 psi Custo: US $ 310.300,00 Custo por m3: US $ 0,99
•Altas vazões •Qualidade do efluente •Descarte ou reuso
58
- Cloração;
- Processo eletrolítico;
- Oxidacão com peróxido de oxigênio;
- Ozonização;
- Tratamento biológico.
Todas as tecnologias aqui brevemente apresentadas constituem o estado da arte que
vem sendo usado no tratamento da água produzida. O grande desafio é atingir um tratamento
de grandes vazões com alta qualidade de efluentes, para que possam ser descartados ou
reusados dentro dos limites legais e que garantam a qualidade ambiental.
2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL
Até a vigência do Código das Águas, Decreto Nº 24.643 de 10 de julho de 1934, não
existia qualquer regulamentação referente à água ou o seu uso no Brasil.
As águas subterrâneas eram consideradas bens imóveis, ligadas a propriedade da terra.
É consenso a importância de se manter aspectos legais e jurídicos como ação de
disciplinamento e proteção do recurso água subterrânea. Destacam-se pelo seu marco
histórico e institucional vigente e pela experiência de alguns estados que instituíram,
regulamentaram e executaram as ações instrumentalizadas, conforme as necessidades de
gestão, uso ou proteção dos recursos hídricos (TUCCI et all, 2001).
Passemos a um breve resumo e alguns comentários da legislação brasileira que trata
do assunto.
Código das Águas – Decreto Nº 24. 643 de 10 de julho de 1934
Foi o primeiro código de águas do país e faz distinção entre águas comuns e águas
particulares.
No Título I, Capítulo III, Artigo oitavo, define águas particulares da seguinte forma:
“São particulares as nascentes e todas as águas situadas em terrenos que também o sejam,
quando as mesmas não estiverem classificadas entre as águas comuns de todos, as águas
públicas ou as águas comuns”.
59
O Título IV estabelece considerações sobre águas subterrâneas. Considera as águas
subterrâneas como bens imóveis associados à propriedade da terra e têm caráter inibitório de
monopolização e poluição das águas. Reconhece a estreita ligação com as águas superficiais,
limitando o direito e exploração de águas subterrâneas, sempre que seu uso possibilita
interferência nas águas superficiais de domínio público.
No Título VI, artigo 110, o código já se refere à poluição das águas e prevê a cobrança
pela sua recuperação além de imputar a esta responsabilidade criminal.
Código das Águas Minerais (DNPM) – Decreto-Lei N° 7. 841 de 08 de Agosto de 1945
Estabeleceu normas para o aproveitamento das águas minerais. Incluíam as águas
minerais, termais, gasosas, potáveis de mesa e as destinadas a fins balneários. Estabeleceu
normas para o aproveitamento das águas minerais. Seu conteúdo era confuso em relação a
conceitos de estabelecimentos de relações entre águas minerais e as demais águas. Não serão
feitas considerações sobre este aspecto uma vez que não é relevante para o estudo presente.
Código de Mineração – Decreto-Lei Nº 227 de 28 de Fevereiro de 1967
Estabeleceu a competência da União na administração dos recursos minerais e
reconheceu a água subterrânea como substância mineral dotada de valor econômico e
formadora de jazida. Na época existia a idéia de regulamentar separadamente a exploração
das águas minerais e das águas subterrâneas.
Regulamentação do Código de Mineração de 1968
Ratifica a inclusão de todas as águas subterrâneas especificadas pelo Código de Águas
Minerais sob o conceito de Jazidas Minerais.
Portaria N° 117 de 17 de Julho de 1972 – Departamento Nacional de Produção Mineral
(DNPM)
Normaliza estudos e análises bacteriológicas segundo o Código de águas Minerais.
Criação da S.E.M.A. (Secretaria Especial do Meio Ambiente) de 1973
Dá competência à Secretaria para criar Normas e Padrões referentes à qualidade dos
recursos hídricos e estabelece normas de proteção quanto ao uso do solo e a formação de
fontes naturais.
60
Lei N° 6.938 de 31 de agosto de 1981
Dispões sobre a Política Nacional de Meio Ambiente e, no seu artigo sexto, cria o
Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA) e estabelece que o Conselho Nacional do
Meio Ambiente (CONAMA) é seu órgão consultivo e deliberativo, com autoridade de propor
diretrizes e políticas governamentais e criar normas e padrões ambientais.
Resolução CONAMA Nº 1 de 23 de janeiro de 1986
Dispões sobre estudos de impacto ambiental.
Resolução CONAMA Nº 20 de 18 de Junho de 1986 – Conselho Nacional do Meio
Ambiente.
Divide em nove classes as águas doces, salobras e salinas do Território Nacional,
estabelece parâmetros e indicadores específicos para seu uso, especificando os níveis de
qualidade requeridos, assegurando seu uso preponderantes.
No artigo 21 determina que os efluentes de qualquer fonte poluidora somente poderão
ser lançados, direta ou indiretamente, nos corpos de água uma vez que obedeçam aos
parâmetros relacionados no referido artigo.
Constituição Federal – 1988
Estabelece que:
[...] são bens da União os lagos, rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um Estado da federação, sirvam de limite com outros países, ou se estendam a território estrangeiro ou dele provenham, bem como os terrenos marginais e as praias fluviais.
Determinam ainda: “[...] bens dos Estados, as água superficiais ou subterrâneas,
fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas, neste caso, na forma da lei, as decorrentes
de obras da União”.
Pelo exposto, não existem água particulares no País, sendo o uso das águas sempre
subordinado aos interesses públicos. Compete, portanto à União legislar sobre estas. Este é,
portanto um item a ser observado pelas indústrias na confecção de cenários futuros.
61
Lei Federal Nº 9. 433 de 08 de Janeiro de 1997
Instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema Nacional de
Gerenciamento de Recursos Hídricos. Esta lei resultou de um longo processo de maturação
das experiências em gerenciamento de recursos hídricos no Brasil. A lei fixou como diretriz a
integração de gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental e integrou o uso do solo à
gestão de bacias hidrográficas, sistemas estuarinos e bacias costeiras.
De acordo com Tucci et all (2002), está previsto o planejamento prévio da utilização,
preservação e recuperação dos recursos hídricos, a outorga de direitos de uso e a cobrança
pelo uso da água, como meio de reconhecer seu valor econômico e incentivar sua
racionalização. Mais um item que reforça a idéia da importância estratégica do assunto.
Abaixo é possível ver uma análise da mesma.
No capítulo I - dos fundamentos, Art. 1° A Política Nacional de Recursos Hídricos
baseia-se nos seguintes fundamentos:
I - água é um bem de domínio público;
II - a água é um recurso natural limitado, dotado de valor econômico;
Note-se que é explicitado o valor econômico.
No Capítulo III - das diretrizes gerais de ação, no Art. 3°, Constituem-se diretrizes
gerais de ação para a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos:
• A gestão sistemática dos recursos hídricos sem dissociação dos aspectos de
quantidade e qualidade;
• A adequação da gestão de recursos hídricos levando em conta às diversidades
físicas, bióticas, demográficas, econômicas, sociais e culturais das diversas regiões
do País;
• A integração da gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental;
• A integração do planejamento de recursos hídricos com o dos setores usuários de
planejamentos regional, estadual e nacional;
• A articulação da gestão de recursos hídricos com a do uso do solo;
• A integração da gestão das bacias hidrográficas com a dos sistemas estuarinos e
zonas costeiras.
62
No capítulo IV - Dos instrumentos, destacam-se:
• São instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos:
o Os Planos de Recursos Hídricos;
o O enquadramento dos corpos de água em classes;
o A outorga dos direitos de uso de recursos hídricos;
o A cobrança pelo uso;
o A compensação a municípios;
o Sistema de informações de recursos hídricos
Os Planos de Recursos Hídricos são planos diretores que visam fundamentar e orientar
a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e gerenciar os recursos hídricos.
Tem, portanto planejamento de longo prazo. Devem fazer o diagnóstico da situação atual com
a visão de disponibilidade e demandas futuras de recursos hídricos, e dentro desta visão,
estabelecer os critérios para outorga dos recursos e critérios para cobrança dos mesmos. A lei
prevê ainda áreas sujeitas a restrição de uso.
No Art.15 - A outorga de direito de uso de recursos hídricos poderá ser suspensa
parcial ou totalmente, em definitivo ou por prazo determinado, de acordo com circunstâncias
previstas na lei.
A seção IV trata da cobrança do uso de recursos hídricos, na qual a cobrança pelo uso
objetiva:
• Reconhecer a água como bem econômico e dar ao usuário uma indicação de seu real
valor;
• Incentivar a racionalização do uso da água;
Ainda não foram fixados valores, porém é previsto serem cobrados pelo uso dos
recursos hídricos, dentre outros:
• As derivações, captações e extrações de água, o volume retirado e seu regime de
variação;
• Os lançamentos de esgotos e demais resíduos líquidos ou gasosos, o volume lançado
e seu regime de variação e as características físico-químicas, biológicas e de
toxidade do efluente.
63
Na seção VI - do Sistema de Informações Sobre Recursos Hídricos, é de suma
importância a sua implementação, uma vez que sem dados para interpretar, não se pode
avaliar a situação do problema.
No seu título II a lei estabelece o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos
Hídricos, e no art. 32 cria o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, que
tem por principais objetivos:
- Coordenar a gestão integrada das águas;
- Implementar a Política Nacional de Recursos Hídricos;
- Garantir a preservação dos recursos hídricos;
- Cobrar pelo uso de recursos hídricos.
No último item verifica-se novamente que a cobrança dos recursos é um fato
irreversível e até agora não quantificado.
No capítulo II - sobre o Conselho Nacional de Recursos Hídricos, dispõe sobre a
composição do referido conselho. Este conselho deverá ser composto por representantes dos
Ministérios e Secretarias da Presidência da República no ramo e demais representantes nos
conselhos estaduais de Recursos Hídricos, representantes dos usuários da população e das
ONGs.
Em seu capítulo III a lei estabelece a atuação dos comitês de Bacia Hidrográfica, de
acordo com o Art.39, sobre a representação das Bacias Hidrográficas por representantes da:
- União;
- Dos Estados e Distrito federal;
- Dos Municípios;
- Dos usuários das águas; das entidades civis.
Nos parágrafos subseqüentes, é possível verificar uma preocupação em estabelecer
regras para o funcionamento das Bacias Hidrográficas, mas pode-se perceber de antemão a
grande gama de conflitos entre Estado, Municípios, ONGs, Indústrias e outras representações
locais.
A Lei incorpora ainda a mudança de domínio das águas subterrâneas, estabelecidas na
Constituição de 1988, mantém tratamento diferenciado para águas minerais, recomenda
mecanismos de outorga para as concessões de exploração e estabelece condições que visam
proteger as águas subterrâneas de poluição.
64
Resolução CONAMA No 237 de 19 de dezembro de 1997
Dispõe sobre Licenciamento Ambiental, no qual o órgão ambiental competente
licencia a localização, instalação ampliação e operação de empreendimentos considerados
potencialmente poluidores.
A licença ambiental esta condicionada a realização do Estudo de Impacto Ambiental e
respectivo Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente (EIA/RIMA). Compete ao Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) o licenciamento
ambiental.
Ainda nesta resolução, em seu anexo A, estão relacionadas às atividades ou
empreendimentos sujeitos ao licenciamento.
Lei No 9.605 de 2 de fevereiro de 1998
Esta lei também é conhecida como Lei de Crimes Ambientais. Regulamenta sanções
penais e administrativas oriundas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente, seguindo
uma tendência mundial de penalizar a pessoa jurídica. Foram estabelecidas modalidades de
penas aplicáveis à pessoa jurídica e seus diretores, administradores, membros de conselho,
auditores, gerentes, etc.
A lei prevê também a responsabilidade de pessoas físicas, autoras, co-autoras ou
partícipes dos crimes previstos na mesma.
Portaria No 231 de 31 de julho de 1998 – Departamento Nacional da Produção Mineral
(DNPM)
Estabelece as ações e os procedimentos necessários à definição de áreas de proteção de
fontes, balneários e estâncias de águas minerais e potáveis de mesa. Tem por objetivo a
preservação, conservação e racionalização do uso.
Resolução Nº 05 de 10 de Abril de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Estabelece diretrizes para os Comitês de Bacias Hidrográficas, visando implementar o
Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, conforme determinação da Lei N º
9. 433.
65
Lei Nº 9.966 de 28 de abril de 2000
Estabelece os princípios básicos a serem obedecidos na movimentação de óleo e outras
substâncias nocivas ou perigosas em portos, instalações portuárias, plataformas e navios em
águas sob jurisdição nacional.
A lei, em seu artigo 7, determina que portos, instalações portuárias, plataformas e suas
instalações de apoio devem dispor de plano de emergência individual e integrado, e que o
órgão ambiental local fica responsável pela consolidação destes planos e de um plano de
contingência. A lei, apesar de determinar a confecção dos planos, não se refere a um conteúdo
mínimo dos mesmos.
No artigo 17, cita-se a proibição da descarga de óleo, misturas oleosas e lixo em águas
sob jurisdição nacional, exceto sob condições previstas pela Marpol 73/78 (Convenção
Internacional para a Prevenção da Poluição Causada por Navios, concluída em Londres em
02/11/1973 e alterada em 17/02/1978), e não estando o navio, plataforma ou similar dentro
dos limites de área ecologicamente sensível. No parágrafo primeiro é estabelecido que o
descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas deve seguir
procedimento aprovado pelo órgão ambiental local.
Lei Federal 9. 984 de 17 de Julho de 2000 – Criação da A.N.A. (Agência Nacional de
Águas)
A lei institui a Agência Nacional de Águas, com a finalidade de implementar a Política
Nacional de Recursos Hídricos. A ANA é responsável pela implementação e execução da
Política Nacional de Recursos Hídricos (PNRH), ficando a SRH/MMA com a deliberação e
formulação da PNRH.
Resolução CONAMA Nº 265 de 27 de janeiro de 2000
Determina ao IBAMA, aos órgãos estaduais, municipais e ONGs, as ações de controle
e prevenção, bem como as do processo de licenciamento ambiental das instalações industriais
de petróleo e derivados localizados no território nacional.
Resolução Nº 012 de 19 de Julho de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Estabelece procedimentos para enquadramento dos corpos d’água em classes de
acordo com o uso principal, subsidiando a implementação da PNRH.
66
Resolução Nº 19 de 14 de março de 2002 - Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do
Rio Paraíba do Sul, de acordo com o Comitê para a Integração da Bacia Hidrográfica do Rio
Paraíba do Sul, nos termos e condições previstos na Deliberação/CEIVAP Nº 08 de 6 de
dezembro de 2001.
2.5.1 Comentários
Como exposto no item anterior o marco inicial da legislação de água no Brasil foi o
Código das Águas de 1934. Nele era assegurado o uso gratuito de qualquer corrente ou
nascente, mas também permitia a propriedade particular da água.
Nas décadas seguintes pouca coisa foi acrescentada. Na década de 80, devido a
pressões ambientais, foram sendo criadas legislações mais específicas:
• É sancionada a Lei 6.938 que cria o SISNAMA, dando origem ao CONAMA.
• Em 1986 surge a Resolução Nº 20, estabelecendo a classificação das águas.
• Em 1988, a Constituição Federal estabelece que: “[...] são bens da União os lagos,
rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um
estado da federação [...]”. Estabelece ainda: “[...] são bens dos Estados, as águas
superficiais ou subterrâneas, fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas
nesse caso, na forma da lei, as decorrentes de obras da União”.
A partir daí deixam de existir águas particulares no País, o uso das águas está, portanto
subordinado aos interesses públicos, cabendo à União legislar sobre elas.
A lei 9.433 instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema
Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, fruto da experiência de gestão associada à
proposição de melhorias para o País.
São criadas as Agências de Água, que têm como área de atuação uma ou mais bacias
hidrográficas, tendo por competência o planejamento de recursos hídricos da bacia e a
cobrança pelo uso da água, visando à viabilidade financeira da gestão. O sentido inovador é a
parceria entre Estados, Municípios, ONGs e a sociedade civil, gerindo bens e serviços
públicos.
67
A Resolução CONAMA Nº 265 de 2000, determinou à Petrobras a realização de
auditorias ambientais independentes de todas as suas instalações de petróleo e derivados em
todo território Nacional.
Nesse breve panorama podemos perceber que as ações de controle e qualidade dos
sistemas legais de gestão tem uma indicação clara do aumento de exigências dos parâmetros
ambientais, bem como da cobrança pelo uso de recursos hídricos e descarga de efluentes.
2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE
Nos anos 50 a sociedade começa a vivenciar uma época de desenvolvimento industrial
acentuado e, ligado a este fato, surge uma das principais conseqüências: a poluição.
De acordo com Martini Junior e Gusmão (2003) o desgaste da imagem das indústrias
química e de petróleo tem como referência uma série de acidentes ocorridos nas décadas de
70 e 80, que tiveram um tratamento destacado na mídia, como:
• Em Flixborough na Inglaterra – 1974, uma explosão de ciclohexano provocou a
morte de 28 trabalhadores e feriu outros 36.
• Em Sevezo – Itália em 1976, um vazamento de tetracloro-dibenzo-dioxina,
acarretou em 220.000 feridos.
• Em Bhopal – Índia em 1984, um vazamento de metil isocianato matou 3.800
pessoas e deixou 200.000 feridos.
• Na cidade do México em 1984, explosão de GLP, 490 mortos e 7.000 feridos.
• No Golfo do Alasca em 1989, 44 milhões de litros de óleo, vazaram do navio
Exxon Valdez, provocando uma das maiores tragédias ecológicas que se tem
notícia.
Fatos como esses levaram a opinião pública a se voltar contra as indústrias e estas em
resposta passaram a gerenciar seus riscos ambientais.
A indústria ao gerenciar seus riscos ambientais concentrou-se nos estudos técnicos econômicos de probabilidade e magnitude de fenômenos indesejáveis e na determinação de qual grau de risco é aceitável, fundamental para as atividades de engenharia, mas de pouca relevância para a opinião pública. (MARTINI JUNIOR e GUSMÃO, 2003, p 20.).
68
Todas as indústrias competitivas do mundo moderno seguiram a tendência mundial de
aplicar um sistema de gestão às suas atividades. Estes sistemas vieram se desenvolvendo
através de décadas, após os anos 70. Segundo Donaire (1999).
Em relação ao ambiente, nada pior do que tentar aparentar uma imagem que não condiz com a realidade. As declarações públicas sobre os problemas ambientais devem caracterizar-se por dizer a verdade e agir de acordo com o que se diz.Estar mais preocupada com aquilo que a empresa fez e faz e não com o que pretende fazer. Ter coerência entre intenção e ação é a política mais adequada a ser obedecida pela área de comunicação.
A seguir apresenta-se uma retrospectiva do desenvolvimento dos sistemas de gestão,
com foco especial para os sistemas de gestão ambiental, que é um dos objetivos desta
dissertação.
2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS
Segundo Duque (2004) nos anos do pós-guerra, o Japão desenvolveu uma grande
capacidade produtiva, com diversas linhas de produtos, dentre esta diversidade, havia um
ponto em comum, todos apresentavam baixa qualidade.
Surge então Edwards Denning que desenvolveu o mundialmente conhecido ciclo
PDCA, cujo fundamento é a garantia da melhoria contínua do processo produtivo, onde:
P = PLAN (PLANEJAR) planejamento de todas as atividades de processo a serem
desenvolvidas.
D = DO (DESENVOLVER) desenvolvimento de todas as atividades de processo.
C = CHECK (CONTROLAR) verificação do que foi executado em com o planejado.
A = ACT (AGIR) analise da causa dos desvios e replanejamento das melhorias.
Em 1947, foi fundado um organismo internacional, a International Organization for
Standardization (ISSO), com sede em Genebra, na Suíça. O objetivo era a criação de padrões
internacionais para a garantia da qualidade de produtos e serviços. Pode-se ver na figura 8 a
origem da família ISO.
69
TODAS UTILIZADAS EM RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE COMPRADORES E FORNECEDORES
EXPERIÊNCIA NO USO DESTAS NORMAS
1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001
ISO 9002ISO 9003
ISO 9004-1 OUTRASNORMAS ISO
Diretrizes paraseleção e uso
Modelos paraGarantia daQualidade
Diretrizes paraSistemas deGestão daQualidade
Complementamas normasbásicas
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Conceitos eVocabulário
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Requisitos
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Diretrizes Gerais
ISO 9000 ISO 9001 ISO 9004NORMAS
COMPLEMENTARES
CANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROS
Complementamas normasbásicas
AN
O 1
994
AN
O 2
0 00
TODAS UTILIZADAS EM RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE COMPRADORES E FORNECEDORES
EXPERIÊNCIA NO USO DESTAS NORMAS
1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001
ISO 9002ISO 9003
ISO 9004-1 OUTRASNORMAS ISO
Diretrizes paraseleção e uso
Modelos paraGarantia daQualidade
Diretrizes paraSistemas deGestão daQualidade
Complementamas normasbásicas
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Conceitos eVocabulário
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Requisitos
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Diretrizes Gerais
ISO 9000 ISO 9001 ISO 9004NORMAS
COMPLEMENTARES
CANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROSCANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROS
Complementamas normasbásicas
AN
O 1
994
AN
O 2
0 00
A Família ISO 9000 A Família ISO 9000 --OrigemOrigem
Workshop SGI IEES
Figura 8: Origem da família ISO 9000 Fonte: Workshop SGI/IEES
Em 1987 foi publicada a série ISO 9000, primeira família da norma ISO, sobre
Sistemas para Gestão e Garantia da Qualidade. Em 1991, no Brasil, a ABNT adota esta norma
e lança a NBR ISO 9000.
A ISO 9000 foi revisada pela primeira vez em 1994, com pequenas adequações, e em
2000 surge à segunda revisão, com alterações que valem até hoje. Os principais focos das
alterações foram:
- Comprometimento de lideranças;
- Gerenciamento de projetos;
- Melhoria contínua e definição clara de objetivos e metas;
- Eficácia com foco no atendimento ao cliente.
70
É claro que com a nova família de normas ISO para sistemas de qualidade, surge uma
tendência que leva ao conceito de Sistema de Gestão Integrada – SGI, visando facilitar as
organizações, o seu gerenciamento e planejamento.
Em decorrência de uma série de acidentes ambientais, em nível mundial, comentados
no início desse item, surge uma grande onda de pressão pela gestão ambiental. Em 1996 a
ISO publica as normas da série 14000, Sistemas de Gestão Ambiental – Especificações e
Diretrizes para Uso. No Brasil é lançada pela ABNT com a nomenclatura NBR ISO 14001.
Em sua introdução ela coloca: “Para atingir os objetivos ambientais, convém que o sistema de
gestão ambiental estimule as organizações a considerarem a implementação de melhor
tecnologia disponível quando apropriado e economicamente exeqüível”. (NBR ISO
14001:1996)
Esta norma compartilha objetivos comuns de sistemas de gestão com a série de
Normas ISO 9000 para sistemas de qualidade, conforme modelo que será reproduzido na
figura 9.
Figura 9: Modelo de Sistema de Gestão Ambiental Fonte: NBR ISO 14001:1996
MELHORIA CONTÍNUA
VERIFICAÇÃO E AÇÃO
CORRETIVA
POLÍTICA AMBIENTAL
PLANEJAMENTO
IMPLEMENTAÇÃO E
OPERAÇÃO
ANÁLISE CRÍTICA
PELA ADMINISTRAÇÃO
71
Vamos comentar a seguir as normas relativas a Sistemas de Gestão em Segurança e
Saúde no Trabalho.
Após o evento da série ISO 14000 notou-se que o sistema de gestão integrada não
estava completo, faltava gerenciar a Segurança e Saúde para assegurar a qualidade total.
Passou-se então a adoção da norma OHSAS 18001:1999, Occupacional Health and
Safety Assessment Series – Specification, visando aprimorar a gestão em Saúde e Segurança,
como na figura 10.
Figura 10: Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 E OHSAS 18001 Fonte: Workshop SGI/IEES
A adoção dessas normas permite a certificação por organismos internacionais e passa a
ser uma espécie de cartão de visitas das empresas, demonstrando sua vontade de garantir o
desenvolvimento sustentável.
Na tabela 13 vê-se a correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS
18001.
IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001
O H S A S O H S A S 1800118001
P lane jam ento
O b je tivosO b je tivos
A nálises C ríticas
A ud ito rias In ternas
M on ito ram ento
M e lho ria C ontínua
C apac itação de P essoa l
P o lítica
R esponsab ilidades e A u to ridades
M ed içãoM etas
IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001
O H S A S O H S A S 1800118001
P lane jam ento
O b je tivosO b je tivos
A nálises C ríticas
A ud ito rias In ternas
M on ito ram ento
M e lho ria C ontínua
C apac itação de P essoa l
P o lítica
R esponsab ilidades e A u to ridades
M ed içãoM etas
C om patib ilidade entre C om patib ilidade entre as N orm asas N orm as
W orkshop S G I IE E S
72
Tabela 13: Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS 18001
ISO 9001 ISO 14001 / OHSAS 18001
4.1 Requisitos gerais 4.1 Requisitos gerais
4.2.2 Manual da qualidade 4.4.4 documentação do SGA/SGSS
4.2.3 Controle de documentos 4.4.5 Controle de documentos
4.2.4. Controle de registros 4.5.3 Registros
5.1 Comprometimento da direção 4.3.1 Aspectos ambientais / Identificação de perigos
5.3 Política da qualidade 4.2 Política de MA / SSO
5.4.1 Objetivos da Qualidade 4.3.3 Objetivos e metas de MA / SSO
5.4.2 Planejamento do SGQ 4.3.4 Programa de gestão ambiental/
Programa de gestão de SSO
5.5.1 Responsabilidade e autoridade 4.4.1 Estrutura e responsabilidade
5.5.2 Representante da Direção 4.4.1 Estrutura e responsabilidade
5.5.3 Comunicação interna 4.4.3 a) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação
5.6.1 Análise Crítica pela Direção 4.6.Análise Crítica pela Administração
6.1 Provisão de recursos 4.4.1 Estrutura e responsabilidades
6.2.2 Competência, conscientização e
treinamento
4.4.2 Treinamento, conscientização e
competência
7.2.1 Determinação de requisitos
relacionados aos produtos
4.3.2 Requisitos legais e outros requisitos
4.5.1 Monitoramento e medição/ medição de
performance e monitoramento
7.2.3 Comunicação com o cliente 4.4.3 b) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação
7.4.1 Processo de aquisição 4.4.6 c) Controle operacional
7.5.1 Controle de produção e fornecimento de serviço
4.4.6 a) e b) Controle operacional
7.6 Controle de dispositivos de medição e monitoramento
4.5.1 Monitoramento e medição
8.1 medição análise e melhoria generalidades 4.5.1 Monitoramento e medição
8.2.2 Auditoria interna 4.5.4 auditoria do SGA/ Auditoria
8.2.3 Monitoramento e medição de processo 4.5.1 Monitoramento e medição / medição de performance e monitoramento
8.5.2 Ação corretiva 4.5.2 Não conformidade e ação corretiva e preventiva
8.5.3 Ação preventiva 4.5.2 Acidentes, incidentes não-conformidades e ação corretiva e preventiva.
Fonte: Workshop SGI/IEES
73
Conforme exposto, a adoção de um sistema de gestão integrada, além de ser um
método eficiente de gestão, apresenta um elenco de valores associados como redução de
custos, diminuição de documentação, maior e melhor desempenho gerencial, levando a um
conseqüente aumento de produtividade.
Como se pode observar no item 2.5 há um crescente rigor na legislação, de uma
situação de incipiência e timidez, para um status de maior exigência, com maior controle do
Estado. Nesse item verifica-se que as pressões sociais levaram a indústria a quebrar velhos
paradigmas e partir para sistemas de gestão mais modernos e compatíveis com as novas
realidades sociais.
74
3 SISTEMA DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS
3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA
A Petrobras foi criada em 03 de outubro de1953 pela Lei Federal n0 2004, assinada
pelo então Presidente da República, Sr. Getúlio Vargas. Sua missão era executar as atividades
do setor petróleo no país em nome da União.
Segundo Relatório de Gestão 2002 (Petrobras, 2002a), onde foram coletadas as
informações aqui apresentadas, a Empresa, em dezembro de 2001, possuía 39.979
empregados e 40 unidades operacionais, dentre as quais, regiões de exploração e produção,
terminais, refinarias e fábricas de fertilizantes.
Para a movimentação de seus produtos, a empresa conta com 124 navios, sendo 62
próprios. Conta ainda, com cerca de 15.500 km de oleodutos e gasodutos.
Em sua estrutura, a Companhia, possui cinco subsidiárias:
- Distribuição;
- Atividades internacionais;
- Transporte de petróleo e derivados;
- Produtos petroquímicos;
- Gás natural.
A produção média de petróleo atingiu 1.710.000 barris/dia em 2003, de acordo com
httpp://www2.Petrobras.com.Br –2004.
3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS
Assim como ocorreu em nível internacional (ver item 2.6), no Brasil e mais
especificamente com a Petrobras, ocorreram alguns incidentes graves como: (1) a explosão de
uma esfera de gás liquefeito de petróleo (GLP), em 1972, na Refinaria Duque de Caxias, Rio
de Janeiro, RJ; (2) o rompimento de uma linha de hidrocarbonetos em uma favela de Vila
75
Socó, Cubatão, SP em 1984; (3) também em 1984 o incêndio da Plataforma de Enchova na
Bacia de Campos, RJ.
Esses acidentes contabilizaram elevado número de mortos. Em 2000, 1,3 milhão de
litros de óleo foi derramado na Baia da Guanabara – RJ, devido ao rompimento do oleoduto
que ligava a Refinaria de Duque de Caxias ao Terminal da Ilha d’Água, no Rio de Janeiro.
Em julho do mesmo ano, devido ao rompimento do oleoduto que liga o Porto de São
Francisco do Sul e a Refinaria Presidente Getúlio Vargas, no Paraná, vazaram
aproximadamente 4 milhões de litros de petróleo nos rios Barigui e Iguaçu. Em 2001 um novo
acidente de grandes proporções ocorreu, uma explosão originou o afundamento da Plataforma
P-36, acarretando a morte de 11 empregados, na Bacia de Campos, Rio de Janeiro.
A Empresa tradicionalmente mantém uma preocupação com a segurança de seus
trabalhadores, bem como o respeito ao meio ambiente. Com as lições duramente aprendidas
pelo advento dos acidentes ocorridos assumiu a postura de enfrentar a situação com atitude de
total transparência e tomada de providências para reverter o quadro.
Será focada uma visão mais recente, na qual se origina sua visão atual.
Desde 1991 a empresa vem, de forma sistemática, promovendo melhorias em sua
gestão e tendo como referencial os princípios da Qualidade Total. A partir daí iniciaram na
companhia uma série de programas de sensibilização e capacitação de empregados.
Em 1993, objetivando saber o quanto os princípios de Qualidade Total estavam
incorporados à gestão e também incrementar o processo de melhorias foi iniciada a avaliação
com base nos Critérios de Excelência do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ).
Em 1994 iniciou-se o trabalho para obtenção de certificações dos processos produtivos
de acordo com a série de normas ISO 9000.
3.3 VISÃO DE EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO
Em 1995 foi iniciado o trabalho de obtenção da ISO 14000 e BS 8800, de modo a
assegurar que as atividades industriais se desenvolvam com foco na preservação do meio
ambiente e na segurança e saúde dos empregados, sendo então obtidas, treze certificações.
Os benefícios alcançados pelas ações corporativas deram sustentação a Gestão pela
Qualidade Total (GQT) da companhia, preparando-a para competir no mercado aberto
nacional de petróleo.
76
A empresa, em seu Plano Estratégico, estabeleceu a Visão 2010, que consiste: “A
Petrobrás será uma empresa de energia com forte presença na América Latina, atuando com
foco na rentabilidade e responsabilidade social” (PETROBRÁS, Plano estratégico 2003 –
2007).
Estabelece também a missão:
Atuar de forma segura e rentável nas atividades da indústria do óleo, gás e energia, nos mercados nacional, internacional, fornecendo produtos e serviços de qualidade, respeitando o meio ambiente, considerando os interesses dos acionistas e contribuindo para o desenvolvimento do país (PETROBRAS, Plano Estratégico 2003 – 2007).
O Plano estabelece ainda valores:
- A valorização dos principais públicos de interesse, incluindo acionistas, clientes e
empregados, sociedade, governo, parceiros e comunidades em que a atua;
- Espírito empreendedor e de superação de desafios;
- Foco na obtenção de resultados de excelência;
- Espírito competitivo inovador com foco na diferenciação em serviços e
competência tecnológica;
- Excelência e liderança em questões de Segurança, Meio ambiente e Saúde (SMS);
- Busca permanente da liderança empresarial.
Comportamentos:
- Ética nos negócios;
- Liderança pelo exemplo;
- Ênfase na integração e no desenvolvimento de trabalho em equipe;
- Foco no desenvolvimento e sustentação de vantagens competitivas;
- Acompanhamento rigoroso dos resultados com reconhecimento e
responsabilização pelo desempenho;
- Transparência nas relações com acionistas, empregados, comunidades e com os
demais públicos de interesse.
Objetivos:
- Atuar de forma preventiva na proteção do ser humano e do meio-ambiente,
mediante identificação e monitoramento dos riscos operacionais;
77
- Manter-se permanentemente preparada para emergências e atuar para mitigar os
impactos delas decorrentes;
- Atuar no gerenciamento dos impactos ambientais e sociais das suas atividades;
- Desenvolver o mercado de soluções alternativas de energia;
- Ser reconhecida no mercado pelo alto nível de qualidade de seus produtos e
serviços e pela aderência aos padrões internacionais de segurança, meio ambiente
e saúde.
Este plano estabeleceu valores, comportamentos e estratégia corporativa para todos os
seus segmentos de negócios, definindo plano de investimentos, metas financeiras e políticas,
sendo que esta última foi subdividida em:
- Atuação Corporativa;
- Disciplina de Capital;
- Desenvolvimento de Novos Negócios;
- Recursos Humanos;
- Segurança, Meio Ambiente e Saúde;
- Comunicação.
3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS
Em 1974 a Petrobras já possuía uma política de Proteção Industrial. A Divisão de
Engenharia de Segurança Industrial e do Meio Ambiente, que era um órgão ligado ao
Gabinete do Presidente, foi criada em 1977. Pode-se observar como ocorreu a evolução do
gerenciamento destas funções na tabela 14, a seguir.
78
Tabela 14: Evolução da gestão de SMS na Petrobras
Controle de Poluição Criação da Divisão de Engenharia de Segurança e Meio Ambiente
Princípios Gerais de Proteção, baseados em: Responsabilidade; Prioridade; Antecipação Diretrizes Gerais de Gerenciamento Ambiental Postura Gerencial; Compromissos com comunidades; Convênios para Preservação Ambiental
Processo Petrobras de QMASI Início do Processo de Gestão com base na ISO – 14001 e BS 8800 ou OHSAS 18001 Programa Corporativo de Auditorias das Funções MASI
Política Integrada de Segurança, Meio Ambiente e Saúde Reestruturação da área em toda a Companhia Criação Do Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional Redirecionamento estratégico da Companhia para as questões ambientais
1970 1980 1990 2000 Fonte: Amaral, 2004
Essas políticas se referem ao aspecto macro da Companhia, porém norteiam cada
órgão empresarial.
A área corporativa de SMS, que estava ligada ao Gabinete da Presidência, se desliga
da mesma em 2001, por ter atingido os objetivos de demonstrar o comprometimento da Alta
Gerência e disseminar a nova cultura, passa então, a ser ligada a Diretoria de Serviços. Como
principais alterações devido à mudança,são citadas:
- A responsabilidade em SMS nas unidades operacionais, passa a ser dos Gerentes
das mesmas;
- Melhor definição das atribuições e responsabilidades do pessoal de SMS
corporativo e dos demais profissionais , que atuam nos diversos segmentos da
Companhia;
- A área de saúde passou para a estrutura do Gerente Executivo de SMS.
Em 2003, por ocasião da revisão do Plano Estratégico, foi revisada e aprovada, a nova
Política de SMS, transcrita a seguir:
79
• Educar, capacitar e comprometer os empregados com as questões de SMS, envolvendo fornecedores, comunidades, órgãos competentes e demais partes interessadas;
• Considerar nos sistemas de conseqüência e reconhecimento, o desempenho de SMS;
• Atuar na promoção da saúde, na proteção do ser humano e do meio ambiente, mediante identificação, controle e monitoramento de riscos, adequando a segurança de processo às melhores práticas mundiais e mantendo-se preparada para emergências;
• Assegurar a sustentabilidade de projetos, empreendimentos e produtos ao longo de seu ciclo de vida, considerando-se os impactos e benefícios nas dimensões econômica, ambiental e social;
• Considerar a eco-eficiência das operações, minimizando os impactos locais adversos inerentes às atividades da indústria. (PETROBRAS, Diretoria Executiva, 17/04/2003)
A Política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde contempla 15 Diretrizes
Corporativas, aprovadas pela Diretoria Executiva em 27/12/2001. Estas Diretrizes se
subdividem em 79 requisitos que compõe o sistema de gestão corporativo e cada unidade de
negócio da Companhia faz as devidas adaptações à sua realidade. Como estas diretrizes e
requisitos, estão ligados ao tema do presente trabalho, são transcritos no Anexo A, uma vez
que poderão ser usados para avaliar o sistema de gestão do estudo de caso apresentado no
capítulo 4 desta Dissertação.
3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS
A partir do estabelecimento da Lei nº 9.433/97, que define a nova política nacional de
recursos hídricos e que tem por princípio básico a organização de bacias hidrográficas como
unidade de planejamento, que ainda se encontra em fase de implementação, alguns estados
vêm aprovando suas leis para o setor de recursos hídricos. Desta maneira, alguns comitês de
bacia já estão atuando. Os critérios de outorga e cobrança para captação e lançamento de
efluentes ainda estão em fase de discussão.
A Petrobras, devido às características de sua atividade, é uma grande consumidora de
água, e algumas de suas unidades operam em áreas de demanda crescente. Surgiu, portanto a
necessidade de conhecer a demanda presente e futura em suas áreas de atuação. Em janeiro de
2002, o órgão corporativo de Meio Ambiente estabeleceu uma especificação técnica para a
construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos. A especificação contempla
também o lançamento de efluentes industriais, uma vez que o mesmo também será outorgado,
80
tornando-se necessário o conhecimento da disponibilidade de corpos receptores para
receberem efluentes. Para tanto é necessário o estabelecimento de cenários que levem em
consideração a legislação nacional e local sobre gerenciamento desses recursos.
Com base nessa especificação foi feita uma concorrência para a emissão de um
relatório de construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos.
Os principais objetivos desse trabalho são:
- O estabelecimento de cenários de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos
(20 anos) sobre a demanda e disponibilidade das fontes de suprimento das
unidades operacionais selecionadas para fazerem parte do estudo;
- Avaliação do potencial, da disponibilidade e da vulnerabilidade das águas
subterrâneas nas regiões das unidades selecionadas;
- Diagnostico da situação atual e avaliação da disponibilidade dos corpos d’água
para o lançamento de efluentes;
- Alternativas para captação de água e lançamento de efluentes, caso os cenários
futuros sejam desfavoráveis;
- Identificação das unidades operacionais que deverão reduzir o consumo de água e
o lançamento de efluentes.
A Fundação Brasileira para o Desenvolvimento Sustentável, venceu a concorrência e
já apresentou o relatório à Petrobras.
Dando prosseguimento à Política Petrobras de Excelência na Gestão de SMS, foi
criado o Projeto Corporativo para a excelência no Gerenciamento de Efluentes e Recursos
Hídricos que tem por objetivo as seguintes ações:
- Conhecimento da conjuntura nacional e internacional sobre gerenciamento de
efluentes e recursos hídricos;
- Diagnóstico interno de efluentes e recursos hídricos;
- Cenários de disponibilidade de recursos hídricos nas regiões onde a Petrobras
opera;
- Elaboração de norma Petrobras sobre gestão de efluentes e recursos hídricos;
- Sistema corporativo de informações sobre efluentes e recursos hídricos.
Através do Documento Interno Petrobras (DIP) SMS 000155/2003, de 18/07/2003, foi
constituído um grupo de trabalho para implantar o Sistema Corporativo Informatizado de
Dados sobre Efluentes e Recursos Hídricos – DATA HIDRO.
81
O produto final será uma base de dados que vai permitir consultas, geração de gráficos
e relatórios sobre cada unidade de negócios. Estes dados envolvem:
- Dados administrativos;
- Fluxogramas do tratamento de águas, com descrição do processo e usos da água
após o tratamento;
- Fluxograma de tratamento de efluentes, descrição dos equipamentos, detalhes do
lançamento no corpo receptor;
- Água captada, parâmetros de qualidade, volumes;
- Efluentes lançados, parâmetros de lançamento aplicáveis, vazão de efluentes;
- Balanço hídrico, vazão de captação de diversas fontes, vazão de efluentes nos
diferentes corpos receptores, consumo, vazão de águas pluviais limpas, coletadas
pelos sistemas de segregação;
- Valores cobrados;
- Resumo de cada área de negócios.
82
4. ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO
4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO
A UN-ES conta com aproximadamente 615 empregados, segundo dados de julho de
2003. Tem sua sede estabelecida em Vitória, estado do Espírito Santo e uma base de apoio
operacional em São Mateus, norte do estado. Suas atividades de exploração e produção estão
distribuídas entre o município de Piúma, no Estado do Espírito Santo e o município de
Caravelas, no Estado da Bahia.
Hoje, a UN-ES conta com mais de 1000 poços perfurados na região e tem cerca de
360 poços em operação, sendo 290 de óleo, 12 de gás e 58 de injeção de água.
Conta ainda com 10 estações de coleta, tratamento, processamento, especificação e
transferência de óleo e gás, 3 plataformas fixas de produção e um navio de coleta,
processamento e transferência de óleo e gás natural, uma unidade de dessulfurização de gás
natural, uma unidade de processamento de gás natural, redes de dutos e um laboratório de
análise de rochas.
O empreendimento, envolvendo a exploração e produção de petróleo e gás natural pela
Petrobras no Espírito Santo, norte capixaba, situa-se nas áreas dos municípios de Conceição
da Barra, São Mateus, Jaguaré e Linhares. A sede da UN-ES/NC (Unidade de Negócio, do
Espírito Santo, Norte Capixaba), onde foi realizado este estudo de caso, está localizada no
município de São Mateus, distante de Vitória 225 km, pela Rodovia BR 101 – NORTE.
De acordo com o Relatório de Impacto Ambiental de 1998, os primeiros registros da
Petrobras no Estado datam de 1957, quando chegou um grupo para realizar os primeiros
estudos geofísicos da região.
O primeiro poço perfurado foi no município de Conceição da Barra, em 1959. O
primeiro poço a apresentar óleo com possibilidades de produção, embora tenha sido perfurado
em 1969, permaneceu em testes até 1973, quando foi colocado em produção junto com poços
do Campo de Fazenda Cedro, tendo início então a produção comercial de óleo. Este poço
apesar do tempo, ainda está em produção.
A produção de todo o Estado do Espírito Santo, em 21/07/2004, é de 41.369 barris/dia
de óleo, tendo seu record acontecido em 20/04/2003, com 48.842 barris/dia de óleo.
83
A Petrobras, através de seu empreendimento no estado, tem por objetivo principal a
produção de petróleo e gás natural. A produção de hidrocarbonetos na bacia do Espírito Santo
pretende suprir de gás uma região potencialmente consumidora, representada pela Grande
Vitória, além de contribuir diretamente para o aumento da produção de petróleo no país.
A importância da atividade na região no contexto socioeconômico dos municípios
envolvidos é enorme uma vez que estes se beneficiam com a arrecadação de royalties que
incidem sobre a produção, e também com os impostos recolhidos pela empresa. A justificativa
que permite a viabilidade econômica do empreendimento é a perspectiva do aumento da
produção de gás natural, que é hoje a prioridade principal do estado, levando-o à região da
Grande Vitória, onde é uma excelente alternativa para as indústrias já instaladas e que
pretendam se instalar. A figura 11 apresenta a área de atuação da Empresa no Espírito Santo.
84
Figura 11: Área de atuação da UN-ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN-ES
85
4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO
A estrutura organizacional da UN-ES compreende o Gerente Geral, Gerências
Funcionais, Gerências Assessoras e Gerências Setoriais. Como visto na figura 12
Figura 12: Organograma da UN – ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN - ES
4.3 PROCESSO DE INJEÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA
O petróleo nos poços é bombeado por um dispositivo mecânico chamado cavalo de
pau, daí vai para tanques de armazenamento como visto na figura 13.
86
Figura 13: Cavalo de Pau e Tanques de Armazenamento Fonte: Foto do autor
Dos tanques são transferidos para carretas que, posteriormente farão o transporte até as
estações de tratamento onde são descarregadas (figura 14).
Figura 14: Descarregamento de carretas Fonte: foto do autor
87
O óleo é daí bombeado para o inicio do processo, nos tanques de flotação (figura 15).
Figura 15: Tanque de flotação Fonte: foto do autor
Nesses tanques a água decantada é transferida para um tanque pulmão, de onde é
bombeada pelas bombas de circulação para os filtros (figura 16).
88
Figura 16: Filtro misto (à direita)
Fonte: foto do autor
Na instalação onde foi realizado o presente estudo são utilizados dois filtros mistos e um filtro
de cartucho (a direita da figura 17).
89
Figura 17: Filtro de cartucho (à direita) Fonte: foto do autor
Dos filtros, a água vai para o tanque de injeção (tanque à esquerda da figura 17) de
onde será bombeada pelas bombas de injeção (figura 18).
90
Figura 18: Bombas de injeção Fonte: fotos do autor
A água então vai para um manifold onde é direcionada para a injeção nos diversos
poços da região (figura 19).
91
Figura 19: Manifold de água de injeção Fonte: foto do autor
A água no tanque de injeção recebe um tratamento químico, que consiste de biocida -
que tem por finalidade evitar o crescimento de micro-organismos que poderiam danificar a
formação, inibidor de incrustação, seqüestraste de oxigênio e inibidor de corrosão.
Os valores assegurados de qualidade da água de injeção, de acordo com o
procedimento E&P-EP-26-00032-0, Tratamento e Injeção de Água Produzida são os
seguintes:
- Teor de sólidos suspensos totais, máximo de 20 mg/l;
- Teor de óleo contaminante, máximo de 2,5 mg/l.
Para garantir os valores estipulados, é feita coleta para análise, na entrada e saída do
tanque flotador, entrada e saída dos filtros e na descarga da bomba de injeção.
A seguir o fluxograma simplificado do processo de injeção de água, é apresentado na
figura 20.
92
Tanque Flotador Tanque Flotador Tanque Pulmão
Bombas de
Circulação
Filtro Misto Filtro Cartucho
Tanque de Injeção
Bombas de Injeção
φφφφ 3” φφφφ 2” φφφφ 2”
φφφφ 3” 2200 m 3300 m 1000 m
400 m
Figura 16
Figura 15
Figura 18
Figura 17
“manifold de injeção”
Figura 19
Figura 20: Fluxograma simplificado do processo de injeção de água nos poços Fonte: UN-ES, 2004
4.3.1 Dados sobre a água produzida
A tabela 15 apresenta a produção de água a partir de 1983, nos campos de produção do
norte capixaba.
93
Tabela 15: Produção de Água nos Campos de Produção do Norte Capixaba
ANO m3 m3/dia
1983 123.643 339
1984 143.030 391
1985 206.027 564
1986 233.316 639
1987 343.594 941
1988 359.295 982
1989 343.744 942
1990 267.828 734
1991 334.824 917
1992 408.023 1.115
1993 391.272 1.072
1994 484.135 1.326
1995 482.444 1.322
1996 494.534 1.351
1997 476.691 1.306
1998 501.746 1.375
1999 532.486 1.459
2000 593.995 1.623
2001 572.585 1.569
2002 672.264 1.842
2003 607.714 1.665
Fonte: Portal/Petrobras http://portal.ep.Petrobras.com.br/Produção/ProduçãoSeguro/Tabela.asp – 2004
Verifica-se que no período referendado, a produção de água associada ao petróleo foi
de 8.089.055 m3. No mesmo período foram injetados 7.612.533 m3, ou seja, ao longo destes
21 anos houve a necessidade de descarte de água produzida, com seus conseqüentes custos.
Por outro lado a água de injeção também tem custos de tratamento, de forma a não
prejudicar a formação.
Observa-se na tabela a seguir o panorama de água e efluente nos anos 2002 e 2003 de
todas as instalações terrestres do Espírito Santo.
94
Tabela 16: Consumo e custos da água nos Campos de Produção Terrestres
ÍNDICES UNIDADES 2002 2003
ÁGUA DOCE
Consumo total de água doce bruta m3 287.977 421.751
Consumo de água doce bruta via concessionária m3 20.736 21.292
Custo médio de água doce bruta via concessionária R$/ m3 2,32 3,19
Custo total de água doce bruta via concessionária R$ 48.107,52 67.921,48
Consumo de água doce bruta via fontes externas * m3 267.241 400.459
EFLUENTES **
VAZÃO m3 1.586.948 1.777.915
Custo médio do tratamento R$/ m3 0,39 0,18
Custo total do tratamento de efluente R$ 618.909,72 320.024,70
* Captação em rios, córregos lagoas e poços artesiano ** Reinjeção de água produzida
Fonte: Portal Petrobras, http://portal.ep.petrobras.com.br - 2004
A redução dos custos no tratamento de efluente se deve a otimizações introduzidas no
processo.
O consumo total de água doce é distribuído entre jardinagem, construção civil,
estradas, etc. e instalações sanitárias e algumas vezes também para geração de vapor para
manutenção da pressão nos reservatórios. Deve-se ressaltar também que a água produzida ao
longo do tempo tem volume maior que a quantidade necessária para reinjeção, algumas vezes
sua produção é menor que a necessidade de injeção e é compensada com água captada em
poços artesianos.
4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região
É possível ver na tabela 17 a distribuição da precipitação média mensal e as máximas
em 24 horas no norte capixaba.
95
Tabela 17: Precipitação média mensal e máxima em 24 horas
Mês Precipitação Mensal (mm)
Altura Máxima em 24hs (mm)
Janeiro 118,4 175,4
Fevereiro 97 99,3
Março 149,8 140,8
Abril 132,8 83,4
Maio 88,7 93,8
Junho 78,3 71,2
Julho 83,4 60,5
Agosto 57,9 74,1
Setembro 67,2 90,3
Outubro 133,4 98,6
Novembro 196,1 123,1
Dezembro 204,7 114,2
Anual
1407,7
175,4
Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA
Na figura 21 é apresentado o histograma de precipitação mensal média do norte
capixaba.
118,4
97
149,8132,8
88,778,3 83,4
57,967,2
133,4
196,1204,7
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Pre
cipi
taçã
o (m
m)
Figura 21: Histograma de Precipitação Mensal Média no Norte Capixaba Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA
96
A partir daí pode-se traçar algumas conjecturas sobre os quantitativos e possíveis usos
dessa água. Como esse aproveitamento não seria de 100%, admitindo um aproveitamento de
75% em cada área de 1 Km2 de precipitação pluviométrica e usando a menor precipitação
mensal que é do mês de agosto e igual a 57,9 mm, seria necessário para abastecer 9.650
pessoas/dia, com uma taxa de 200 l/pessoa/dia, que é a utilizada como a taxa de consumo em
cidades litorâneas, 1.055.775 m3, que é mais que o dobro do consumo total de água bruta nas
instalações terrestres, conforme dados da tabela 13.
4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S
Outra grande utilização de água na região é a injeção de vapor nas regiões produtoras.
Esta técnica permitiu reverter à produção declinante dos poços, estendo a vida útil dos
mesmos a um custo compatível.
Entretanto, esta injeção acarretou um sério problema sobre a ótica de segurança: o
surgimento de contaminação por sulfeto de hidrogênio (H2S). A geração deste composto
decorre da reação entre o vapor injetado e a formação pirítica da região, rica em sulfeto de
ferro.
O sulfeto de hidrogênio caracteriza-se por ser um composto gasoso, com elevada
toxidade e letalidade. O IDLH (Immediate Danger to Life and Health) deste produto é de 100
ppm, ocorrendo morte instantânea de seres humanos expostos a concentrações iguais ou
superiores a 600 ppm. Exposição a concentrações acima de 8 ppm por tempo prolongado,
pode resultar em dores de cabeça e tonturas. É especialmente relevante o fato de, apesar de
apresentar odor extremamente desagradável em baixas concentrações, este produto inibe o
sentido do olfato humano quando em concentrações superiores a 50 ppm, ou seja, não pode
ser percebido nas concentrações mais perigosas.
Como decorrência da injeção de vapor nos poços, foram observados teores da ordem
de até 11.000 ppm de H2S em alguns destes, demandando soluções específicas. Dentre estas
destaca-se a queima do gás, o que acarreta dois grandes problemas:
• A necessidade de utilização de equipamentos especiais, resistentes ao processo
corrosivo associado à presença do H2S;
97
• A geração, como subproduto da combustão, de óxidos de enxofre (SOx), cuja
emissão é controlada pela legislação ambiental e que podem gerar a fenômeno
conhecido como “chuva ácida”.
Há soluções alternativas ao processo de queima, dentre as quais são especialmente
relevantes:
- Processos de recuperação de enxofre, como os utilizados em refinarias e outras
indústrias, onde o H2S é transformado em enxofre através de técnicas diversas, das
quais a mais conhecida é a de combustão incompleta. Este processo apresenta o
inconveniente do alto custo de investimento e dos procedimentos operacionais
relativamente complexos, que passam pelo enriquecimento da corrente gasosa a
teores superiores a 90% de H2S.
Especificamente no caso dos campos produtores da UN-ES este processo seria afetado
pela distância entre os campos produtores.
- Lavagem do gás, removendo o H2S da corrente gasosa: este processo apresenta
uma eficiência relativamente baixa e também tem custo elevado pela necessidade
de repor a água ou mesmo tratá-la adequadamente.
Considerando que o aumento da produção prevista está associado à continuidade da
injeção de água na forma de vapor, a tendência é operar com valores crescentes ou
consideravelmente elevados de sulfeto de hidrogênio. A queima destes gases é possível até
que os limites admissíveis de SOx sejam atingidos. A partir deste momento haverá a
necessidade de implementação de processos específicos de gestão, que devem contemplar o
incremento do uso de água como elemento efetivo para sua remoção, ou seja, a causa básica
do problema pode acabar por constituir-se em sua solução.
4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN-
ES
A UN-ES estabeleceu um sistema de gerenciamento integrado das atividades de
segurança, meio ambiente e saúde, baseado em processo sistêmico de planejar, promover,
analisar criticamente e corrigir/melhorar.
98
Para viabilizar a integração desse sistema de gerenciamento a UN-ES optou pelos
modelos normativos NBR ISO 14001/96 – Sistema de Gestão Ambiental – Especificação e
Diretrizes para Uso, BS 8800:1996 – Diretrizes para Sistemas de Gerenciamento de
Segurança e Saúde Ocupacional, e OHSAS 18001 – 1999.
A Unidade de Negócios da Petrobras no Espírito Santo, de acordo com o seu Manual
de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde, esta comprometida com um sistema que
integra as áreas de segurança, meio ambiente e saúde à gestão de seu negócio. Este sistema
esta fundamentado no princípio da melhoria contínua, na valorização dos empregados, no
respeito à sociedade, no uso eficiente de energia e na visão de desenvolvimento sustentável.
Para atingir seus objetivos a UN-ES tem como paradigmas, educar e treinar seus
empregados e demais contratados e comunidades vizinhas, atender a legislação em vigor,
adotar as melhores técnicas operacionais, visando à preservação dos recursos naturais e à
melhoria da qualidade de vida, manter ações para que seus parceiros atendam aos quesitos de
SMS semelhantes aos seus e, manter um diálogo com as partes interessadas para aperfeiçoar o
processo.
Para garantir o fluxo de informações, foi definido o processo de comunicações no
sistema de SMS e instituídos padrões de documentos, procedimentos e respectivos controles.
Em relação a suas atividades operacionais, foram estabelecidos procedimentos
internos para fornecedores e prestadores de serviço de modo a garantir seus valores de SMS.
Para garantir a performance, a empresa monitora e mede periodicamente o seu
desempenho e de seus colaboradores.
As situações de emergência estão previstas em planos operacionais ou em planos de
contingência que definem responsabilidades e competências para a tomada de decisões.
Para garantir o desempenho foi estabelecido um plano de auditorias internas que
verifica a aderência às normas NBR ISO 14001 e BS 8800.
Finalmente os resultados são submetidos à análise crítica das Diretrizes Corporativas
de SMS pela alta administração, renovando o ciclo de PDCA. A planilha de requisitos
corporativos versus requisitos de SMS da UN-ES é apresentada no Anexo B.
Como melhoria da gestão de SMS, entende-se que a criação de um grupo de trabalho
permanente de gestão de efluentes com a participação de representantes dos órgãos
envolvidos seria capaz de melhorar a gestão de recursos hídricos e efluentes.
99
5. DISCUSSÃO
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Com o advento da nova lei das águas no Brasil - Lei N 9.433/97 - que promoveu uma
importante descentralização de gestão do poder público para a esfera/conceito da bacia
hidrográfica, o poder passa a ser compartilhado nos comitês de Bacia Hidrográfica e nos
Conselhos Nacional ou Estaduais de Recursos Hídricos. A Lei autoriza as futuras Agências de
Água pela cobrança do uso, porém mantém com o poder público o poder de outorgar direitos
de uso. Com foco no modelo francês, estes comitês, de acordo com a Lei 9433/97, têm como
funções:
• Promover o debate das questões relacionadas aos recursos hídricos e articular a
atuação das entidades intervenientes;
• Arbitrar, em primeira instância administrativa, os conflitos relacionados aos
recursos hídricos;
• Aprovar o Plano de Recursos Hídricos da bacia;
• Acompanhar a execução do Plano de Recursos Hídricos da bacia e sugerir as
providências necessárias ao cumprimento de suas metas;
• Propor ao Conselho Nacional e aos Conselhos Estaduais de Recursos Hídricos as
acumulações, derivações, captações e lançamentos de pouca expressão, para efeito
de isenção da obrigatoriedade de outorga dos direitos de uso dos recursos hídricos,
de acordo com os domínios destes;
• Estabelecer os mecanismos de cobrança pelo uso de recursos hídricos e sugerir os
valores a serem cobrados;
• Estabelecer critérios e promover o rateio de custo das obras de uso múltiplo, de
interesse comum ou coletivo.
No sudeste do Brasil há municípios que têm razoável grau de autonomia político-
financeira, o que explica a criação dos Consórcios Intermunicipais de Bacia, que interagem
para tratar de questões relacionadas aos recursos hídricos de diferentes municípios.
100
“Embora existam entidades responsáveis por praticamente todas as atividades ligadas
à gestão dos recursos hídricos, verifica-se que a articulação interinstitucional é ainda frágil e
incipiente” (Tucci et al, 2001).
O que observamos, no entanto é que as instituições públicas, lenta e gradualmente,
estão se capacitando e paulatinamente aumentando suas exigências ambientais.
As organizações de bacias hidrográficas não participam hoje dos processos decisórios
dos recursos hídricos. Sistematicamente as tomadas de decisão ficam concentradas nas esferas
federal e estaduais. No entanto é preciso pensar no futuro, quando tanto os Comitês quanto as
Agências de Bacias passarão a gerir a responsabilidade sobre disponibilidade de captação da
água e descarga de efluentes, dando os pareceres sobre as solicitações de outorga. O Comitê
decidirá sobre prioridades de investimento e fixará os níveis de cobrança. A Agência vai
preparar os Programas de Investimento, repassar recursos e fiscalizar a aplicação dos mesmos.
Em função dessas incertezas quanto ao futuro, é importante ter conhecimento das
disponibilidades hídricas dos mananciais, atuais e futuras, bem como da capacidade de
absorção de efluentes, e ter estimativas das demandas outorgáveis. Para tanto, é necessário a
construção de cenários com visão de futuro.
No relatório Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos encomendado pela
Petrobras, foi feita essa análise da capacidade de captação d’água e descarte de efluentes para
pequeno (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos). Porém, a visão do relatório se
restringiu apenas a este ponto, a exceção de comentários sobre tendências futuras da
legislação ambiental e de recursos hídricos. São feitos comentários sobre estes cenários na
seção 5.3.
5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO
Considera-se o que poderá advir de sistemas tarifários futuros. De acordo com Tucci et
al (2001), no pagamento pela utilização das águas e pelo lançamento de efluentes, a exemplo
do que é feito por alguns países europeus, no Brasil já é previsto este pagamento no artigo 20
da Lei N 9.433/97. Embora uma forma de cobrança já houvesse sido aventada pelo Código de
Águas de 1934, somente agora se iniciam algumas experiências no país.
De acordo com as tarifas apresentadas por Tucci et al (2001 – veja tabela 18), os
valores médios praticados pelas principais prestadoras de serviço na área de saneamento
101
básico no País apresentam um custo US$ 0,86 /m3 do serviço de água, tendo à cotação do
dólar a média de 1997 de R$ 1,00 = US$ 0,93.
Tabela 18: Tarifas Médias Praticadas pelas Companhias de Água e Saneamento em 1997
REGIÃO / COMPANHIA Tarifa média da água US $/ m3
Norte 0,82
CAER –Companhia de Água e Esgoto de Roraima 0,77
CAERD – Companhia de Águas e Esgotos de Rondônia 0,99
CAESA- Companhia de Água e Esgoto do Amapá 0,67
COSAMA – Companhia de Saneamento do Amazonas 1,04
COSANPA – Companhia de Saneamento do Pará 0,67
SANEATINS – Companhia de Saneamento do Tocantins 0,84
Nordeste 0,73
AGESPISA – Águas e Esgotos do Piauí 0,95
CAEMA – Companhia de Águas e Esgotos do Maranhão 0,71
CAERN – Companhia de Águas e Esgotos do Rio Grande do Norte 0,80
CAGECE – Companhia de Água e Esgoto do Ceará 0,53
CAGEPA - Companhia de Água e Esgoto da Paraíba 0,66
CASAL – Companhia de Abast. De Água e San. do Est. de Alagoas 0,83
COMPESA – Companhia Pernambucana de Saneamento 0,76
DESO –Companhia de Saneamento de Sergipe 0,83
EMBASA – Empresa Baiana de Águas e Saneamento 0,73
SUDESTE 0,81
CEDAE – Companhia estadual de Águas e esgotos 0,77
CESAN – Companhia Espírito Santense de Saneamento 0,73
COPASA – Companhia de Saneamento de Minas Gerais 0,64
SABESP – Companhia de Saneamento Básico de São Paulo 0,90
SUL 1,10
CASAN – Companhia Catarinense de Águas e Saneamento 1,09
CORSAN – Companhia Rio Grandense de Saneamento 1,44
SANEPAR – Companhia de Saneamento do Paraná 0,86
CENTRO-OESTE 0,86
CAESB – Companhia de Água e Esgoto de Brasília 0,86
102
SANEAGO – Saneamento de Goiás 0,79
SANEMAT – Companhia de Saneamento do Mato Grosso 0,89
SANESUL – Companhia. de Saneamento do Mato grosso do Sul 0,93
Fonte: Ministério do Planejamento e Orçamento, Secretaria de Política Urbana, Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (MPO- SEPURB-IPEA-1998), apud Tucci et al 2002.
Nos dados levantados em 1997, à maioria das companhias de água e esgoto são
operadas por empresas públicas, municipais e estaduais, que correspondem ao atendimento de
84% do abastecimento de água e a 37% do de esgoto.
5.3 CENÁRIOS
O desenvolvimento da gestão de recursos hídricos passou por estágios. Porém
aconteceram em épocas diferentes, de acordo com o grau de desenvolvimento dos paises.
No Brasil, nos anos 80, foram aprovadas as legislações ambientais no mesmo
momento em que os paises em desenvolvimento já enfatizavam a contaminação dos aqüíferos
e a poluição difusa.
De acordo com os estudos de Gallopin e Rijsberman (1999 apud Tucci, 2002), são
identificados três cenários para análise, num horizonte de 25 anos. Estes cenários são
segmentados nas dimensões:
- Institucional;
- Desenvolvimento urbano;
- Desenvolvimento rural;
- Energia;
- Eventos extremos.
Os comentários serão restringidos a dimensão institucional devido à relação com o
foco do presente trabalho.
O primeiro cenário chamado situação crítica (business-as-usual), é uma reprodução da
situação atual de uso e aproveitamento de água. Este cenário leva em consideração a
tendência de exploração de recursos sem um planejamento adequado. Não vê nenhuma
melhora quanto aos aspectos de gestão, segundo este prognóstico, a crise da água pode
103
ocorrer em regiões mais carentes. É uma visão crítica da exploração de recursos hídricos no
país. Em nível institucional, prevê a implementação da legislação de recursos hídricos, porém
com resistência a cobrança pelo uso da água, ação estadual e municipal limitadas e
privatização dos serviços rentáveis.
O segundo é o Econômico, Tecnológico e de Privatização (Economics, Technology
and Private Sector) sugere uma abordagem do recurso hídrico como bem econômico. Todas
as ações estão baseadas no conceito de mercado e investimento do setor privado. É uma visão
otimista de novas tecnologias, onde a cobrança pelo uso da água vai permitir a introdução de
novas soluções. O desenvolvimento está enfocado na colaboração do setor público com o
privado, para alavancar padrões sócio-ambientais. Na visão deste cenário toda
regulamentação legal estará implementada, inclusive com a cobrança pelo uso da água.
O terceiro cenário é o de Valores sociais e padrões básicos de qualidade de vida (The
values and Lyfestiles), caracterizado por incluir objetivos coletivos de uso e aproveitamento
da água, a partir de valores sociais e considerando fatores de qualidade de vida. Este cenário
tem uma visão holística, com valores da vida humana, responsabilidade social, qualidade de
vida e solidariedade. Também neste cenário a legislação pertinente estará implantada, bem
como um sistema de cobrança pelo uso da água que leve em consideração fatores sociais e
intensa participação da sociedade civil, em contraponto aos cenários anteriores.
A visão dos cenários do relatório de Disponibilidade de Recursos Hídricos e a de
Gallopin e Rijsberman basicamente se complementam, na primeira visão, a do relatório, se
tem um foco mais apurado nos recursos hídricos, na situação atual e a partir daí para um
horizonte de 5, 10 e 20 anos. São também tecidas algumas considerações em nível nacional e
internacional sobre legislação de recursos hídricos. Na visão dos três cenários de Gallopin e
Rijsberman, o primeiro projeta para o futuro a situação da água atual, no segundo trata o
recurso hídrico como bem econômico e no terceiro dá um enfoque de valor social à água.
Acreditamos que os dois relatórios são ferramentas para balizar a gestão de recursos hídricos,
servindo para acompanhamento, verificação e correção de desvios.
104
5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA:
Novas tecnologias vêm sendo desenvolvidas e apostam num futuro onde o problema
da água produzida será resolvido, cada vez mais com maior qualidade e menor custo. O custo
atual de tratamento da água produzida não serve de parâmetro de referência para a tomada de
decisões futuras. A tendência atual é de uma convergência de custos. Como visto na seção
2.3.4.3, o custo de descarte de água produzida em alto mar em 2001, foi US$ 2,67/m3. Na
seção 2.4.12, foi visto que o sistema de membranas VSEP apresenta um custo de US$ 0,99/m3
para o tratamento de água produzida, não sendo levado em consideração os demais custos
com o descarte e não considerando nenhum custo para atingir o padrão de enquadramento da
água segundo critérios do CONAMA.
O custo apresentado para as membranas, seria uma primeira aproximação de uma
tecnologia ainda em desenvolvimento. Na seção 4.3.1, é apresentado o custo médio de água
doce bruta através de fornecimento de concessionária nas instalações terrestres do Espírito
Santo, que foi em 2003 de R$ 3,19/m3, pouco mais que um dólar por metro cúbico. De acordo
com a seção 5.2 o custo médio de água fornecida pelas empresas de água e esgoto é de US$
0,83/m3.
A primeira incógnita é o custo da água no futuro. O parâmetro atual, não serve de
referência para um futuro do ano 2020, p.e. O que hoje não é comercialmente viável poderá
vir a ser num horizonte não muito distante. É preciso manter uma visão de tecnologias atuais
que se mantém em desenvolvimento como meta para o futuro. Outro parâmetro fundamental é
o da outorga da água, tanto para a captação como para a descarga de efluentes em corpos
receptores, não estando aí envolvidos apenas custos, mas sim, vazões outorgáveis. Esta visão
é de importância estratégica para a Petrobras, a fim de planejar suas ações no âmbito da
gerência de efluentes futuros.
Outro viés importante sobre a água produzida é a de seu reuso no futuro. Destaca-se
que no relatório de Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos, elaborado pelo
Instituto Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável e no relatório pertinente a Bacia de
Campos, é enfatizado que a água de produção não pode ser considerada como água
subterrânea, ou mesmo como um recurso hídrico, porque a partir de determinada relação de
produção água/óleo, o poço é considerado como não comercial e fechado.
105
Na bibliografia citada e na consultada, não foi vista nenhuma referência específica à
água associada ao petróleo sendo considerada como recurso hídrico. Portanto numa situação
de escassez, a água produzida poderia ser incluída nas campanhas de reuso de água.
5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA
Na área de Exploração e Produção, dado a grande diversidade de problemas, comuns a
diversas companhias petrolíferas, o problema da água produzida provavelmente deve ser
conduzido de forma mais específica, devido à relevância do problema do tratamento e
descarte e seus conseqüentes custos.
A água associada ao óleo tem composições diferentes, variando nas regiões produtoras
e mesmo na mesma região, pode apresentar aspectos distintos no mesmo campo produtor. Isto
leva a problemas específicos em cada região de produção.
No estudo de caso apresentado no capítulo 4, realizado em campos de produção
terrestre do Espírito Santo, verificou-se que a água produzida recebe um tratamento especial,
uma vez que é reinjetada nos poços produtores, passando por um tratamento suficiente apenas
para não prejudicar a formação da zona produtora, sendo, portanto de baixo custo. Não
havendo necessidade de injeção, esta água também pode ser injetada em poços que não são
mais produtores. A injeção é feita em zonas que não comprometam os aqüíferos porventura
existentes. Todas estas operações têm padrões e procedimentos que são seguidos e
controlados através de monitoramento. Se outros campos de produção terrestres forem
estudados, a situação problema será a mesma, só variando a composição da água.
Quando se coloca em foco o problema em uma plataforma de produção marítima, a
complexidade é ainda maior e por conseqüência envolve valores bem mais elevados.
Apesar da complexidade e diversidade do problema da água produzida, a gestão pode
ser comum, não importando, portanto as regiões produtoras ou mesmo as companhias
operadoras, uma vez que o problema é o mesmo, só variando as características dos efluentes.
Devido à dificuldade do problema, a sugestão à indústria petrolífera é a criação de um
Comitê Central de Efluentes, ligado à estrutura da administração central da empresa. Essa
prática poderá transformar um problema em vantagem competitiva.
A coordenação do comitê deve caber ao órgão de Meio Ambiente corporativo e
composto por representantes de todas as unidades e serviços envolvidos.
106
Como em uma mesma região de produção, se tem uma gama de problemas, seriam
escolhidos representantes de cada região produtora, que são os detentores do conhecimento e
dos problemas em função da experiência acumulada em anos de trabalho. Estes representantes
teriam todos os dados das diversas regiões produtoras e seriam das áreas de SMS, Produção e
Reservatórios. Seriam também representados os órgãos de SMS, Produção e Reservatórios da
matriz da empresa, que alternadamente liderariam o comitê. Agregados a esta estrutura
haveria representantes dos órgãos de refino, transporte e pesquisa e desenvolvimento, que
seriam o suporte técnico encarregado de acompanhar o estado da arte em nível mundial,
mantendo o comitê atualizado com as mais modernas técnicas disponíveis.
Para melhor visualização apresenta-se uma proposta de organograma na figura 22.
COORDENADOR
REFINO
PESQUISA E DESENVOLVIMENTO
TRANSPORTE REGIÃO DE PRODUÇÃO A
SMS PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS
REGIÃO DE PRODUÇÃO A
SMS PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS
Figura 22: Organograma do Comitê Central de Efluentes Fonte: Sugestão do autor
O Comitê teria, de forma macro, as seguintes atribuições:
- Conhecer e propor soluções aos problemas de cada região produtora no
gerenciamento de efluentes;
- Acompanhar e revisar periodicamente os cenários de recursos hídricos e de
descarte de efluentes;
- Acompanhar o desenvolvimento de novas tecnologias, testando e acompanhando
as mais adequadas aos negócios da Companhia;
- Incentivar e acompanhar a redução de consumo de água e lançamento de efluentes;
- Incentivar o reuso de efluentes;
- Incentivar a captação e uso de águas pluviais;
- Identificar oportunidades/ameaças referentes a recursos hídricos e efluentes;
- Investir na capacitação de recursos humanos, tanto a nível tecnológico como
também gerencial;
- Definir um programa de auditorias e acompanhamento de não conformidades;
107
- Definir e acompanhar os indicadores de efluentes;
- Preservar o conhecimento adquirido;
- Acompanhamento periódico através de reuniões de análise crítica.
O comitê deve fazer o acompanhamento e monitoração dos indicadores de efluentes
estabelecidos, bem como o desempenho da empresa, cumprindo assim o requisito de melhoria
contínua.
108
6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Do exposto pode-se concluir que a indústria petrolífera vem se esforçando para atingir
padrões de excelência em gestão ambiental.
O tema abordado na presente dissertação é muito vasto, e o autor em varias ocasiões
precisou retornar ao foco pretendido. Porém, como recomendações para pesquisas futuras, são
vislumbradas duas vertentes:
A primeira com um enfoque técnico para novas tecnologias orientadas para o reuso da
água produzida com seu devido tratamento, sendo explorada a redução dos custos. Não era
objetivo do presente trabalho o reuso de água produzida, mas ao longo da pesquisa
bibliográfica foi verificado que, de acordo com The Oil and Gas Industry from Rio to
Johannesburg and beyond, a empresa Norsk Hydro’s, fazendo uso de velhas informações de
explorações locais em Angola, encontrou um aqüífero a 200 m de profundidade com
capacidade de produção de 200 m3/dia, tornando-se um impacto positivo para a sociedade
local.
Segundo a mesma fonte, na refinaria da BP em Kwinana noroeste da Austrália, um
programa de gerenciamento do uso da água, permitiu a redução de 70 % do uso de água
potável. O mesmo proveito com certeza poderá ser alcançado por outras indústrias.
Pesquisas que estão sendo desenvolvidas na Texas A&M University, informam que a
água produzida poderá ter futuras aplicações em irrigação e na mitigação de emergências de
abastecimento no estado (THE WASHINGTON TIMES, 2002).
Sem dúvida as novas tecnologias, a curto e médio prazos, revolucionarão os cenários
do tratamento de efluentes com qualidade final melhor e custos mais baixos.
A segunda vertente tem um enfoque na gestão do problema, que está intimamente
ligado às conjunturas mais exigentes em termos de parâmetros ambientais, legislações cada
vez mais restritivas, e cobranças de ONGs e da própria sociedade. Para tanto, será necessário
um acompanhamento constante das mudanças de rumo em nível internacional e também
nacional. As mudanças internacionais sempre foram balizadoras para mudanças locais,
devendo ser monitoradas permanentemente.
Os procedimentos gerenciais hoje são calcados na ISO 14000, sempre buscando a
melhoria contínua.
Como contribuição foi apresentada na seção 5.5 uma proposta para criação de um
Comitê Central de Gestão de Água Produzida.
109
Outro campo de estudo que poderia ser explorado, seria a pesquisa comparativa de
diversas companhias petrolíferas com a Petrobras, na área de efluentes, soluções dadas e
ações gerenciais desenvolvidas para atingir os padrões ambientais desejados, obtendo-se
assim um foco mais amplo quanto às soluções do problema da água produzida.
110
7. OBRAS CITADAS
AMARAL, Sérgio Pinto. Sustentabilidade ambiental,social e econômica nas empresas: como entender, medir e relatar. São Paulo: Tocalino, 2004. 126p
AMORIM, Roberto. Relatório Refino: dados sobre água produzida. [s.l.]:[s.n.], 2002
ANÁLISE Crítica das Diretrizes Corporativas de SMS. [s.l]:UN-ES, Agosto de 2002.
ARPEL. 1997 A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, 1997. In: UNEP OFFSHORE OIL AND GAS ENVIRONMENT FORUM . Disponível em: http://www.oilndgasforum.net/education/guidelines Acesso em: 12/02/2004.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ÁGUAS SUBTERRÂNEAS. ABAS. Disponível em: http://www.abas.org.br. Acesso em: 29/07/2004.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR ISO 9000: 2000: sistema de gestão da qualidade: fundamentos e vocabulário. Rio de Janeiro, 2000
______. NBR ISO 9001: sistemas de gestão da qualidade: requisitos. Rio de Janeiro, 2000
______. NBR ISO 14001: 1996: sistemas de gestão ambiental: especificação e diretrizes para uso. Rio de Janeiro, 1996
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111
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_____. Portaria N 231, de 31 de julho de 1998, do Departamento Nacional de Produção Mineral, que estabelece ações e procedimentos necessários à definição de áreas de proteção de fontes, balneários e estâncias de águas minerais e potáveis de mesa. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
_____. Resolução N 012, de 19 de julho de 2000 do Conselho Nacional de Recursos Hídricos, que estabelece procedimentos para o enquadramento dos corpos de água em classes. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.
________. Resolução N 20, de 18 de junho de 1986, que classifica águas doces, salobras e salinas do território Nacional. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 mai. 2003.
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112
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CAMARGO,Rosana. A possível futura escassez de água doce que existe na Terra. 2003.CEFET SP. Disponível em <http://www.cefetsp.br/edu/sinergia/4p35c.html>. Acesso em 29/01/2003.
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DUQUE, Ricardo Henriques Macedo. Mudança de cultura de segurança do trabalho: estudo de caso em obra de construção e montagem em uma refinaria de petróleo.2004. 144 p. Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão) – Centro Tecnológico – Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócio e Meio Ambiente – Universidade federal Fluminense, Niterói. 2004.
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MOREIRA, Rodrigo de Matos. Alocação de recursos hídricos em regiões semi-áridas. 2001. 113 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil) - Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 2001.
NUNES, Adisson. Relatório TRANSPETRO. [s.l.]: TRANSPETRO, 1997
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______. Política de segurança meio ambiente e saúde. Petrobrás, 2001. Aprovada pela Diretoria Executiva em 27/12/2001
RELATÓRIO de Água de Produção. Shioya, Nilce: E&P/UN-BC,2002
SISTEMA de Gestão Integrada IEEPT – IEES: PETROBRAS/ENGENHARIA: Workshop: Rio de Janeiro, 29/07/2004. CD, Microsoft PowerPoint.
TUCCI, Carlos E. M.;ESPANHOL, Evanildo; CORDEIRO NETTO, Oscar de M. Gestão da Água no Brasil. Brasília:UNESCO,2001. 156 p.
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ZIMBRES, Eurico.Guia Avançado sobre Água Subterrânea, UERJ, 2003. Disponível em
http://www.meioambiente.pro.br/index.htm. Acesso em 2/12/2003.
115
8. OBRAS CONSULTADAS
ABREU, Estela dos Santos: TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de trabalhos monográficos de conclusão de curso. 6.ed. Pró-Reitoria de pesquisa e Pós-Graduação. Niterói: EdUFF, 2003. 86 p.
ABREU, Estela dos Santos; TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de Trabalhos Monográficos de Conclusão de Curso. 6ª Ed. Niterói. EdUFF, 2003. 85 p.
AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS. ÁGUAS SUBTERRÂNEAS. Brasília: Superintendência de Informações Hidrológicas, 2002. 85 p.
AFFONSO, Fernando Luiz. Metodologia para implantação de sistema de gestão ambiental em serviços de engenharia para empreendimentos petrolíferos: um estudo de caso. 2001. Dissertação ( Mestrado em Planejamento Energético). Programa de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 2001
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE – API. Publicação API 9100 A: sistemas de modelo de gestão ambiental, de saúde e segurança (EHS); [s.1.]; API, v.2, outubro de 199837 p.
DALL’AGNOL, Rafael. Análise do conhecimento jurídico-penal-ecológico.2000. 137 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) - Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.
ECO, Umberto. Como se faz uma tese. 17. ed. São Paulo: Perpectiva, 2002. 170 p.
LYNGBAEK, M. E; BLIDEGN, L.H. Produced water management. First International Conference on health, Safety and Environment held in Hague, 1991
MEYER, Murilo Machado. Gestão Ambiental no setor mineral: um estudo de caso. 2000. 174 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.
OLIVEIRA, Fabíola Bianco. Implantação e prática da gestão ambiental: discussão e estudo de caso 100 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia da Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia da Produção da Universidade do Rio grande do Sul. Porto Alegre. 1999.
OLIVEIRA, José Eduardo de. Impacto ambiental da exploração e produção de petróleo sobre reservatórios de água subterrânea. X Congresso Latinoamericano de Perfuracion. Rio de Janeiro, 1996. 26 p.
116
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P – PG-26-00006-E: Manual de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde.. Vitória: UN-ES/SMS, jul. de 200214 p.
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PG-26-00028: Monitoramento de Águas Subterrâneas da UN-ES. Dez.2001. UN-ES/ATP-NC-SMS. 4 p.
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PP-36-00215-0: tratamento e injeção de água produzida. dez. de 2003. UN-ES/ATP-NC/OP-N. 3 p.
SILVA, Vanderlei Alves da. O planejamento de emergências em refinarias brasileiras: um estudo dos planos de refinarias brasileiras e uma análise de acidentes em refinarias no mundo e a apresentação de uma proposta de relação de cenários acidentais para planejamento. Niterói. 2003. 158 p.Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão de Meio Ambiente) – Centro Tecnológico – Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócio e Meio Ambiente – Universidade Federal Fluminense, Niterói. 2003.
SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS. (SPE), 80.585. GARLAND, Emanuel Discharge of produced water. New challenges in Europe. Exploration and Production Environmental Conference, held in San Antonio. Richardson, 2003. 9 p.
THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Treating production water to remove oil. Report Nº 2.46/153. CAUDLE, D. D.; BANSAL, K. M. London, 1988. 13p.
THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Production water management – current and emerging technologies. Report Nº 2.64/211. London, 1994. 17 p.
VITERBO Junior, Ênio. Sistema integrado de gestão ambiental: como implementar um sistema que atenda à norma ISO 14001, a partir de um sistema baseado na norma ISO 9000. São Paulo: Aquariana, 1998. 224 p.
YIN, Robert K. Estudo de caso: planejamento e métodos. 2 ed .Porto Alegre: Bookman,
2001.
117
ANEXO A - Diretrizes corporativas de segurança, meio ambiente e saúde
1- Liderança e Responsabilidade
A Petrobras, ao integrar segurança, meio ambiente e saúde à sua estratégia
empresarial,reafirma o compromisso de todos os seus empregados e contratados com a busca
de excelência nessas áreas.
Requisitos
1.1 Difusão e Promoção, em todos os níveis, da política corporativa de SMS,seus valores
e metas.
1.2 Exercício da liderança pelo exemplo, de modo a assegurar o máximo
comprometimento da força de trabalho com o desempenho em SMS.
1.3 Responsabilização de cada unidade pelo seu desempenho em SMS, o qual será
avaliado por meio de indicadores e metas.
1.4 Definição clara em cada unidade, das atribuições e responsabilidades relacionadas ao
desempenho em SMS.
1.5 Integração em cada unidade, do desempenho em SMS às suas metas de produção e
rentabilidade.
1.6 Acompanhamento e avaliação do desempenho em SMS das empresas contratadas.
1.7 Difusão de valores que comprovam a qualidade de vida da força de trabalho, dentro e
fora da empresa.
2- Conformidade Legal
As atividades da empresa devem estar em conformidade com a legislação vigente nas áreas de
segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
2.1 Verificação permanente do atendimento à legislação e adoção, quando necessário, de
medidas destinadas à pronta correção de eventuais não conformidades.
2.2 Acompanhamento das mudanças que venham a ocorrer na legislação relacionadas à SMS ,
de modo a promover a adequação das atividades da empresa, bem como permitir a
identificação de novos cenários.
118
2.3 Atendimento aos preceitos legais e regulamentares durante todo o ciclo de vida das
instalações e operações da empresa, bem como verificação de seu cumprimento por parte de
contratados, fornecedores e parceiros.
2.4 Manutenção de uma política de cordialidade e colaboração com os órgãos competentes.
3- Avaliação e gestão de riscos
Riscos inerentes às atividades da empresa devem ser identificados, avaliados e gerenciados,
de modo a evitar a ocorrência de acidentes e/ou assegurar a minimização de seus efeitos.
Requisitos
3.1 Implementação de mecanismos que permitam, de forma sistemática, identificar e avaliar a
freqüência e as conseqüências de eventos indesejáveis, visando sua prevenção e/ou máxima
redução de seus efeitos.
3.2 Implementação de mecanismos para priorização dos riscos identificados, bem como a
documentação, comunicação e acompanhamento das medidas adotadas para controlá-los.
3.3 Incorporação de processos de avaliação de riscos a todas as fases dos empreendimentos e
produtos, incluindo os relacionados à proteção da força de trabalho, comunidades vizinhas e
consumidor final.
3.4 Realização de avaliações de risco periódicas ou à medida que se identifiquem mudanças
nos processos.
3.5Implementação de gestão de riscos de acordo com sua natureza e magnitude, nos diversos
níveis administrativos.
4- Novos empreendimentos
Os novos empreendimentos devem estar em conformidade com a legislação e incorporar, em
todo o seu ciclo de vida, as melhores práticas de segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
4.1 Adoção de práticas e tecnologias que assegurem aos novos empreendimentos padrões de
excelência ao longo de todo seu ciclo de vida, desde sua concepção, projeto, construção e pré-
operação até sua eventual desativação.
4.2 Implementação de mecanismos que assegurem a conformidade dos novos
empreendimentos com as especificações de seus projetos e recomendações das avaliações de
risco.
119
4.3 Análise, aprovação e documentação de eventuais mudanças nos projetos originais e
verificação de suas implicações relacionadas à SMS.
4.4 Consideração, em cada novo empreendimento, dos impactos sociais, econômicos e
ambientais decorrentes de sua implantação.
4.5 Incentivo à implantação de projetos que incorporem o conceito de sustentabilidade, a
utilização de mecanismos de desenvolvimento limpo e a otimização de insumos como, água,
energia e materiais.
5 – Operação e manutenção
As operações da empresa devem ser executadas de acordo com procedimentos estabelecidos e
utilizando instalações e equipamentos adequados, inspecionados e em condições de assegurar
o atendimento às exigências de segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
5.1 Adoção de práticas operacionais seguras, que preservem a saúde da força de trabalho e
reduzam ao máximo os riscos de acidente.
5.2 Verificação e atualização sistemáticas de todos os procedimentos operacionais,
observadas as recomendações provenientes das avaliações de risco.
5.3 Implementação de mecanismos que permitam, com a máxima rapidez, a identificação,
caracterização e correção dos casos de não-conformidade com os procedimentos
estabelecidos.
5.4 Execução das atividades de inspeção e manutenção de acordo com os procedimentos
estabelecidos, de modo a manter o controle sobre seus riscos.
5.5 Execução de programas específicos de inspeção, teste e manutenção associados a sistemas
de segurança, integridade e proteção das instalações, de modo a assegurar sua confiabilidade.
5.6 Identificação, análise e monitoramento de impactos causados pelas atividades da empresa
saúde e ao meio ambiente, buscando a contínua redução de seus efeitos.
5.7 Implementação de mecanismos que preservem a saúde da força de trabalho, buscando
assegurar-lhe, sempre que necessário, diagnóstico precoce,atendimento imediato,interrupção
de exposição, limitação de dano e reabilitação.
6 – Gestão de mudanças
Mudanças, temporárias ou permanentes, devem ser avaliadas visando à eliminação e/ou
minimização de riscos decorrentes de sua implantação.
120
Requisitos
6.1 Implementação de mecanismos que permitam avaliar e controlar riscos inerentes a
mudança, desde a fase de planejamento até sua efetiva incorporação ao processo.
6.2 Formalização dos processos de mudança por meio de descrição, avaliação e
documentação, bem como de sua necessária divulgação.
6.3 Garantia de que as mudanças atendam às exigências legais e aos procedimentos
estabelecidos, bem como preservem a integridade da força de trabalho, das instalações e a
continuidade das operações.
6.4 Identificação de novas necessidades eventualmente decorrentes das mudanças, como
capacitação da força de trabalho,intensificação de treinamentos e revisão de procedimentos e
planos de contingência.
7 – Aquisição de bens e serviços
O desempenho em segurança, meio ambiente e saúde de contratados, fornecedores e parceiros
deve ser compatível com o do Sistema Petrobras.
Requisitos
7.1 Inclusão no processo de contratação, de exigências específicas de SMS, bem como
verificação de seu cumprimento durante todas as etapas das atividades a serem desenvolvidas.
7.2 Garantia de que materiais e produtos a serem adquiridos atendam às exigências
estabelecidas de SMS.
7.3 Avaliação de desempenho em SMS de contratados, de acordo com critérios claramente
definidos nos respectivos contratos.
7.4 Acompanhamento das empresas contratadas no que se refere a seu desempenho em SMS,
tomando as medidas necessárias para a correção de eventuais não conformidades.
7.5 Implementação de medidas visando estimular a adoção, pelas empresas contratadas e
parceiros, das melhores práticas de SMS.
7.6 Integração do desempenho de contratados no conjunto de indicadores de SMS de cada
unidade.
8 – Capacitação, educação e conscientização
Capacitação, educação e conscientização devem ser continuamente promovidas, de modo a
reforçar o comprometimento da força de trabalho com o desempenho em segurança, meio
ambiente e saúde.
121
Requisitos
8.1 Comprometimento explícito da gerência com a política e valores de SMS, de modo a
sensibilizar a força de trabalho para seu cumprimento.
8.2 Levantamento de necessidades e implementação, em todos os níveis, de programas de
capacitação, educação e conscientização em SMS.
8.3 Implementação de programas que estimulem a adoção de comportamentos seguros,
saudáveis e de respeito ao meio ambiente, dentro e fora da empresa.
8.4 Avaliação periódica da capacitação da força de trabalho com relação às exigências de
SMS.
8.5 Implementação de mecanismos que promovam a melhoria constante da capacitação da
força de trabalho.
9 – Gestão de informações
Informações e conhecimentos relacionados a segurança, meio ambiente e saúde devem ser
precisos, atualizados e documentados, de modo a facilitar sua consulta e utilização.
Requisitos
9.1 Implementação de mecanismos que garantam o registro, atualização, armazenamento e
recuperação de informações relacionadas à SMS, bem como de mecanismos que estimulem a
participação da força de trabalho nesse processo.
9.2 Garantia de que esse sistema contemple, entre outros, os seguintes aspectos:
- Política,valores, objetivos e programas de SMS;
- Legislação vigente e ações decorrentes de auditorias;
- Indicadores de desempenho;
- Informações coletivas de saúde e exposição ocupacional;
- Avaliação e gestão de riscos;
- Planos de contingência;
- Investimentos realizados e seus benefícios;
9.3 Observância do princípio de confidencialidade, de modo a preservar informações
estratégicas da empresa e de natureza pessoal envolvendo a força de trabalho.
9.4 Implementação de mecanismos que garantam a difusão de novas práticas e melhoria de
desempenho em SMS.
122
9.5 implementação de mecanismos que considerem opiniões, sugestões e dúvidas de terceiros
e/ou partes interessadas, prestando, quando necessário, os devidos esclarecimentos.
10 – Comunicação
As informações relativas a segurança, meio ambiente e saúde devem ser comunicados com
clareza, objetividade e rapidez, de modo a produzir os efeitos desejados.
Requisitos
10.1 Manutenção de canais permanentes de comunicação com os órgãos reguladores e demais
partes interessadas, bem como com os veículos de comunicação.
10.2 Manutenção de canais permanentes de comunicação com a força de trabalho e
comunidades vizinhas, de modo a mantê-las informadas sobre os riscos decorrentes das
atividades da empresa, bem como das medidas adotadas para sua redução.
10. 3 Garantia de que denúncias, reclamações e sugestões relacionadas à SMS sejam
registradas, analisadas e esclarecidas.
10.4 Observância dos princípios de hierarquia e competência no que se refere à divulgação de
informações que possam representar risco para qualquer atividade da empresa.
10.5 Apresentação periódica, no Relatório Anual e em outros meios de comunicação, de
informações consolidadas sobre desempenho em SMS.
11 – Contingência
As situações de emergência devem estar previstas e ser enfrentadas com rapidez e eficácia
visando a máxima redução de seus efeitos.
11.1 Garantia de que os planos de contingência de cada unidade estejam avaliados, revisados
e atualizados, bem como integrados aos planos de contingência regionais e corporativo da
empresa.
11.2 Desenvolvimento de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades
potencialmente expostas a riscos, visando sua incorporação aos planos de contingência.
11.3 Adequação dos planos de contingência às variações de risco eventualmente identificadas.
11.4 Consideração, nos planos de contingência, dos impactos sociais, econômicos e
ambientais decorrentes de possíveis acidentes.
123
11.5 Implementação de mecanismos que assegurem a atualização, divulgação e pronto acesso
aos planos de contingência por parte da força de trabalho, órgãos governamentais e não-
governamentais, comunidades e demais partes interessadas.
11.6 Realização periódica de treinamentos e exercícios simulados, com a participação de
todos os envolvidos, e posterior avaliação dos resultados.
12 – Relacionamento com a comunidade
A empresa deve zelar pela segurança das comunidades onde atua, bem como mantê-las
informadas sobre impactos e/ou riscos eventualmente decorrentes de suas atividades.
Requisitos
12.1 Avaliação dos eventuais impactos que as atividades da empresa possam causar às
comunidades, tanto do ponto de vista de SMS como social e econômico, de modo a evitá-los
ou reduzir ao máximo seus efeitos indesejáveis.
12.2 Garantia de que essa avaliação acompanhe todo o ciclo de vida das atividades.
12.3 Manutenção de canais de comunicação com todas as comunidades vizinhas, de modo a
mantê-las informadas sobre planos de contingência, considerando, nesse processo, opiniões,
sugestões e preocupações por elas manifestadas.
12.4 Implementação de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades
potencialmente expostas a riscos, de modo a estimular seu comprometimento com as medidas
de prevenção e contingência.
12.5 Implementação de programas de saúde e educação ambiental junto às comunidades
vizinhas, bem como de ações que promovam seu desenvolvimento sustentável.
13 – Análise de acidentes e incidentes
Os acidentes e incidentes decorrentes das atividades da empresa devem ser analisados,
investigados e documentados, de modo a evitar sua repetição e/ou assegurar a minimização de
seus efeitos.
Requisitos
13.1 Implementação de procedimentos que permitam a identificação, registro e análise das
causas dos acidentes e a quantificação das perdas.
13.2 Implementação de procedimentos que permitam a identificação e tratamento de não-
conformidades eventualmente capazes de causar acidentes.
124
13.3 Obrigatoriedade de comunicação imediata de acidentes e de pronta atuação sobre suas
conseqüências.
13.4 Obrigatoriedade do registro de acidentes no respectivo indicador de desempenho.
13.5 Incorporação às atividades da empresa das lições extraídas dos acidentes visando à
melhoria constante dos sistemas de prevenção.
13.6 Acompanhamento das medidas corretivas e/ou preventivas adotadas, de modo a se
certificar de sua eficácia.
13.7 Garantia de que, em acidentes graves, a investigação tenha participação externa à da
unidade onde ocorreu e da área corporativa de SMS.
14 – Gestão de produtos
A empresa deve zelar pelos aspectos de segurança, meio ambiente e saúde de seu7s produtos,
desde sua origem até a destinação final, bem como empenhar-se na constante redução dos
impactos que eventualmente possam causar.
Requisitos
14.1 Imcorporação a todos os produtos da empresa de valores relacionados à SMS, desde a
escolha de materiais, produção,embalagem e transporte até seu destino final.
14.2 Fornecimento de informações adequadas e atualizadas sobre esses produtos, de forma a
permitir sua utilização segura e/ou redução de eventuais riscos.
14.3 Atribuição de prioridade ao desenvolvimento de produtos que atendam da melhor forma
às exigências de SMS.
15 – Processo de melhoria contínua
A melhoria contínua do desempenho em segurança, meio ambiente e saúde deve ser
promovida em em todos os níveis da empresa, de modo a assegurar seu avanço nessas áreas.
Requisitos
15.1 Atualização periódica da política, diretrizes e metas de SMS, de modo a manter sua
conformidade com o Plano Estratégico da empresa.
15.2 Implementação de programa corporativo de avaliação da gestão de SMS visando seu
constante aperfeiçoamento.
15.3 Implementação de planos de ação, com base nos resultados dessas avaliações, visando à
prevenção e/ou correção de eventuais desvios.
125
15.4 Aderência às normas internacionais de certificação em SMS e suas respectivas
atualizações.
15.5Aperfeiçoamento constante dos indicadores de SMS, de modo a torná-los cada vez mais
precisos e uniformes, com conseqüente incentivo ao cumprimento das metas estabelecidas.
126
ANEXO B – Planilha de requisitos
127
128
129
PAULO CESAR CARDOSO CAVACO
GESTÃO DE TRATAMENTO DE EFLUENTES E RECURSOS HÍDRIC OS EM INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TERRESTRES, COM ENFOQUE
EM NOVAS TECNOLOGIAS
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado em Sistema de Gestão da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Sistemas de Gestão. Área de Concentração: Sistema de Gestão do Meio Ambiente.
Orientador Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.
Niterói 2004
PAULO CESAR CARDOSO CAVACO
GESTÃO DE TRATAMENTO DE EFLUENTES E RECURSOS HÍDRIC OS EM INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TERRESTRES, COM ENFOQUE
EM NOVAS TECNOLOGIAS
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado em Sistema de Gestão da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Sistemas de Gestão. Área de Concentração: Sistema de Gestão do Meio Ambiente.
Aprovada em 12 de novembro de 2004:
BANCA EXAMINADORA
_____________________________________________ Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.
Universidade Federal Fluminense
____________________________________________ Prof. Angela Maria Abreu de Barros, D.Sc.
Universidade Federal Fluminense
___________________________________________ Marcelo Fernandes Mendes, D.Sc.
MTL Engenharia LTDA
Dedico esse trabalho
A meus pais Sylvio e Margarida pelo incentivo que sempre me deram nos estudos.
À minha mulher Barbara e minha filha Paola pela compreensão das horas não dedicadas à
família e pelo ânimo em continuar o presente trabalho.
AGRADECIMENTOS
À ENGENHARIA, especificamente à Implementação de Empreendimentos de Exploração,
Produção e Transporte Marítimo (IEEPT), que através de seus gerentes, proporcionaram a
disponibilidade para participação no curso.
Ao meu orientador Dr. Airton Bodstein de Barros pelo permanente incentivo, paciência e pela
orientação precisa do trabalho.
Aos colegas da Petrobras, pela ajuda e encorajamento, sem querer citar nominalmente para
não esquecer ninguém.
Agradecimento especial aos colegas de turma pelo convívio e pelas experiências trocadas, que
muito contribuíram e incentivaram ao desenvolvimento desse trabalho.
Um obrigado aos companheiros da UN-ES/NC onde foi feito o estudo de caso, pelo apoio e
presteza no atendimento de todas as solicitações feitas.
A Deus, que me permitiu ter condições de realizar esse trabalho.
All water has a source and every tree a root. (Chinese proverb) Toda água tem uma fonte e cada árvore uma raiz. (Provérbio Chinês - Tradução)
RESUMO
O grande desafio mundial do século XXI será sem dúvida a escassez da água. A possibilidade
concreta começa a se tornar a ameaça ao desenvolvimento econômico e social e à estabilidade
política mundial, levando a disputas pelo uso num futuro não muito distante. As instituições
públicas estão cada vez mais se capacitando e aumentando suas exigências ambientais. No
Brasil isso pode ser notado com o advento da Lei das Águas, Lei N 9.433/97. Por outro lado a
indústria petrolífera vem mudando em relação às questões ambientais, deixa de ver o assunto
como exigência legal, tentando transformá-lo em vantagem competitiva. Na atividade de
produção de petróleo, uma das principais preocupações ambientais é a água produzida que
representa a grande maioria dos resíduos associados à produção de óleo e gás. Nesse trabalho
o autor aborda as ações da gestão ambiental no setor de exploração e produção, mais
especificamente as que se referem ao tratamento de efluentes de campos terrestres de
produção de petróleo. É apresentado um panorama dos sistemas de gestão e também a
evolução da gestão de segurança, meio ambiente e saúde na Petrobras, com especial atenção
ao sistema de gestão de efluentes. O autor realizou um estudo em uma região produtora em
campos de produção terrestre no estado do Espírito Santo com foco na gestão da água
produzida. A partir daí apresentam-se as conclusões e sugestões para a indústria petrolífera
implementar melhorias na gestão de efluentes.
Palavras-chave: água produzida; despejo de água; gestão ambiental; gestão da água; gestão de
efluentes.
ABSTRACT
The great world challenge of the XXI century will be no doubt the shortage of water. The real
possibility becoming the threat to economical and social development in world political
stability. This can conduct to competition in a near future. The public institutions are each
more qualifying and increasing environments demands. In Brazil this can be noticed after
Water’s Law N 9.433/97. On the other hand petroleum industry is changing, environmental
subjects are no more legal obligations. Industries are trying to change it in competitive
advantage. In the petroleum production activity, one of the main environmental concerns is
the produced water that represents the great majority of associated residues in gas and oil
production. In this study the author will approach the actions in environmental administration
in production and exploration sector, specifically effluents treatment in onshore petroleum
fields. An overview of administration systems is presented and also health, safety and
environmental managing in Petrobras, with special attention in effluent managing. The author
accomplished a case study in a onshore production field in Espirito Santo sate with focus in
produced water managing and since then presents his conclusions and suggest un idea for
petroleum industry improve effluents administration.
Keywords: produced water; water waste; environmental administration; water management;
effluents management.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Distribuição da água na Terra 22
Figura 2 - O ciclo hidrológico 26
Figura 3 - Bacias e províncias hidrogeológicas no Brasil 27
Figura 4 - Sonda de Perfuração 30
Figura 5 - Cavalo de Pau 33
Figura 6 - Método dos “4 Rs” 40
Figura 7 - Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas 42
Figura 8 - Origem da família ISO 9000 69
Figura 9 - Modelo de sistema de gestão ambiental 70
Figura 10 – Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 e
OHSAS18001
71
Figura 11 – Área de atuação da Unidade de Negócios do Espírito Santo (UN-ES) 84
Figura 12 – Organograma da UN-ES 85
Figura 13 – Cavalo de pau e tanques de armazenamento 86
Figura 14 – Descarregamento de Carretas 86
Figura 15 – Tanque de flotação 87
Figura 16 – Filtro misto 88
Figura 17 – Filtro de cartucho 89
Figura 18 – Bombas de injeção 90
Figura 19 – Manifold de água de injeção 91
Figura 20 – Fluxograma simplificado de processo de injeção de água nos poços 92
Figura 21 - Histograma de precipitação mensal média no norte capixaba 95
Figura 22 – Organograma do comitê central de efluentes 106
LISTA TABELAS
Tabela 1 – Quantidades de água no ciclo hidrológico 23
Tabela 2 – Distribuição de água doce na Terra 23
Tabela 3 – Disponibilidade de água no mundo e no Brasil 25
Tabela 4 – Componentes e propriedades da água de formação 36
Tabela 5 – Geração de água produzida na Bacia de Campos 44
Tabela 6 – Previsão de produção de água e óleo na Bacia de Campos 45
Tabela 7 – Água produzida livre descartada pelos terminais em 2001 45
Tabela 8 – Balanço global estimado da água produzida na Bacia de campos
enviada para Terra em 2001
46
Tabela 9 – Custo de movimentação de água produzida por navios em 2001 46
Tabela 10 – Custo devido à movimentação de água produzida – 2001 47
Tabela 11 – Resumo dos tipos de tratamento 56
Tabela 12 – Tendências em processos de separação 57
Tabela 13 – Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OHSAS
18001
72
Tabela 14 – Evolução da gestão de SMS na Petrobras 78
Tabela 15 – Produção de água nos campos de produção do norte capixaba 93
Tabela 16 – Consumo e custos da água nos campos de produção terrestres 94
Tabela 17 – Precipitação média mensal e máxima em 24 horas 95
Tabela 18 – Tarifas médias praticadas pelas companhias de água e Saneamento em
1997
101
LISTAS DE SIGLAS
ABAST Abastecimento
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANA Agência Nacional das Águas
API American Petroleum Institute
ARPEL Asociación Regional de Empresas de Petroleo Gas Natural en Latinoamérica y
el Caribe
BOP Blow out Preventer
BS Britsh Standard
CEIVAP Comitê para Integração da Bacia Hidrográfica do Rio Paraíba do Sul
CENPES Centro de Pesquisas da PETROBRAS S.A.
CETEM Centro de Tecnologia Mineral
CIF Cost, Insurance and Freight
CNBB Conferência Nacional dos Bispos do Brasil
CNRH Conselho Nacional de Recursos Hídricos
CNUMAD Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento
CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente
CPDS Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável
DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral
E&P Exploração e Produção
EIA Estudo de Impacto Ambiental
ETE Estação de Tratamento de Efluentes
FOB Free on Board
FRONAPE Frota Nacional de Petroleiros
GLP Gás Liquefeito de Petróleo
GQT Gestão Pela Qualidade Total
IEA International Environmental Agency
IEES Implementação de Empreendimentos no Estado do Espírito Santo
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial
IPIECA International Petroleum Industry Environmental Conservation Association
ISSO International Organization for Standardization
MAIS Manual de Segurança Industrial
MIC Metil-isocianato
MMA Ministério do Meio Ambiente
NBR Norma Brasileira Registrada (no INMETRO)
OGP International Association of Oil & Gas Producers
OHSAS Occupacional Health and Safety Assessment Series
ONGs Organizações não Governamentais
ONU Organização das Nações Unidas
PNQ Prêmio Nacional da Qualidade
PNRH Política Nacional de Recursos Hídricos
QMASI Manual de Qualidade e Segurança Industrial
RIMA Relatório de Impacto ao Meio Ambiente
SEMA Secretaria Especial de Meio Ambiente
SGI Sistema de Gestão Integrada
SISNAMA Sistema Nacional de Meio Ambiente
SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde
SNGRH Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos
UFF Universidade Federal Fluminense
UN-BC Unidade de Negócios da Bacia de Campos
UNCED Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento
UN-ES Unidade de Negócios do Espírito Santo
VESEP Vibratory Shear Enhanced Process
SUMÁRIO
1 APRESENTAÇÃO 14
1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI 15
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO 18
1.3 METODOLOGIA EMPREGADA 19
1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO 20
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO 20
2 REVISÃO DA LITERATURA 22
2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 22
2.1.1 O problema da água 22
2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 28
2.2.1 Exploração 28
2.2.2 Perfuração 29
2.2.3 Avaliação 31
2.2.4 Desenvolvimento e produção 32
2.2.5 Impactos ambientais 34
2.3 ÁGUA PRODUZIDA 34
2.3.1 Origem da água produzida 34
2.3.2 Componentes 36
2.3.3 Água de produção e problemas ambientais 38
2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore 41
2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore 41
2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias 43
2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida 46
2.3.4.4 Custo de captação e lançamento de efluentes da bacia de campos 47
2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO 48
2.4.1 Separadores trifásicos 49
2.4.2 Tanques de raspagem 50
2.4.3 Separadores de placas paralelas 50
2.4.4 Flotação de gás 51
2.4.5 Hidrociclones estáticos 52
2.4.6 Centrifugação mecânica 52
2.4.7 Hidrociclones dinâmicos 53
2.4.8 Borbulhamento com gás (Striping) 53
2.4.9 Meio filtrante 54
2.4.10 Coalescedores 54
2.4.11 Membranas filtrantes 55
2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes 55
2.4.13 Novas tecnologias 57
2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL 58
2.5.1 Comentários 66
2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE (SMS) 67
2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS 68
3 SISTEMAS DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 74
3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA 74
3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS 74
3.3 VISÃO DA EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO 75
3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 77
3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS 79
4 ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPIRITO SANTO 82
4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO 82
4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO 85
4.3 PROCESSO DA ÁGUA PRODUZIDA 85
4.3.1 Dados sobre a Água Produzida 92
4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região 94
4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S 96
4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN -ES 97
5 DISCUSSÃO 99
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS 99
5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO 100
5.3 CENÁRIOS 102
5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA 104
5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA 105
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 108
7 OBRAS CITADAS 110
8 OBRAS CONSULTADAS 115
ANEXOS 117
14
1 APRESENTAÇÃO
A produção de petróleo é uma atividade internacional que devido a suas próprias
características, tem forte potencial de impacto ambiental. As empresas nem sempre
conseguem realizar seu trabalho sem que ocorra algum tipo de dano, como: derramamento de
óleo, impactos ao solo e à vegetação, acidentes, incêndios e poluição do ar ou das águas.
Recentemente tem sido observado um outro tipo de impacto, o social, que é se deve a
interação dos empreendimentos com a população local. Este tipo de impacto atinge com
maior intensidade as comunidades mais remotas, como as indígenas.
O consumo mundial de energia em 2000 foi de 6905 milhões de toneladas
equivalentes de óleo, sendo óleo e gás responsáveis por 58,8 %, carvão 7,9 %, energia elétrica
(hidroelétrica e nuclear) 15,8 %, combustíveis renováveis e lixo 13,8 % e outros (eólica,
geotérmica, solar, etc) 3,7 % (Key World Energy Statistics – IEA 2000).
Apesar das populações terem conhecimento da importância das comodidades e do
progresso proporcionados pela atividade petrolífera, ao longo do tempo, começaram a
perceber seus efeitos negativos e passaram a ser mais exigentes quanto aos impactos
ambientais causados.
Este cenário desencadeou então uma série de ações por parte dos órgãos
governamentais e organizações não governamentais. Foram criadas as primeiras leis de
preservação ambiental e mais tarde surgiu a necessidade de licenciar os empreendimentos nos
órgãos ambientais. A regulamentação governamental expôs a indústria a processos judiciais,
tendo como conseqüências, desde a prisão de gerentes e diretores, até a mitigação e reparação
ambientais, acarretando altos custos, muitas vezes com o comprometimento da sua
rentabilidade.
As empresas se conscientizaram da necessidade de demonstrar seu compromisso com
a proteção ambiental, isto as levou a se adequarem às exigências das organizações, surgindo
então à necessidade de implementação de sistemas de gestão. A conseqüência foi a quebra de
velhos paradigmas gerenciais, que não puderam mais coexistir com a demanda dos
questionamentos sócio-ambientais.
A visão empresarial vem mudando e deixando de entender suas ações em relação ao
meio ambiente como obrigações legais, passando a perceber que isto pode se tornar uma
vantagem competitiva.
15
O foco do trabalho está voltado à gestão ambiental, mais especificamente à gestão de
efluentes dos campos de produção de petróleo.
1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI
A situação problema deste estudo é a gestão ambiental dos efluentes hídricos e suas
tendências. Esta situação teve uma forte percepção por parte de vários paises.
Em nível internacional a Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e
Desenvolvimento (UNCED), conhecida com o nome de A Cúpula da Terra (The Earth
Summit) Eco-92 que aconteceu no Rio de Janeiro em junho de 1992 e foi firmada por 179
países, teve como foco a estreita ligação entre o ambiente e o desenvolvimento sócio-
econômico.
A Eco-92, ou Rio-92 como é conhecida no Brasil, na realidade foi a realização da
Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento (CNUMAD).
A comunidade internacional, durante a Eco-92, acordou a aprovação de um
documento contendo compromissos para mudanças no padrão de desenvolvimento para o
século XXI, denominando-o Agenda 21 (http://www.mma.gov.br/port/se/agen21/ 2004).
A Agenda 21 é muito mais que um documento, é o despertar da conscientização
internacional para o futuro do Planeta. É um processo de planejamento participativo de um
país, considerando estados, municípios ou regiões, com a visão de futuro de forma
sustentável. O processo de planejamento deve envolver todos os atores na discussão dos
principais problemas e no planejamento de soluções a curto, médio e longo prazo. Esta
abordagem deve ter uma visão integrada das dimensões sociais, econômicas e ambientais,
devendo gerar produtos factíveis dos compromissos assumidos, visando a sustentabilidade dos
resultados.
Vale enfatizar que a Agenda 21, não é uma Agenda Ambiental e sim uma Agenda de
Desenvolvimento Sustentável. A importância desta Agenda é o rompimento com o velho
enfoque puramente econômico, quebrando paradigmas e enfatizando questões ligadas a
emprego, geração de renda, diminuição de desigualdades sociais e desenvolvimento de
cidades sustentáveis. A Agenda deixa aos Governos as prerrogativas e responsabilidades da
implementação das propostas, associadas aos demais parceiros.
16
A Agenda não deixa dúvidas quanto às prerrogativas e responsabilidades dos
Governos na implementação e facilitação do processo em todas as suas instâncias. O objetivo
da agenda é mobilizar toda a sociedade a se tornarem parceiros relevantes no
desenvolvimento sustentável. A visão da Agenda é criar uma cultura que visa à adoção de
princípios de uma nova ótica de desenvolvimento sustentável e valorização e preservação do
Meio Ambiente. A Agenda Brasileira enfoca a interdependência ambiental, econômica,
institucional e social. A visão estatal da Agenda é como um produto de consenso entre os
diversos setores da sociedade brasileira.
(http://mma.gov.br/port/se/agen21/ag21bra/corpo.html, 2004).
A Agenda 21 brasileira na realidade é um processo que está sendo desenvolvido pela
Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável (CPDS) e da Agenda 21 Nacional.
A metodologia de trabalho da CPDS determinou a estrutura e escolheu seis eixos
relacionados a seguir:
1 – Agricultura sustentável;
2 – Cidades sustentáveis;
3 – Infra-estrutura e integração regional;
4 – Gestão dos recursos naturais;
5 – Redução das desigualdades sociais;
6 – Ciência e tecnologia para o desenvolvimento sustentável.
O grande desafio para a implementação de um novo paradigma baseado no
desenvolvimento sustentável deve ser alavancado através do governo, sociedade civil e setor
produtivo.
O Ministério do Meio Ambiente (MMA) contratou consultorias para verificar
conceitos/entraves e propostas para os seis eixos propostos. O CPDS concluiu uma análise
crítica do processo e verificou que deveria ser ampliada a discussão em torno da agenda, para
incluir temas relevantes que não estavam contemplados como também escutar segmentos da
sociedade que não tiveram oportunidade de se pronunciar.
Esse processo de convocação contou com a parceria do governo: federal, das
secretarias do governo estadual e das instituições de crédito.
A fase final deste projeto consistiu na realização de um seminário nacional, ocorrido
em maio de 2002. O lançamento em julho de 2002 da Agenda 21 brasileira, finalizou a parte
de elaboração das ações e iniciou o processo de implementação: um grande e novo desafio
para Governo e Sociedade.
17
Isso enfatizou a importância das mudanças sociais e seus impactos nos valores
culturais. Este processo teve continuidade na World Summit on Sustainable Development que
foi realizada entre 26 de agosto e 4 de setembro de 2002, em Johannesburg, também
conhecida no Brasil como Rio + 10. Dentre os itens tratados foi enfocada a proteção e
gerenciamento da água potável que tem se mostrado uma das grandes preocupações do século
XXI.
A igreja, também preocupada com a questão ambiental, lançou através da Conferência
Nacional dos Bispos do Brasil (CNBB) na Campanha da Fraternidade de 2004, o tema “Água,
Fonte de Vida”.
A Indústria Internacional de Exploração e Produção de Petróleo tem se mostrado
sensível ao problema ambiental, como a proteção dos habitates e da biodiversividade,
emissões aéreas, descargas em água potável e no ambiente marinho, vazamentos de óleo e
contaminação de solo e água subterrânea. A indústria vem respondendo positivamente a todas
estas questões e vem se organizando através de fóruns internacionais, como a International
Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA) e a International
Association of Oil & Gás Producers (OGP) entre outras. Também a nível internacional uma
maneira de organizar as atividades de meio ambiente foi desenvolvida pela Internacional
Organization for Standardization (ISO), com a publicação em setembro de 1996 da norma
ISO 14.001 que trata de Sistemas de Gestão Ambiental, Especificação e Diretrizes para Uso.
A ISO 14.001 é uma norma de adoção espontânea, que apresenta os requisitos para a
implementação de sistemas de gerenciamento ambiental. A nível nacional as companhias de
petróleo se capacitaram e desenvolveram seus sistemas de gestão.
A indústria petrolífera é bastante complexa e compreende basicamente dois
segmentos: o upstream que é o setor de exploração e produção e o downstream que trata do
refino e do processo do óleo cru e gás, bem como sua distribuição e marketing. Porém, nota-
se a preocupação crescente, ou mais que isso, o comprometimento da indústria petrolífera
para com o meio ambiente.
18
1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO
A água no século XXI será sem duvida o grande desafio mundial. Se tornará
necessário o desenvolvimento de novas políticas e diretrizes pertinentes a gestão ambiental da
água.
Em uma fase inicial a adoção de medidas de racionalização do uso visando minimizar
o desperdício e levando a adoção de uma nova cultura. As medidas para reduzir desperdícios
são relativamente fáceis de implantar e tem baixo custo. Os pequenos valores investidos têm
retorno imediato, uma vez que, com a redução do consumo, o custo devido será menor.
Portanto, devem ser implementadas medidas mesmo não havendo necessidade devido a atual
abundância de água no Brasil.
Outra alternativa é o reuso da água, porém, normalmente acarreta custos maiores
devido ao uso de tecnologia para seu aproveitamento, devendo ser feito um estudo de
viabilidade. Normalmente só será justificável se houver situação de escassez. Deve-se ter
sempre uma visão do futuro, onde as condições de contorno para avaliação da relação custo-
benefício com certeza serão totalmente diferentes das condições atuais, tanto no custo quanto
na disponibilidade da água.
Outro ponto importante é o conhecimento dos recursos hídricos disponíveis. ”A
avaliação dos recursos hídricos, incluindo a identificação de fontes potenciais de água doce,
compreende a determinação contínua de fontes, extensão, confiabilidade e qualidade desses
recursos e das atividades humanas que os afetam”. (Agenda 21, capítulo 18, item 18.23 -
1992).
É um fator de preocupação o fato de que as informações de que tanto se necessitará no
futuro, como informações precisas e confiáveis sobre os recursos hídricos não estão
recebendo um tratamento à altura de sua importância.
De acordo com a Agenda 21, os pontos importantes de pesquisa são:
- Desenvolvimento de modelos hidrológicos globais;
- Integração entre hidrologia e ecologia terrestres, para avaliar os impactos à água
devido ao desmatamento;
- Desenvolvimento de estudos de processos da gênese da qualidade de água.
Para se conseguir essas informações vitais é importante lembrar da formação de
pessoal especializado, capaz de dar continuidade às pesquisas nessa área.
19
Os recursos mundiais de água devem ser encarados como estratégicos, deve-se ter uma
visão de longo prazo. Hoje já sabemos que há poucas regiões no mundo livres de problemas
ambientais em relação a água, tanto considerando as fontes de superfície quanto às
subterrâneas. Estes problemas decorrem de tratamento insuficiente de esgotos domésticos,
controle inadequado de efluentes industriais, perda e destruição de bacias hidrográficas,
instalação de indústrias em locais impróprios, desmatamento, uso indiscriminado de
pesticidas, que ameaçam a qualidade dos recursos hídricos.
Do ponto de vista da importância do estudo para a indústria petrolífera, deve-se levar
em consideração os fatos já expostos e considerar a Política Nacional de Recursos Hídricos
(PNRH) e o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos (SNGRH) ambos
estabelecidos pela Lei 9.433/97, que será comentada mais adiante neste trabalho. Estes fatos
vão criando um novo cenário que deve ser previsto e analisado.
Que a água é um bem que se tornará escasso num futuro próximo, ninguém contesta,
por este mesmo motivo é uma vantagem estratégica o estabelecimento de visões de cenários
de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos), a fim de estabelecer instrumentos
de gestão ambiental referentes aos efluentes e recursos hídricos.
1.3 METODOLOGIA EMPREGADA
Para desenvolver o presente estudo, foi seguida a seguinte metodologia:
Pesquisa bibliográfica – feita nas bibliotecas da Universidade Federal Fluminense
(UFF) e da Petrobras, e pesquisa a dissertações de mestrado e em sites da Internet, através de
consulta a organismos nacionais e internacionais de gestão ambiental e gestão da água com o
uso de palavras chaves, como water management, produced water, water waste, entre outras.
Pesquisa documental - Pesquisa de padrões e relatórios da unidade de negócio onde foi
feito o estudo de caso e demais padrões, relatórios e programas corporativos, consulta aos
balanços e relatórios da empresa.
Pesquisa de campo – através de entrevistas, não-formais com técnicos das áreas de
produção e de Segurança Meio Ambiente e Saúde (SMS), da unidade pesquisada, no estudo
de caso.
20
Foi feita também uma pesquisa da legislação pertinente ao assunto a nível nacional e
algumas legislações internacionais, bem como publicações papers de organizações e
fabricantes internacionais de equipamentos do setor de petróleo.
1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO
As instalações de produção no mar, apesar de serem citadas no item 2.3.4 deste
trabalho e das inúmeras considerações sobre o problema, não são o foco principal do trabalho.
Este apresentará um estudo de caso de gestão de efluentes em uma instalação terrestre de
produção de petróleo e fará sugestões para melhorias em sua gestão.
Os sistemas de tratamento de efluentes são aqui citados, mas também não é intenção
do autor enfocar as melhores técnicas e métodos de tratamento como objetivo do trabalho.
Essas técnicas e métodos são apresentadas apenas para dar ao leitor uma visão do que vem
sendo feito pela indústria petrolífera. As novas tecnologias aqui abordadas servem de
indicação para uma abordagem da gestão, de como se pensa que o problema de efluentes
possa ser tratado tendo em vista um futuro próximo de forma a garantir excelência em padrões
ambientais. Não se tem dúvida que esses padrões serão cada vez mais restritivos no futuro e a
saída se dará pelo desenvolvimento tecnológico, uma vez que os parâmetros para análise de
custo-benefício de hoje, serão totalmente revistos. A relação do custo da água/ petróleo será
outro.
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO
Neste trabalho o autor foca as ações de gestão ambiental no setor de exploração e
produção, mais especificamente às aplicadas ao tratamento de efluentes hídricos de campos
terrestres de produção de petróleo.
O primeiro capítulo se inicia com uma apresentação do problema do setor de petróleo
e do consumo de energia a nível mundial e a preocupação existente entre a produção de óleo e
o respeito ao meio ambiente por parte das indústrias do setor. Em seguida é feita uma
abordagem do problema da água no século XXI, além de referências a tópicos da Agenda 21 e
21
outros eventos que abordam o problema. Em seguida é brevemente apresentada a importância
do estudo no contexto atual e sua relevância para a Petrobras. A metodologia usada no
trabalho é citada e são apresentados as delimitações do estudo. Finalmente é apresentada a
estrutura do trabalho.
No segundo capítulo, Revisão da bibliografia é apresentada uma rápida visão da
origem do problema, ou seja, o porquê da preservação das águas, a preocupação mundial com
a preservação dos mananciais de água doce do planeta. A seguir é feita uma síntese do
processo de produção de petróleo e logo depois são apresentadas informações técnicas sobre a
água produzida, maior componente do efluente. É feita então uma abordagem do problema da
água produzida em instalações marítimas. Tendo por objetivo informar ao leitor os passos do
processo de tratamento antes do despejo são apresentadas as principais técnicas utilizadas. É
apresentado ainda um panorama legal sobre recursos hídricos no Brasil, com comentários
sobre a legislação ambiental pertinente. Os sistemas de gestão também são comentados
através de uma retrospectiva e servem de introdução ao capítulo seguinte.
O terceiro capítulo é dedicado aos sistemas de gestão de SMS, inicialmente é
apresentada uma visão global da empresa, sua visão e plano estratégico até o ano de 2010 e
finalmente a evolução da gestão de SMS na Petrobras. Em seguida é apresentado o panorama
atual da gestão de efluentes na Petrobras.
No quarto capítulo, é apresentado o estudo de caso, a produção de óleo no Espírito
Santo, a destinação da água produzida, a gestão de SMS da unidade de negócios sendo feita
uma análise crítica tendo por base com a ISO 14000 e demais técnicas de gestão atuais, com
recomendações para implementação de melhorias.
O quinto capítulo apresenta as discussões do estudo, a visão e opinião do autor, sobre
os estudos realizados e uma sugestão para a gestão de efluentes.
Finalmente, o sexto capítulo apresenta as conclusões e recomendações para novas
pesquisas sobre o estudo.
22
2 REVISÃO DA LITERATURA
2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
2.1.1 O Problema da água
A água é um recurso natural, porém finito e vulnerável. Sua utilização indiscriminada
tem provocado o esgotamento de reservas superficiais, e a conseqüente exploração dos
aqüíferos subterrâneos.
Apesar da grande quantidade de água no planeta, 97,436 % está nos oceanos, lagos
salinos e águas salinas, 2,564 % é de água doce, porém 69,60 % desta estão concentradas nos
glaciares e nas regiões polares.
2,564
97,436
Figura 1: Distribuição da água na terra Fonte: Maidment, 1993
A quantidade de água nas fases do ciclo hidrológico é apresentada na tabela 1 a seguir.
Água Salgada
Água Doce
23
De acordo com o USSR Committee for the International Hydrological Decade, World
Water Balance and Water Resources of the Earth, English translation, Studies and Reports in
Hydrology, vol. 25, UNESCO, Paris, 1978, Apud Maidment, 1993.
Tabela 1: Quantidades de água no ciclo hidrológico ITEM VOLUME
Km 3
PERCENTUAL DE ÁGUA
TOTAL
PERCENTUAL DE ÁGUA
DOCE
Oceanos 1338000000 96,50
Água subterrânea 10530000 0,76 30,1
Água salina 12870000 0,93
Água no solo 16500 0,0012 0,05
Gelo Polar 24023500 1,70 68,60
Outros gelos e
neve
340600 0,025 1,00
Lagos água fresca 91000 0,007 0,26
Lagos água salina 85400 0,006
Pântanos 11470 0,0008 0,03
Rios 2120 0.0002 0,006
Água biológica 1120 0,0001 0,003
Água atmosférica 12900 0,001 0,04
Água total 1385984610 100,00
Água doce 35029210 2,50 100,00
Fonte: Maidment, 1993 (tradução do autor)
Da água doce disponível temos 69,60% em estado sólido, 30,10 % em águas
subterrâneas , 0,296 % em rios, lagos e pântanos..
Tabela 2: Distribuição de água doce na Terra
Localização Percentual
Geleiras 69,600
Águas subterrâneas 30,100
Águas superficiais 0,296
Demais 0,004
Fonte: Maidment, 1993
24
De acordo com o relatório da Organização das Nações Unidas (ONU), apresentado por
ocasião da 7ª Conferência das Partes da Convenção da ONU sobre mudanças climáticas
realizada no final de 2001 no Marrocos, em menos de 50 anos mais de 45 % da população
mundial sentirá os sintomas da falta d’água. Segundo o mesmo relatório, alguns países não
irão dispor de 50 litros de água por pessoa/dia, que é considerada a quantidade mínima
necessária ao consumo humano.
A ONU considera que o volume de água necessário às atividades humanas, sociais e
econômicas é de 2.500 m3 de água/habitante/ano.
Paises com reservas limítrofes do aceitável prejudicam seus planos de desenvolvimento: - Abaixo de 1000 m3 per-capta/ano, fica impossibilitado qualquer desenvolvimento socioeconômico; - Entre 1000 e 2000 m3 per-capta/ano, o desenvolvimento é precário e de altos custos e riscos.
Na Europa apenas 0,5 % dos habitantes das áreas urbanas não têm acesso à água. Na
zona rural, há 23 milhões sem abastecimento, ou 13 % da população do campo.
Na Ásia 19 % da população não têm acesso à água, 98 milhões em área urbana e 595
em área rural.
Na África 62 % da população não têm água, 44 milhões em zonas urbanas e 256
milhões em zona rural.
Na América Latina 15 % da população não têm acesso, ou seja, 78 milhões.
Na Oceania somente os 3 milhões de pessoas que vivem em área rural, não têm
acesso, a totalidade das zonas urbanas possui água.
Como se pode observar, apesar da grande quantidade de água no planeta, sua
distribuição não é homogênea, 23 países detêm dois terços das reservas de água potável do
planeta. Cerca de 47 % dos recursos hídricos estão na América do Sul, e deste total 53 %
estão no Brasil. Para clarificar a questão apresentamos a tabela 3 com a disponibilidade de
água por continentes e a do Brasil.
25
Tabela 3: Disponibilidade de Água no Mundo e no Brasil
REGIÃO OFERTA
(km3/ano)
DISPONIBILIDADE
(m3/hab./ano)
Europa 6.235 8.547
Ásia 13.207 3.680
África 3.996 5.133
América Central 1.057 8.040
América do Norte 5.039 17.458
América do Sul 10.081 30.374
Oceania 1.614 54.795
Brasil 5.745 34.784
Fonte: World Resources Institute, apud Moreira, R – 2001
Na tabela apresentada podemos verificar que o Brasil possui posição privilegiada em
relação à disponibilidade de água.
A quantidade de água doce disponível através do ciclo hidrológico é a mesma da
produzida em 1950 e deverá ser a mesma em 2050. O consumo mundial de água cresce de
modo acelerado, mas as fontes de recursos hídricos são limitadas. (Camargo, 2003)
O ciclo da água ou ciclo hidrológico (figura 2) é o caminho que a água percorre na
natureza. A chuva é o resultado da água que evapora de rios, lagos e oceanos, formando
nuvens que quando saturadas retornam a água a terra. Esta penetra no solo e vai alimentar as
nascentes dos rios e reservatórios subterrâneos, quando cai nos oceanos, se mistura a água
salgada, iniciando assim um novo ciclo.
26
Figura 2: O Ciclo Hidrológico Fonte: Zimbres, 2003
Os diversos tipos de rocha formados em diferentes eras e eventos geológicos,
apresentando tipos distintos de poros e conectividades, contendo água ou não, foram se
sobrepondo em camadas. A infiltração da água da chuva se acumula nas camadas de material
permeável e dá origem aos aqüíferos.
As águas das precipitações atmosféricas sobre os continentes em regiões não geladas
podem sofrer evaporação imediata, infiltração ou escoamento. A combinação dessas
modalidades e sua intensidade dependem de vários fatores, como clima, morfologia do
terreno, cobertura vegetal e litologia da região. A cobertura vegetal desempenha um papel
muito importante. As matas retardam o escoamento imediato, proporcionando ao solo
absorção e infiltração lentos. Grande parte da água é retida pelas folhas que ao mesmo tempo
impedem o choque direto com o solo. Este fato aliado a absorção pelas raízes se torna uma
excelente proteção contra a erosão de solos. Em terrenos morfologicamente e litologicamente
idênticos, nas regiões de mata, a infiltração é de 40 % e nas pastagens apenas 20 %. O inverso
é verdade, o escoamento imediato é de 20 % nas matas e de 40 % nos pastos, segundo
Engler.A. disponível em http://www.geocities.com/Athens/Forum, este processo permite a
recarga dos aqüíferos.
Um dos maiores reservatórios de água doce subterrânea do mundo fica na América do
Sul, o chamado Sistema Aqüífero Guarani, que acumula um volume estimado de 45 mil
quilômetros cúbicos. Sua extensão é de aproximadamente 1,2 milhões de quilômetros
escoamento superficial
precipitação
infiltração
27
quadrados, sendo 840 km2 no Brasil (70 % do total, abrangendo parte de Goiás, Mato Grosso
do Sul, Minas Gerais, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul), 225 mil km2
na Argentina (19 %), 71 mil km2 no Paraguai (6 %) e 58 mil km2 no Uruguai (5 %). Além do
gigantesco volume, esta reserva tem como fator importante a qualidade da água que pode ser
consumida sem a necessidade de tratamento prévio, devido aos mecanismos de filtração e
autodepuração biogeoquímica em sua formação. Para evitar a ocorrência de super exploração
e contaminação ou poluição de suas águas, os governos dos países detentores da reserva,
lançaram as bases para o desenvolvimento conjunto do projeto de Proteção Ambiental e
Gestão Sustentável do Sistema Aqüífero Guarani.
Embora o Brasil possua cerca de 14 % da água doce do planeta, são necessários
cuidados a fim de que, num futuro próximo não se venha a ter problemas com o
abastecimento de água. Precisa-se ter consciência da importância da preservação dos recursos
hídricos, além da adoção de uma postura de vanguarda para que se possa tornar o Brasil uma
referência internacional. Na figura 3, são mostradas as bacias e províncias hidrogeológicas do
Brasil.
Figura 3: Bacias e Províncias Hidrogeológicas do Brasil Fonte: Associação Brasileira de Águas Subterrâneas, 2003
28
2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
2.2.1Exploração
A exploração é o termo usado na indústria do petróleo e gás, para a fase anterior ao
descobrimento de uma jazida.
O primeiro passo na procura de petróleo é feito no escritório, através de pesquisas em
mapas geológicos para identificação das bacias sedimentares e, a partir daí faz-se
levantamentos aerofotogramétricos para identificação das formações mais promissoras.
Informações mais detalhadas são obtidas através de levantamento geológico de campo,
empregando um dos três métodos principais: magnético, gravimétrico e sísmico.
O método magnético e o gravimétrico são ferramentas usadas durante as primeiras
fases da exploração. Um gravímetro e um magnetômetro acoplados a uma aeronave são as
ferramentas para a localização e delimitação de bacias sedimentares. As técnicas combinadas,
aerogravimetria/aeromagnetometria, não substituem a informação sísmica, mas são de grande
ajuda para a programação dos trabalhos de prospecção.
O custo de uma campanha de aerogravi/magnetométrica, segundo Carvalho (2002)
que cubra uma área de 5.000 Km2 na América do Sul está entre US $ 200.000 e US $
300.000. Já o custo de prospecção sísmica 3D que cubra apenas 250 Km2, pode chegar a US
$3.000.000. Essas são, portanto ferramentas úteis na identificação dos corpos rochosos de alta
densidade.
O método gravimétrico é feito pela medida das pequenas variações do campo
gravitacional na superfície da terra. As medições podem ser feitas sobre a terra usando um
avião, ou no mar com auxílio de um navio.
O método sísmico é usado para identificar estruturas geológicas e se baseia nas
propriedades de reflexões de ondas sonoras dos vários estratos de rocha do local. A sísmica se
baseia na medição do tempo de percurso de ondas elásticas induzidas artificialmente. Podem
ser de dois tipos:
- Sísmica de reflexão, que faz uso de ondas refletidas;
- Sísmica refração utiliza as ondas refratadas.
29
A sísmica de reflexão consiste na indução de ondas, através de explosivos detonados
no solo ou com caminhões vibradores. A utilização de um ou de outro está condicionada a
geologia e também as condições ambientais. Os explosivos geram pulsos, através da
detonação, com um amplo intervalo de freqüência e um custo razoável. Sua utilização, no
entanto, apresenta algumas dificuldades, devido a necessidades logísticas e de licença para o
seu uso, por serem potencialmente causadores de impactos ambientais específicos.
A alternativa é o uso de caminhões equipados com possantes vibradores mecânicos
que geram um sinal de longa duração. Este processo permite um maior controle de
freqüências, além de ser mais fácil de utilizar em ambientes urbanos.
Na exploração offshore, o tipo mais comum de fonte sísmica é o canhão de ar, onde o
pulso é gerado pela liberação de ar comprimido, que fica armazenado em duas câmaras de
aço. A pressão dessas câmeras é da ordem de 2.000 psi. As ondas recebidas na superfície são
avaliadas através do tempo de chegada, avaliando-se a partir daí a profundidade e disposição
das diversas camadas. Essa avaliação pode ser feita em 2D ou 3D, sendo esta última de
qualidade superior, uma vez que contempla uma gama muito maior de informações. Por outro
lado, o custo de um quilômetro de sísmica 3D é de três a quatro vezes mais caro que um
quilômetro linear de sísmica 2 D (CARVALHO, 2002).
Na exploração de petróleo o método de reflexão é hoje o mais importante, sendo
especialmente útil na determinação da espessura dos volumes sedimentares, indicando
inclusive anomalias que podem levar a descoberta de óleo e gás.
Os principais elementos de um levantamento sísmico são: a fonte de perturbação no
terreno ou pulso sísmico, os grupos de receptores, geofones ou hidrofones e um registrador
que é o sismógrafo.
Os dados obtidos pelos levantamentos de campo são então processados, dando origem
às seções sísmicas, que serão posteriormente interpretadas.
2.2.2 Perfuração
De acordo com o relatório da UNEP e E&P Fórum (1997), uma vez encontrada a
estrutura promissora para conter petróleo, o passo seguinte é a perfuração que poderá
confirmar sua presença e fornecer dados do reservatório, como espessura e pressão.
30
Todos os poços perfurados para descobrir petróleo são chamados poços exploratórios.
A locação das sondas vai depender então das características geológicas e de um balanço entre
avaliação ambiental e boas condições de logística. No site escolhido para as operações de
perfuração, uma base é construída para acomodar a sonda de perfuração e demais utilidades.
Normalmente é necessária uma área entre 4.000 e 15.000 m2.
Figura 4 - Sonda de Perfuração
Fonte: arquivo de fotos da Petrobras
Uma base de suporte às operações de perfuração, deve proporcionar uma certa autonomia, ,
tendo alojamento para acomodar os trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório,
facilidades de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de
Figura 4 – Sonda de Perfuração Fonte: arquivo de fotos da Petrobras
Uma base de suporte às operações de perfuração deve proporcionar certa autonomia,
tendo alojamento para acomodar trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório, facilidades
de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de veículos, área de
31
estocagem de material e equipamento, previsão de recolhimento de efluentes e despejos, bem
como seu tratamento e disposição final e até um heliponto para assegurar transporte às áreas
mais remotas.
Uma vez iniciada a perfuração, fluidos de perfuração ou lama circulam continuamente
nos tubos de perfuração e retornam aos equipamentos de superfície. A finalidade desses
fluidos é equilibrar a pressão hidrostática do poço, refrescar a broca e retirar os resíduos de
rocha do poço. Equipamentos de proteção para surgência descontrolada são instalados (blow
out preventers, B.O.P.), que são equipamentos capazes de fechar a coluna de perfuração,
impedindo a produção descontrolada e iniciado o revestimento do poço com tubulações de
aço e sua cimentação (entre o poço e o revestimento).
As operações de perfuração geralmente são contínuas, funcionando 24 horas. O tempo
previsto para a perfuração de um poço depende da profundidade da formação de
hidrocarbonetos e das condições geológicas, mas é normalmente de um a dois meses. Quando
a formação é encontrada os testes de poço são iniciados a fim de avaliar vazão e pressão.
Estes testes, com a duração de aproximadamente um mês, geram óleo, gás e água de
formação, cada um devendo receber seu tratamento adequado para disposição final.
Se o poço demonstrar possuir uma reserva comercial, uma válvula de cabeça de poço é
instalada para futuro uso. Se o poço, entretanto não apresentar quantidades comerciais de
hidrocarbonetos, o mesmo é descomissionado, sendo cimentado e deixado em condições de
segurança que impeçam que fluidos aflorem no local. O revestimento é cortado abaixo do
nível do solo, e as condições do site são reconstituídas.
2.2.3 Avaliação
Quando o poço exploratório é bem sucedido, novos poços são perfurados para avaliar
a extensão do campo. A etapa de avaliação visa determinar o tamanho e a natureza do
reservatório e se novos poços de avaliação serão necessários. As técnicas usadas são as
mesmas que as de perfuração de poços exploratórios ou de produção. Os demais poços são
perfurados a partir da mesma locação por meio de perfuração direcional, que desvia o ângulo
da perfuração para um site adjacente. Com essas técnicas são minimizados deslocamentos da
sonda, reduzindo os impactos do local.
32
2.2.4 Desenvolvimento e produção
Depois de estabelecido o tamanho do campo, os poços seguintes são chamados poços
de desenvolvimento ou produção. O número de poços necessários para explorar um
reservatório, depende do seu tamanho e de sua geologia. Grandes reservatórios podem
necessitar de uma centena deles, enquanto pequenos reservatórios podem ser depletados com
cerca de dez.
Os procedimentos de perfuração são os mesmos que os de exploração, contudo com
um grande número de poços sendo perfurados, as atividades locais aumentam bastante. O site
é ocupado por serviços de apoio, acomodações e facilidades para os trabalhadores, suprimento
de água, gerenciamento de despejos e outros serviços correlatos.
Após a perfuração, cada poço tem que ser preparado para a produção. As tubulações
pesadas de perfuração são substituídas por tubos mais leves e o B.O.P. é substituído por um
conjunto de válvulas de controle - a árvore de natal.
Muitos dos poços de óleo e gás inicialmente são surgentes, a pressão da formação é
suficiente para elevar os fluidos até a superfície. A vazão vai depender de uma série de
fatores, como: propriedades da rocha reservatório, pressões da formação, viscosidade do óleo,
e da razão gás/óleo. Estes fatores não são constantes, durante a vida comercial do poço.
Quando essa pressão não é suficiente para a elevação dos fluidos, mecanismos de elevação
artificial têm que ser implementados, como injeção de gás ou água para aumentar a pressão do
reservatório. Um dos métodos usados na produção terrestre é o bombeio mecânico, muito
usado com um equipamento conhecido como “cavalo de pau”, que pode ser visto na figura 5.
33
Figura 5: Cavalo de Pau Fonte: Foto do autor
Atualmente, desde o início da produção, vem sendo prática comum a injeção de gás,
água ou vapor na formação para manter a pressão e otimizar a vida do reservatório,
aumentando a recuperação de óleo e gás. Esta prática leva a perfuração de mais poços, que
são os de injeção.
Outros métodos de estimulação podem ser usados, como: fraturamento hidráulico da
formação e acidificação para aumentar a porosidade da rocha.
Uma vez que o óleo atinge a superfície, é conduzido para a planta de facilidades de
produção, onde o fluido produzido, composto por óleo, gás e água, será separado. O tamanho
da planta vai depender da natureza do reservatório, volume e qualidade dos fluidos
produzidos e método de exportação usado.
O óleo precisa ser livre de gás dissolvido, antes da exportação. Da mesma forma o gás
precisa ser tratado para ficar livre de água e outros componentes indesejáveis como SO2 e
CO2. Toda água produzida é tratada antes de sua destinação final, como será visto mais
adiante.
34
2.2.5 Impactos ambientais
É inevitável o impacto causado pelas atividades da indústria de petróleo ao ambiente.
Contudo isto não se traduz numa atividade irresponsável. Muito pelo contrário, cada vez mais
a indústria vem desenvolvendo técnicas e investindo pesadas quantias em pesquisa de novas
tecnologias para preservar o meio ambiente.
Toda a atividade é precedida de um Estudo de Impacto Ambiental, que origina um
elenco de medidas de proteção e mitigação, levando em conta os fatores bióticos, físicos,
socioeconômicos e culturais.
Uma das principais preocupações ambientais na atividade petrolífera é a água de
produção, que representa basicamente 99% dos resíduos da produção de óleo e gás. Com o
envelhecimento dos campos produtores, os poços começam a produzir cada vez mais, maiores
quantidades de água, tornando o gerenciamento desta água um assunto de importância capital.
A água produzida é tratada e posteriormente descartada no mar, nos campos de
produção marítima ou reinjetada nos poços de produção terrestres.
A constante busca por novas tecnologias é fundamental para a preservação ambiental.
Em alguns casos as indústrias patrocinam novos sistemas e técnicas inovadoras ou compram
direito de uso de novos sistemas através de licenças ou parcerias.
2.3 ÁGUA PRODUZIDA
2.3.1 Origem da água produzida
A origem da água produzida está associada diretamente à origem do petróleo. Os
hidrocarbonetos são formados por uma mistura complexa de compostos de carbono e
hidrogênio. Podem se encontrar em estado sólido, líquido ou gasoso, dependendo de sua
composição, pressão e temperatura. Esta matéria orgânica foi originada no fundo de antigos
oceanos, onde plantas e micro animais morreram e ficaram depositados em forma de
sedimentos. Por ação de bactérias, temperatura e pressão são geradas as rochas que dão
origem ao petróleo (rochas geradoras). Após a ocorrência deste cenário, a compressão destas
35
rochas matrizes gerou pressão e temperatura suficientes para a migração do gás e do petróleo
para rochas porosas e permeáveis adjacentes, foi a migração primária. Essas rochas adjacentes
também eram de origem sedimentar e depositaram-se em um meio marinho, tendo seus poros
cheios de água com graus variados de salinidade. Em seguida deu-se a segunda migração de
petróleo e gás, que é a segregação através da água, até encontrarem uma rocha selante ou
trapa, onde o movimento é interrompido em função das rochas capeadoras. Cabe ressaltar que
o petróleo segregado permanece em contacto com a linha d’água do aqüífero, de onde recebe
pressão e o gás pode estar dissolvido no petróleo ou se apresentar como uma camada
independente entre a o óleo e a rocha selante. Essa água do aqüífero é a que será produzida
por ocasião da produção de óleo.
A produção de um poço de petróleo consiste basicamente em escoar os fluidos que
penetram no poço, para a superfície. Uma vez na superfície, os fluidos são separados e o óleo
e o gás enviados para as refinarias.
A maioria dos poços produz água. Inicialmente em quantidades pequenas, à medida
que a produção continua a pressão do reservatório na proximidade dos poços vai diminuindo.
Esta queda de pressão provoca um movimento nos fluidos do reservatório, alterando o nível
de contato petróleo/água. Por meio desta movimentação, a água atinge o poço e passa a ser
produzida. Faz-se necessário um sistema de separação petróleo/água produzida e o descarte
dessa água.
A água, após tratamento, pode ser injetada no limite do aqüífero da jazida, de maneira
a manter a pressão do reservatório e aumentar a recuperação de óleo.
Pode-se também desenvolver um projeto de inundação de água, varrendo os poros da
formação e empurrando o óleo na direção do poço.
Podemos dizer que todos os poços produzem água, que é pouca no início da produção
do poço, porém vai aumentando gradativamente, até atingir o limite econômico da produção.
A água, conhecida como o solvente universal, dissolve até determinadas quantidades,
todos os componentes inorgânicos. Derivando então outro problema da água de produção.
Faz-se necessária uma análise criteriosa para determinar o melhor tipo de tratamento e definir
o método de descarte. A análise é o melhor meio para se detectar os problemas, portanto deve
ser feita como atividade de rotina em toda água de produção.
36
2.3.2 Componentes
A análise da água de produção deve ser feita de forma rotineira em laboratório, por
analistas químicos altamente qualificados.
Nos projetos de água produzida, deve-se ter bem definidos e compreendidos, os
seguintes itens:
• Componentes do sistema de água de produção mais importantes para os métodos
de despejo;
• Importância de cada componente do sistema;
• Análise critica de cada um dos métodos analíticos empregados para a
determinação das concentrações de cada componente.
São Apresentados na tabela 4 os componentes normalmente encontrados, bem como
algumas de suas propriedades, que irão facilitar as decisões de tratamento e descarte da água.
Tabela 4: Componentes e propriedades da água de formação
COMPONENTES PROPRIEDADES
Cátions Ânions
Cálcio (Ca+) Cloreto (Cl-) pH
Magnésio (Mg++) Carbonato (CO- -3) Sólidos suspensos – quantidade, tamanho,
forma, composição química
Sódio (Na+) Bicarbonato (HCO-3) Turbidez
Ferro (Fe+++) Sulfato (SO- -4 ) Temperatura
Bário (Ba++) Gravidade específica
Estrôncio (Sr++) Oxigênio dissolvido
Rádio (Ra++) Dióxido de carbono dissolvido H2S
População bacteriana
Teor de óleo
Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997
37
Cátions
Os íons cálcio são importantes nas soluções salinas nos campos de petróleo. Estes íons
se misturam rapidamente aos bicarbonatos, os carbonatos e os sulfatos, formando precipitados
insolúveis.
Os íons magnésio só estão presentes em pequenas concentrações, normalmente como
componente de uma crosta de carbonato de cálcio.
O principal cátion de uma jazida é o sódio, sendo encontrado em concentrações acima
de 35.000 partes por milhão (ppm). Estas concentrações elevadas é que dão origem ao
problema da água produzida, tornando-a imprópria ao consumo por seres humanos e animais
e inapropriadas para irrigação.
O ferro é encontrado em concentrações muito baixas. Sua presença indica problemas
de corrosão e favorece a formação de lama quando se combina com sulfatos e componentes
orgânicos ou em presença de ácidos.
O bário é um metal pesado que se combina com os sulfatos, dando origem a sulfatos
de bário insolúveis. Este, como todo metal pesado, tende a ser tóxicos à vida, mesmo em
quantidades mínimas.
Estrôncio e rádio podem ser radioativos, tendem a formar crostas e são passíveis de
serem encontrados. Geralmente só são encontrados traços deles, associados a compostos de
cálcio.
Ânions
Os cloretos são componentes importantíssimos nas soluções salinas. Aumentam
radicalmente a corrosividade da salmoura, acarretando a impropriedade de seu uso para
consumo humano e do gado, normalmente sua concentração elevada é o suficiente para matar
a maioria dos vegetais.
Os carbonatos e bicarbonatos podem formar crostas insolúveis, prejudicando o
escoamento dos hidrocarbonetos na formação.
Os sulfatos também formam crostas e são fonte de alimento para bactérias sulfato-
redutoras, que pode permitir a formação de gás sulfídrico no reservatório.
Outras propriedades
O pH é uma medida de acidez ou alcalinidade e é importante no processo de formação
de crostas, a tendência à sua formação é menor para pHs mais baixos. O pH 7,0 é considerado
38
neutro e a maioria das águas doces tem pH na faixa de 6,5 a 7,5. Os pHs fora desta faixa
propiciam a deterioração da flora e podem acarretar em mortandade de peixes.
Outro item importante na água de formação é o teor de sólidos em suspensão, sendo
importante à mensuração do total de sólidos dissolvidos, que nada mais são que a soma das
concentrações de todos os íons dissolvidos. Este índice permite avaliar a tendência ao
tamponamento dos reservatórios.
Com relação à qualidade da água para irrigação se deve levar em consideração cinco
fatores:
1) A concentração total de sais, cuja salinidade pode ser verificada através da
condutividade elétrica e altas concentrações, pode acarretar o perigo de
salinização no solo;
2) Proporção relativa de Na+ em relação a outros cátions;
3) Concentração de elementos tóxicos;
4) Concentração de HCO- 3;
5) Aspecto sanitário.
Na classificação da água para irrigação é utilizado o SAR (Sodium Adsorption Ratio),
que se relaciona a alcalinização ou sodificação da água. É usada a fórmula:
SAR=Na+/[(Ca2++Mg2+)/2]1/2 (http://ecorestoration.montana.edu/mineland/guide/analytical/
chemical/solids/sar.htm, 2004).
O óleo disperso também está presente na água produzida, causando problemas como
toxicidade para peixes e animais - se a água for descartada na superfície - diminuição da
reaeração, introdução de gostos e odores e problemas nos processos de tratamento d’água. No
descarte em poços de injeção acarreta blocos de emulsão na formação.
2.3.3 Água de produção e problemas ambientais
A água de produção, como já foi visto, é a água que contém quantidades variadas de
sais e gases dissolvidos (CO, CO2, H2S), sólidos em suspensão, componentes com metais
pesados, componentes com algum nível de radiação, e altas concentrações de cloretos. Estes
componentes a torna imprópria para consumo humano e animal, podendo ser encontrados
ainda, altos níveis de gotículas de óleo suspensas ou emulsificadas na água.
39
Um dos principais problemas relacionados à água de produção é a contaminação dos
aqüíferos, responsáveis pelos sistemas de abastecimento de água potável e um dos focos deste
estudo. Como a maioria da água doce disponível no mundo está situada poucos metros abaixo
da terra ou em rios e lagos, a maior parte dos aqüíferos é alimentada pela infiltração que se
origina na superfície, ficando, portanto sujeitos a poluição.
A água de produção é um poluente ideal, tem a mesma gravidade específica das
camadas freáticas, é fonte substancial de alimentação do aqüífero e tem índices de mobilidade
equivalentes aos da água doce, misturando-se com esta rapidamente.
O tratamento de todos os efluentes, inclusive da água de produção, deve ocorrer de
acordo com a legislação ambiental, mas isto por si só, não garante a resolução da raiz do
problema.
A opção escolhida de tratamento e descarga, embora atendendo a legislação ambiental,
não garante ser a melhor opção para lidar com esses efluentes. O ideal é a compreensão global
de todo o processo, sendo a água de produção parte dele.
A produção de um campo produtor de petróleo deve, após a sua autorização para
produção pelo órgão competente, contemplar também a redução de dejetos. Podem ser usados
inúmeros métodos, porém será ilustrado na figura 6 o método dos 4Rs, onde o quinto R que
aparece é o resíduo final.
40
A. Gerar menos rejeitos com métodos mais eficazes. Por exemplo: Para produtos químicos em grandes quantidades, fazer pedidos a granel, para reduzir a quantidade de embalagens a eliminar. B. Reusar matérias primas em sua forma original. Por exemplo, retornar as embalagens ao fornecedor para que eles a reuse. C. Converter os desperdícios em produto que se possa reusar. Por exemplo: Reprocessar metais velhos ou plásticos em novos metais ou plásticos. D. Extrair materiais ou energia de rejeitos para outros usos. Por exemplo: Queimar rejeitos de óleo para recuperação de energia. E. O resíduo que inevitavelmente restou e necessita de um método de disposição final
Figura 6: Método dos 4Rs Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997
Como visto no subitem anterior, os componentes da água de produção são
normalmente bem conhecidos, podendo ter um tratamento químico. Entretanto, este
tratamento deve ser bem analisado a fim de evitar a incorporação de elementos tóxicos que só
piorariam a questão. Os produtos devem ser analisados de acordo com o sistema de produção
e, a partir daí, determinar quais, quando e por que devem ser adicionados ao processo.
Tradicionalmente temos uma gama ampla de produtos usados, como:
- Quebradores de emulsão, usados para a recuperação de óleo;
- Inibidores de corrosão (que podem ser tóxicos);
- Inibidores de parafina (quando se sabe de sua formação);
- Preventivos de crostas (para evitar formação de carbonatos e sulfatos);
- Depressores de hidratos (geralmente etanol ou glicol)
REDUZIRREDUZIRREDUZIRREDUZIR
REUSARREUSARREUSARREUSAR
RECUPERARRECUPERARRECUPERARRECUPERAR
RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO
A
B
C
D
E
RECICLARRECICLARRECICLARRECICLAR
41
Deve-se ter em mente que a água de produção é um dos componentes gerados pela
produção de petróleo, e que esta não pode ser usada devido aos fatores limitados pela
qualidade desta água.
Um processo óbvio seria a reciclagem da água, com sua reinjeção no reservatório da
qual foi produzida. Isto pode ser feito quando se usam métodos de inundação de água para
manutenção de pressão no reservatório, porém mesmo para este método é requerido um
tratamento prévio.
Assim sendo, a água de produção deve ser encarada como resíduo, devendo ser
descarregada como tal, sendo usada toda uma metodologia gerencial, econômica e
ambientalmente aceitável.
2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore
Passaremos a abordar o problema da água produzida em campos de produção offshore,
mais especificamente, os campos de produção da bacia de Campos, dando uma visão global
da problemática e as ações desenvolvidas pela Companhia.
Com a implantação do projeto PEGASO em 2000, foram previstos R$ 578.000,00 de
investimentos em efluentes industriais, o que demonstra os esforços desenvolvidos pela
Petrobras para atender a legislação e seu compromisso com a preservação do Meio Ambiente.
Mesmo assim, o tratamento e descarte de água produzida continua sendo um grande desafio.
2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore
O petróleo produzido passa pelo tratamento primário para separação das fases óleo,
gás e água. O processo é feito pelos separadores de produção, tratadores de óleo, sistema de
tratamento e compressão de gás e tratamento da água produzida.
O óleo é estabilizado nos separadores, sendo o gás liberado comprimido e desidratado,
para posterior escoamento pelos gasodutos. Parte desse gás é consumido internamente pelas
plataformas para a geração de energia.
42
A água que vem dos separadores e tratadores de óleo é lançada no sistema de
tratamento de água composto por hidrociclones e/ou flotadores e um vaso degaseificador.
Neste tratamento é recuperado parte do óleo emulsionado. O efluente então é descartado no
mar ou reinjetado na formação.
O E&P tem como limite a concentração no efluente final de 20 mg/l. Porém para
algumas Plataformas o IBAMA fixou esse limite em 15 mg/l. O fluxograma típico é
apresentado na figura 7.
Figura 7: Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas Fonte: Relatório Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002
Os navios aliviadores da Bacia de Campos descarregam nos terminais, separadamente,
o petróleo e a água que não atendem as especificações. A água vai para um tanque específico,
destinado a essa finalidade. Este tanque é chamado de tanque de água. Nos tanques de
petróleo a água decantada é transferida posteriormente para os tanques de água. Esta água é
carregada em navios para posterior descarte em alto mar, de acordo com os procedimentos da
Frota Nacional de Petroleiros (FRONAPE).
43
2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias
A movimentação de água nos terminais gera problemas de logística e também de
qualidade do óleo. A separação e descarte dessa água, através da Estação de Tratamento de
Efluentes (ETE), e sua posterior transferência para as refinarias ou navios para descarte em
alto mar resulta em grande movimentação da água. Aliado a isto, o pouco tempo de repouso
do óleo nos terminais acarreta o envio de petróleo desenquadrado para as refinarias.
Esses fatos acarretam, entre outros, os seguintes impactos nos terminais:
- Redução de armazenagem nos terminais;
- Sobrestadias de navios;
- Aumento do consumo de energia elétrica com bombeio;
- Desgaste de bombas, que ao invés de bombear óleo, bombeiam água com elevada
salinidade;
- Corrosão em oleodutos;
- Incrustações em tubulações e válvulas causadas por efluentes contendo sais de
cálcio e magnésio.
Nos navios, o principal impacto é a corrosão por pittings e desgaste nas chapas. A
substituição de chapas em um navio é o item mais oneroso de uma docagem, podendo
inclusive, inviabilizar a continuidade operacional do navio. Para evitar que se chegue a este
ponto são necessárias paradas mais freqüentes, para verificação dos tanques e remoção de
resíduos, que também acarretam custos elevados.
São listados a seguir, os principais impactos nas refinarias:
- Imobilização de tanques de petróleo, para armazenar água;
- Aumento acentuado de corrosão com conseqüente aumento de custos de
manutenção;
- Aumento do teor de sal nos efluentes;
- Descontroles operacionais.
Para se ter idéia do problema, a tabela 5 apresenta o volume de água produzida na
Bacia de Campos.
44
Tabela 5: Geração de Água Produzida na Bacia de Campos ANO Produção de Água
m3/ano m3/dia
1977 0 0
1978 33.588 92,0
1979 95.339 261,2
1980 125.352 342,5
1981 128.318 351,6
1982 148.253 406,2
1983 246.577 675,6
1984 528.418 1.443,8
1985 1.053.281 2.885,7
1986 2.321.954 6.351,5
1987 3.610.952 9.893,0
1988 4.122.321 11.263,2
1989 4.678.688 12.818,3
1990 4.628.028 12.679,5
1991 5.593.046 15.323,4
1992 6.875.611 18785,8
1993 8.064.061 22.093,3
1994 8.648.664 23.695,0
1995 9.495.017 26.013,7
1996 12.746.496 34.826,5
1997 13.430.445 36.795,7
1998 15.090.967 41.345,1
1999 16.924.096 46.367,4
2000 17.290.421 47.241,6
2001 18.288.202 50.104,7
Fonte: Relatório de Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002
45
Para que se tenha dimensão da produção de água em relação ao óleo, são apresentadas
na tabela 6 previsões de produção de água e óleo na Bacia de Campos.
Tabela 6: Previsão de Produção de Água e Óleo na Bacia de Campos
Bacia de Campos Previsão de Produção de Água e Óleo (m3/dia)
Ano Água Óleo
2002 62.850 188.988
2003 76.242 205.768
2004 90.855 247.071
2005 107.433 282.735
2006 125.018 324.503
2007 147.929 326.805
2008 178.198 314.965
2009 209.406 294.269
2010 233.824 275.981
2011 255.095 256.433
Fonte: UN/BC/ST/CER (Relatório Água de Produção - E&P/UN/BC/Nilce Shioya - maio 2002)
Nem toda água produzida é movimentada, grande parte é reinjetada e/ou quando
enquadrada, descartada no mar.
Para que se tenha uma visão do volume de água produzida transferida para terra,
apresentam-se as tabelas 7 e 8.
Tabela 7: Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais, em 2001 Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais em 2001
Terminal Volume de Água (m3)
Cabiúnas 1.189.776
Angra dos Reis 1.625.000
São Sebastião 2.284.856
São Francisco 79.144
Campos Elíseos 74.005
Osório (Tramandaí) 5.696
TOTAL 5.258.477
Fonte: Relatório TRANSPETRO - Adisson Nunes –maio/2002
46
Tabela 8: Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em 2001-(m3/ano) Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em
2001-(m3/ano)
A – Total descartado pelos Terminais * 5.258.477
B – Transferido pelos Terminais para as Refinarias** 439.114
C – Total Recebido Pelos Terminais 5.697.591
D – Descartado por Emissários 1.751.376
E – Descartado por Navios (alto mar) 3.507.101
C=A+B E=C-D-B * valores medidos ** valores estimados Fonte: Diagnóstico da água produzida enviada pela Bacia de Campos para os Terminais, julho-2002
2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida
Os custos aqui apresentados são baseados nas estimativas realizadas pelos registros de
movimentação feitos pelos Terminais e pelo ABAST.
Nos valores apresentados a seguir não estão incluídos custos relativos a danos em
equipamentos devido à corrosão nem a vazamentos acidentais. Sendo que estes últimos
podem envolver altas quantias, caso ocorram e sejam passíveis de multa aplicadas pela
autoridade competente.
De acordo com o relatório TRANSPETRO (NUNES, 2002) o custo médio de
movimentação de óleo nos terminais foi de US$ 0,56/m3.
Existem ainda os custos unitários de descarte de água produzida em alto mar por
navios, que em 2001 totalizaram US$ 2,67/m3, de acordo com os dados do ABAST-
LP/POL/OO. Estes custos podem ser mais bem demonstrados na tabela 9.
Tabela 9: Custo de movimentação de água produzida por navios - 2001 Custo de Movimentação de Água Produzida por Navios - 2001 Origem Destino Custo (US $) Plataformas Terminal 4.755.064 Terminal Alto Mar 8.402.821 TOTAL 13.157.885 Fonte: Dados sobre água produzida – Refino – Roberto Amorim – maio/2002
47
Os diversos componentes dos custos envolvidos serão agrupados em custos de:
movimentação nos terminais, movimentação por navios, estoque em excesso de petróleo
devido à água, sobrestadia de navios por tancagem com água e redução de carga nas
refinarias. Este somatório é apresentado na tabela 10.
Tabela 10: Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001 Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001
Movimentação nos Terminais 8.402.238
Movimentação por Navios 13.157.885
Estoque em excesso de petróleo devido a água 19.093.000
Sobrestadia de Navios 3.000.000
Redução de carga nas Refinarias 192.603
TOTAL US $ 43.845.726
Fonte: Relatório Refino – Roberto Amorim – maio/2002
2.3.4.4 Custo de Captação e Lançamento de Efluentes da Bacia de Campos
Tendo em vista que a criação do Comitê de Bacia e a conseqüente cobrança pelo uso
da água na Bacia do Rio Macaé, ainda se encontram em fase de aprovação e discussão, o
relatório Cenário de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004 fez uma estimativa do
valor a ser pago pela Unidade de Negócios da Bacia de Campos (UN-BC) devido à captação
de água. Foram utilizados os valores aprovados pela Resolução Nº 19, de 14 de março de
2002, que definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do
Rio Paraíba do Sul nos termos e condições previstos na Deliberação CEIVAP Nº 08, de 6 de
dezembro de 2001. A fórmula apresentada é a seguinte:
Cobrança mensal total = Qcap x [KO+K1+(1-K1)x(1-K2K3)] x PPU
Onde:
Qcap corresponde ao volume de água captada durante um mês (m3/mês);
KO expressa o multiplicador de preço unitário para captação (inferior a 1,0 (um) e
definido pela CEIVAP
48
K1 expressa o coeficiente de consumo para a atividade do usuário em questão, ou seja,
a relação entre o volume consumido e o volume captado pelo usuário ou o índice
correspondente à parte do volume captado que não retorna ao manancial;
K2 expressa o nível de eficiência de redução de DBO (Demanda Bioquímica de
Oxigênio) na estação de tratamento de efluentes;
PPU é o preço público unitário correspondente à cobrança pela captação, pelo
consumo e pela diluição de efluentes, para cada m3 de água captada (R$/m3).
Para cálculo do valor a ser pago pela UN-BC pela captação de água no Rio Macaé,
foram aplicados os seguintes valores:
Qcapta = 180.000 m3/mês;
KO = 0,4 – valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08;
K1 = 1 – uma vez que nenhuma parcela de água captada retorna ao Rio Macaé.
A água captada no Rio Macaé é usada par abastecer as plataformas marítimas e a sede
em Imbetiba. Não retornando ao rio os efluentes são lançados no mar e também na lagoa de
Imboassica.
Temos de acordo com o valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08: PPU = R$
0,02, o que acarretará num custo de R$ 5.040,00/mês.
A cobrança pelo lançamento dos efluentes tratados no mar deve ser avaliada por
estudo jurídico especial, considerando o grau de tratamento e conseqüentes custos envolvidos
e arcados pela Petrobras até o descarte. Outro fator importante é que segundo o relatório de
Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004, esta água não é considerada como
água subterrânea ou mesmo como um recurso hídrico. Devido à relação de produção
óleo/água, o poço deixa de ser economicamente viável e é fechado, não havendo mais
efluente a partir deste momento.
2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO
A água produzida é o fluido que é separado do petróleo em separadores de produção
nas instalações de facilidades de produção de óleo e gás. De acordo com E&P Fórum (1994)
esta água normalmente contém de 0,1 a 1 % de óleo disperso em gotículas. Sua temperatura
49
varia de 100 C a 1050 C e sua pressão de 2 a 20 barg, podendo atingir pressões bem superiores
em alguns casos. A água também pode conter partículas sólidas provenientes de reservatórios
arenosos, escamas e partículas originadas por corrosão. Pode ainda conter resíduos de
produtos químicos utilizados como: anticorrosivos, antiespumantes, inibidores de crescimento
de bactérias, bem como fluidos usados na perfuração e completação do poço.
As especificações para tratamento dos fluídos de produção dependem da origem
destes, de suas condições e método escolhido para descarga da solução salina. Os tratamentos
convencionais incluem os separadores trifásicos e respectivos métodos de tratamento para
remoção da água do petróleo. Pode ser necessário tratamento adicional para enquadrar as
exigências de descarga, usando tanques de raspagem, interceptadores de chapas paralelas,
flotação de gás, coalescedores e hidrociclones.
Outros métodos de separação são continuamente desenvolvidos e é escopo deste
trabalho estabelecer procedimentos que garantam a avaliação de novas tecnologias e,caso
viáveis, a sua implementação.
A indústria do petróleo tem sido bem atuante no sentido de desenvolver e implementar
tecnologias de tratamento de água produzida, tendo como foco o aumento de exigências
futuras, quanto à qualidade da água a ser descartada.
O objetivo desta seção é dar um breve resumo do estado da arte do tratamento de água
produzida em campos de produção onshore e offshore.
2.4.1 Separadores trifásicos
Em poços que produzem quantidades pequenas de água pode-se utilizar este processo.
A separação se dá à pressão levemente positiva e sem a formação de emulsão. A separação é
promovida por gravidade, com saídas para a água, óleo e gás. Os separadores são operados
através de controles de pressão e nível.
Vantagens:
- Processo e operação simples;
- Baixo custo;
- Pouca manutenção.
Desvantagens:
50
- Mais eficientes para pequenas quantidades de água;
- Equipamentos grandes e pesados.
2.4.2 Tanques de raspagem
São tanques grandes que podem fornecer tempo de retenção suficiente para que o óleo
fique na superfície e possa ser raspado e coletado. Estes projetos incluem os separadores API.
Vantagens:
- Processo bem conhecido com tradição na produção offshore;
- Funcionamento não depende muito do diferencial de densidade água/óleo;
- Processo e projeto simples.
Desvantagens:
- Normalmente não consegue enquadrar a água no limite de 20 ppm;
- Não funciona bem quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Equipamento grande e pesado.
2.4.3 Separadores de placas paralelas
O separador de Placas Paralelas atua por gravidade, é constituído basicamente por
placas paralelas separadas uma da outra por uma distância que varia de 4 a 10 cm. A água
oleosa ao passar entre as placas, faz com que as partículas de óleo subam para o lado de baixo
da placa de cima, onde ficam aderidas. O óleo aglutinado escoa até a superfície da água de
onde será posteriormente removido.
Vantagens:
- Processo e operação simples;
- De baixo custo;
Desvantagens:
- Equipamento grande e pesado;
51
- Não funciona bem quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Não é apropriado para plataformas flutuantes.
2.4.4 Flotação de gás
Pode ser usado como tratamento complementar aos tratamentos anteriores. O sistema
pode ser de Flotação de Gás Dissolvido - onde o gás é injetado sob pressão e dissolvido na
água e depois de segregado a baixa pressão no recipiente de flotação - ou de Flotação do Gás
Disperso - onde o gás é disperso na água por meio de um edutor ou um rotor mecânico.
Vantagens:
- Sistema efetivo para remover emulsões, quando associado ao uso de aditivos
químicos apropriados;
- Pode sob condições específicas, remover parte dos componentes dissolvidos na
água.
Para os processos apresentados, serão relatados a seguir os mecanismos de tratamento
para emulsão.
Quando ocorre emulsão, ou seja, a combinação de dois líquidos imiscíveis em
condições normais, um dos líquidos é dispersado pelo outro sob a forma de gotículas das mais
diversas dimensões. As quantidades de água podem variar de traços até 90 % de água.
A água livre, que é produzida junto com o petróleo, decanta em poucos minutos,
enquanto a emulsão deve receber tratamento especial.
Pode-se usar o tratamento com calor, mas este por si só não rompe a emulsão. É um
processo que auxilia a aceleração da separação. Usa-se para tal um aquecedor.
O tratamento químico se baseia na utilização de componente químico que deve ser
capaz de desativar o agente emulsificante que envolve as gotículas d’água. Os produtos
químicos são usados em quantidades suficientes para romper a emulsão água/petróleo. Com
isto as gotículas de óleo se juntam na superfície, e a água é descartada.
52
2.4.5 Hidrociclones estáticos
O funcionamento se baseia na indução de fluxo turbulento, em redemoinho, que gera
forças centrífugas, acarretando a separação do óleo da água. Nos hidrociclones estáticos, as
forças centrífugas são induzidas por alta taxa de fluxo.
Vantagens:
- Equipamentos leves e compactos;
- Fáceis de operar e manter;
- Baixa sensibilidade a golfadas.
Desvantagens:
- Necessitam de alimentação de pressão elevada;
- Necessitam da adição de produtos químicos para dispersão de gotículas de óleo;
- Vulneráveis a mudanças de vazão e pressão;
- Desempenho depende do diferencial de densidade água/óleo e do tamanho das
gotas de óleo.
2.4.6 Centrifugação mecânica
Em comparação com hidrociclones, este processo requer uma queda de pressão menor,
desde que a energia seja proveniente de maquina rotativa com degaseificação e pressurização
na tomada da corrente. Por outro lado, estas máquinas rotativas de alta velocidade exigem
manutenção constante e consomem muita energia.
Vantagens:
- Alta eficiência para remover óleo disperso;
- Compactas;
- Não necessitam de aditivos químicos;
- Não são afetadas pelo movimento de plataformas flutuantes.
Desvantagens:
- Alto custo de investimento e de operação;
53
- Requerem manutenção intensa;
- Alto consumo de energia;
- Só se adaptam a vazões estáveis.
2.4.7 Hidrociclones dinâmicos
Possuem tecnologia e desempenho intermediários entre Centrífugas Mecânicas e
Hidrociclones Estáticos.
Vantagem:
- Não requer uma queda alta de pressão.
Desvantagem:
- É um equipamento bem sofisticado.
2.4.8 Borbulhamento com gás (Stripping)
Técnicas de remoção de óleo por ar ou gás. Têm sido usadas em campos de gás e em
águas oleosas de difícil remoção. Seu processo é bastante complexo.
Vantagens:
- Alta eficiência;
- Remove parte dos hidrocarbonetos dissolvidos
- Se for usado ar, o processo tem menor custo.
Desvantagens:
- Não se adequa à condições de variáveis instáveis;
- Alto consumo de energia;
- Processo complexo.
54
2.4.9 Meio filtrante
Vários tipos diferentes de equipamentos integram esta categoria, inclusive
coalescedores. Estes são caracterizados pela capacidade de remoção de óleo livre e
emulsificado, sem a adição de coagulantes químicos, embora possam ser usados para
melhorar a performance do tratamento. O processo consiste na passagem da água, através de
um leito de areia ou outros materiais sintéticos.
Vantagens:
- Capacidade de enquadrar a água em 20 ppm ou menos;
- Remove óleo e emulsão.
Desvantagens:
- Equipamentos pesados, que devem ser associados a outras facilidades;
- Manutenção intensa;
- Rejeitos de difícil descarte.
2.4.10 Coalescedores
Utilizam sistemas de fluxo semelhantes a filtros. O poliuretano é usado como um
envólucro banhado em óleo. O óleo e sólidos envolvidos em óleo se reúnem no envólucro e
são automaticamente removidos.
Vantagens:
- Removem óleo e emulsão;
- Pode ser usado quando a chegada de óleo se dá em golfadas;
- Boa eficiência para quantidades maiores de óleo.
Desvantagens:
- Apresenta bom desempenho somente para pequenas vazões;
- Requer manutenção intensa e apresenta problemas técnicos que estão em
desenvolvimento.
55
2.4.11 Membranas filtrantes
O uso de membranas filtrantes, para processar a água produzida, tem sido a tônica dos
últimos anos. A indústria tem oferecido várias membranas que variam de tipo e eficiência. O
processo pode ser dividido em duas categorias: ultrafiltração e microfiltração.
A ultrafiltração opera a pressões acima de 10 bar e tem demonstrado grande eficiência
com efluentes da ordem de 10 mg/l.
A microfiltração opera com pressões menores que 3 bar, mas sua performance é menor
que a de ultrafiltração, embora melhor que de outros métodos de separação.
Vantagens:
- Alta eficiência apresenta efluente na faixa abaixo de 20 mg/l.
Desvantagens:
- Só se adequa a baixas vazões;
- Requer manutenção pesada;
- Sensível a variações do fluxo em relação a variáveis e qualidade;
- Alto investimento;
- Requer pré-tratamento, cujos produtos químicos são de descarte mais difíceis e
caros.
2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes
Uma das desvantagens do uso de membranas, é que estas permitem o acúmulo de
partículas que obturam os poros das mesmas, impedindo a filtração e interrompendo o
processo para limpeza.
O uso de membranas vibrantes é mais novo e constitui a melhoria necessária para
permitir um uso eficiente.
Um sistema novo de membranas conhecido como VSEP (Vibratory Shear Enhanced
Process) emprega vibração torcional da superfície da membrana, que cria alta energia de corte
na superfície perto dos poros. O resultado é que colóides e partículas não bloqueiam os poros
56
e são removidos. O sistema não necessita de um pré-tratamento químico para evitar formação
de escamas (http://www.vsep.com/pdf/ProducedWater.pdf - 2004).
Segundo informações do representante do fabricante, para uma unidade do
equipamento de maior vazão, teremos os seguintes dados:
Vazão total: 262,08/m3/dia
Pressão de operação: 200 psi
Vida útil das membranas: 2 anos
Período de depreciação (exceto membranas): 15 anos
Custo FOB: USD 285.000,00
Custo CIF: USD 310.300,00
Custo total por m3 (Ct) = Custo por m3 do capital + Custo por m3 de energia + Custo
por m3 de substituição de membranas + Custo da depreciação = USD 0,99
Para vazões maiores o equipamento permite a formação de baterias, o que aumentaria
a vazão tratada e diminuiria os custos de investimento. A partir da aquisição de cinco
unidades o custo FOB cai para USD 185.000,00.
Para que se tenha uma visão global do tratamento, são apresentadas as tabelas 11 e 12.
Tabela 11: Resumo dos tipos de tratamento.
Fonte: Resumo do autor
Médio •Manutenção intensa •Descarte de rejeitos
•Enquadram água em 20 ppm ou menos •Remove emulsão
Meio filtrante / coalescedores (filtração)
Baixo •Eficientes p/ pouca quantidade de água •Equipamento grande e pesado
•Processo e operação simples •Pouca manutenção
Separadores Trifásicos (gravidade)
Baixo •Processo requer o descarte dos produtos químicos usados
•Remove emulsões se associado a aditivos •Remove parte dos componentes dissolvidos
Flotação
Baixo /Médio
•Sensível a alterações de variáveis •Alto consumo de energia •Processo complexo
•Alta eficiência •Se usado ar o processo tem menor custo
Borbulhamento com gás (gás stripping)
Baixo /Médio
•Alimentação com pressão elevada •Necessita adição de produtos químicos •Sensível a variação de pressão e vazão
•Equipamento leve e compacto •Fácil operação •Não é sensível a golfadas
Hidrociclones (força centrífuga)
Baixo •Equipamento grande e pesado •Mau desempenho para chegada do óleo em golfadas •Não funciona em unidades flutuantes
•Processo e operação simples Separador de placas paralelas (gravidade)
CUSTO DESVANTAGENS VANTAGENS EQUIPAMENTO MÉTODO
57
Tabela 12: Tendências em processos de separação.
Fonte: Resumo do autor
2.4.13 Novas tecnologias
Como visto na seção anterior, o desenvolvimento de novas tecnologias para o
tratamento de água produzida é uma realidade na indústria petrolífera atual.
Na Petrobras, em complementação à remoção primária de óleo, o uso de filtração em
meios minerais foi avaliado pelo Centro de Pesquisas da Petrobras (CENPES), em convênio
com o Centro de Tecnologia Mineral (CETEM).
Dos processos avaliados, o uso de meios filtrantes de areia e carvão ativado foi
indicado como a melhor opção complementar, para o enquadramento do óleo nos limites
estabelecidos na legislação nacional vigente, < 20mg/l. Os melhores resultados para a
remoção de hidrocarbonetos emulsionados ou dissolvidos na água foram obtidos com carvão
ativado como meio filtrante. Esta alternativa vem sendo usada caso o tratamento primário não
atinja os limites legais estabelecidos.
A remoção dos demais componentes químicos da água, apesar de serem de grande
importância, não fazem parte do escopo desta pesquisa.
Para os efluentes de água produzida que são enviados às refinarias para receberem
tratamento anterior ao descarte, atualmente, estão em discussão os seguintes processos:
MENBRANAS FILTRANTES NOVAS TECNOLOGIAS
•Ultrafiltração: 10 bar, Efluentes na ordem de 10 mg/l •Microfiltração: 3 bar, Elfuentes na faixa de 15 a 20 mg/l Desvantagens: Manutenção pesada, só opera em baixas vazões, pré-tratamento e custo levado
•Meio filtrante de areia e carvão ativado •Cloração •Processo eletrolítico •Oxidação com peroxido de oxigênio •Ozonização •Tratamento biológico
MENBRANAS FILTRANTES VIBRANTES DESAFIOS
•Vibração Impede acúmulo de coloides e partículas nos poros Vazão: 262 m3 /dia Pressão: 200 psi Custo: US $ 310.300,00 Custo por m3: US $ 0,99
•Altas vazões •Qualidade do efluente •Descarte ou reuso
58
- Cloração;
- Processo eletrolítico;
- Oxidacão com peróxido de oxigênio;
- Ozonização;
- Tratamento biológico.
Todas as tecnologias aqui brevemente apresentadas constituem o estado da arte que
vem sendo usado no tratamento da água produzida. O grande desafio é atingir um tratamento
de grandes vazões com alta qualidade de efluentes, para que possam ser descartados ou
reusados dentro dos limites legais e que garantam a qualidade ambiental.
2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL
Até a vigência do Código das Águas, Decreto Nº 24.643 de 10 de julho de 1934, não
existia qualquer regulamentação referente à água ou o seu uso no Brasil.
As águas subterrâneas eram consideradas bens imóveis, ligadas a propriedade da terra.
É consenso a importância de se manter aspectos legais e jurídicos como ação de
disciplinamento e proteção do recurso água subterrânea. Destacam-se pelo seu marco
histórico e institucional vigente e pela experiência de alguns estados que instituíram,
regulamentaram e executaram as ações instrumentalizadas, conforme as necessidades de
gestão, uso ou proteção dos recursos hídricos (TUCCI et all, 2001).
Passemos a um breve resumo e alguns comentários da legislação brasileira que trata
do assunto.
Código das Águas – Decreto Nº 24. 643 de 10 de julho de 1934
Foi o primeiro código de águas do país e faz distinção entre águas comuns e águas
particulares.
No Título I, Capítulo III, Artigo oitavo, define águas particulares da seguinte forma:
“São particulares as nascentes e todas as águas situadas em terrenos que também o sejam,
quando as mesmas não estiverem classificadas entre as águas comuns de todos, as águas
públicas ou as águas comuns”.
59
O Título IV estabelece considerações sobre águas subterrâneas. Considera as águas
subterrâneas como bens imóveis associados à propriedade da terra e têm caráter inibitório de
monopolização e poluição das águas. Reconhece a estreita ligação com as águas superficiais,
limitando o direito e exploração de águas subterrâneas, sempre que seu uso possibilita
interferência nas águas superficiais de domínio público.
No Título VI, artigo 110, o código já se refere à poluição das águas e prevê a cobrança
pela sua recuperação além de imputar a esta responsabilidade criminal.
Código das Águas Minerais (DNPM) – Decreto-Lei N° 7. 841 de 08 de Agosto de 1945
Estabeleceu normas para o aproveitamento das águas minerais. Incluíam as águas
minerais, termais, gasosas, potáveis de mesa e as destinadas a fins balneários. Estabeleceu
normas para o aproveitamento das águas minerais. Seu conteúdo era confuso em relação a
conceitos de estabelecimentos de relações entre águas minerais e as demais águas. Não serão
feitas considerações sobre este aspecto uma vez que não é relevante para o estudo presente.
Código de Mineração – Decreto-Lei Nº 227 de 28 de Fevereiro de 1967
Estabeleceu a competência da União na administração dos recursos minerais e
reconheceu a água subterrânea como substância mineral dotada de valor econômico e
formadora de jazida. Na época existia a idéia de regulamentar separadamente a exploração
das águas minerais e das águas subterrâneas.
Regulamentação do Código de Mineração de 1968
Ratifica a inclusão de todas as águas subterrâneas especificadas pelo Código de Águas
Minerais sob o conceito de Jazidas Minerais.
Portaria N° 117 de 17 de Julho de 1972 – Departamento Nacional de Produção Mineral
(DNPM)
Normaliza estudos e análises bacteriológicas segundo o Código de águas Minerais.
Criação da S.E.M.A. (Secretaria Especial do Meio Ambiente) de 1973
Dá competência à Secretaria para criar Normas e Padrões referentes à qualidade dos
recursos hídricos e estabelece normas de proteção quanto ao uso do solo e a formação de
fontes naturais.
60
Lei N° 6.938 de 31 de agosto de 1981
Dispões sobre a Política Nacional de Meio Ambiente e, no seu artigo sexto, cria o
Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA) e estabelece que o Conselho Nacional do
Meio Ambiente (CONAMA) é seu órgão consultivo e deliberativo, com autoridade de propor
diretrizes e políticas governamentais e criar normas e padrões ambientais.
Resolução CONAMA Nº 1 de 23 de janeiro de 1986
Dispões sobre estudos de impacto ambiental.
Resolução CONAMA Nº 20 de 18 de Junho de 1986 – Conselho Nacional do Meio
Ambiente.
Divide em nove classes as águas doces, salobras e salinas do Território Nacional,
estabelece parâmetros e indicadores específicos para seu uso, especificando os níveis de
qualidade requeridos, assegurando seu uso preponderantes.
No artigo 21 determina que os efluentes de qualquer fonte poluidora somente poderão
ser lançados, direta ou indiretamente, nos corpos de água uma vez que obedeçam aos
parâmetros relacionados no referido artigo.
Constituição Federal – 1988
Estabelece que:
[...] são bens da União os lagos, rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um Estado da federação, sirvam de limite com outros países, ou se estendam a território estrangeiro ou dele provenham, bem como os terrenos marginais e as praias fluviais.
Determinam ainda: “[...] bens dos Estados, as água superficiais ou subterrâneas,
fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas, neste caso, na forma da lei, as decorrentes
de obras da União”.
Pelo exposto, não existem água particulares no País, sendo o uso das águas sempre
subordinado aos interesses públicos. Compete, portanto à União legislar sobre estas. Este é,
portanto um item a ser observado pelas indústrias na confecção de cenários futuros.
61
Lei Federal Nº 9. 433 de 08 de Janeiro de 1997
Instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema Nacional de
Gerenciamento de Recursos Hídricos. Esta lei resultou de um longo processo de maturação
das experiências em gerenciamento de recursos hídricos no Brasil. A lei fixou como diretriz a
integração de gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental e integrou o uso do solo à
gestão de bacias hidrográficas, sistemas estuarinos e bacias costeiras.
De acordo com Tucci et all (2002), está previsto o planejamento prévio da utilização,
preservação e recuperação dos recursos hídricos, a outorga de direitos de uso e a cobrança
pelo uso da água, como meio de reconhecer seu valor econômico e incentivar sua
racionalização. Mais um item que reforça a idéia da importância estratégica do assunto.
Abaixo é possível ver uma análise da mesma.
No capítulo I - dos fundamentos, Art. 1° A Política Nacional de Recursos Hídricos
baseia-se nos seguintes fundamentos:
I - água é um bem de domínio público;
II - a água é um recurso natural limitado, dotado de valor econômico;
Note-se que é explicitado o valor econômico.
No Capítulo III - das diretrizes gerais de ação, no Art. 3°, Constituem-se diretrizes
gerais de ação para a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos:
• A gestão sistemática dos recursos hídricos sem dissociação dos aspectos de
quantidade e qualidade;
• A adequação da gestão de recursos hídricos levando em conta às diversidades
físicas, bióticas, demográficas, econômicas, sociais e culturais das diversas regiões
do País;
• A integração da gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental;
• A integração do planejamento de recursos hídricos com o dos setores usuários de
planejamentos regional, estadual e nacional;
• A articulação da gestão de recursos hídricos com a do uso do solo;
• A integração da gestão das bacias hidrográficas com a dos sistemas estuarinos e
zonas costeiras.
62
No capítulo IV - Dos instrumentos, destacam-se:
• São instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos:
o Os Planos de Recursos Hídricos;
o O enquadramento dos corpos de água em classes;
o A outorga dos direitos de uso de recursos hídricos;
o A cobrança pelo uso;
o A compensação a municípios;
o Sistema de informações de recursos hídricos
Os Planos de Recursos Hídricos são planos diretores que visam fundamentar e orientar
a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e gerenciar os recursos hídricos.
Tem, portanto planejamento de longo prazo. Devem fazer o diagnóstico da situação atual com
a visão de disponibilidade e demandas futuras de recursos hídricos, e dentro desta visão,
estabelecer os critérios para outorga dos recursos e critérios para cobrança dos mesmos. A lei
prevê ainda áreas sujeitas a restrição de uso.
No Art.15 - A outorga de direito de uso de recursos hídricos poderá ser suspensa
parcial ou totalmente, em definitivo ou por prazo determinado, de acordo com circunstâncias
previstas na lei.
A seção IV trata da cobrança do uso de recursos hídricos, na qual a cobrança pelo uso
objetiva:
• Reconhecer a água como bem econômico e dar ao usuário uma indicação de seu real
valor;
• Incentivar a racionalização do uso da água;
Ainda não foram fixados valores, porém é previsto serem cobrados pelo uso dos
recursos hídricos, dentre outros:
• As derivações, captações e extrações de água, o volume retirado e seu regime de
variação;
• Os lançamentos de esgotos e demais resíduos líquidos ou gasosos, o volume lançado
e seu regime de variação e as características físico-químicas, biológicas e de
toxidade do efluente.
63
Na seção VI - do Sistema de Informações Sobre Recursos Hídricos, é de suma
importância a sua implementação, uma vez que sem dados para interpretar, não se pode
avaliar a situação do problema.
No seu título II a lei estabelece o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos
Hídricos, e no art. 32 cria o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, que
tem por principais objetivos:
- Coordenar a gestão integrada das águas;
- Implementar a Política Nacional de Recursos Hídricos;
- Garantir a preservação dos recursos hídricos;
- Cobrar pelo uso de recursos hídricos.
No último item verifica-se novamente que a cobrança dos recursos é um fato
irreversível e até agora não quantificado.
No capítulo II - sobre o Conselho Nacional de Recursos Hídricos, dispõe sobre a
composição do referido conselho. Este conselho deverá ser composto por representantes dos
Ministérios e Secretarias da Presidência da República no ramo e demais representantes nos
conselhos estaduais de Recursos Hídricos, representantes dos usuários da população e das
ONGs.
Em seu capítulo III a lei estabelece a atuação dos comitês de Bacia Hidrográfica, de
acordo com o Art.39, sobre a representação das Bacias Hidrográficas por representantes da:
- União;
- Dos Estados e Distrito federal;
- Dos Municípios;
- Dos usuários das águas; das entidades civis.
Nos parágrafos subseqüentes, é possível verificar uma preocupação em estabelecer
regras para o funcionamento das Bacias Hidrográficas, mas pode-se perceber de antemão a
grande gama de conflitos entre Estado, Municípios, ONGs, Indústrias e outras representações
locais.
A Lei incorpora ainda a mudança de domínio das águas subterrâneas, estabelecidas na
Constituição de 1988, mantém tratamento diferenciado para águas minerais, recomenda
mecanismos de outorga para as concessões de exploração e estabelece condições que visam
proteger as águas subterrâneas de poluição.
64
Resolução CONAMA No 237 de 19 de dezembro de 1997
Dispõe sobre Licenciamento Ambiental, no qual o órgão ambiental competente
licencia a localização, instalação ampliação e operação de empreendimentos considerados
potencialmente poluidores.
A licença ambiental esta condicionada a realização do Estudo de Impacto Ambiental e
respectivo Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente (EIA/RIMA). Compete ao Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) o licenciamento
ambiental.
Ainda nesta resolução, em seu anexo A, estão relacionadas às atividades ou
empreendimentos sujeitos ao licenciamento.
Lei No 9.605 de 2 de fevereiro de 1998
Esta lei também é conhecida como Lei de Crimes Ambientais. Regulamenta sanções
penais e administrativas oriundas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente, seguindo
uma tendência mundial de penalizar a pessoa jurídica. Foram estabelecidas modalidades de
penas aplicáveis à pessoa jurídica e seus diretores, administradores, membros de conselho,
auditores, gerentes, etc.
A lei prevê também a responsabilidade de pessoas físicas, autoras, co-autoras ou
partícipes dos crimes previstos na mesma.
Portaria No 231 de 31 de julho de 1998 – Departamento Nacional da Produção Mineral
(DNPM)
Estabelece as ações e os procedimentos necessários à definição de áreas de proteção de
fontes, balneários e estâncias de águas minerais e potáveis de mesa. Tem por objetivo a
preservação, conservação e racionalização do uso.
Resolução Nº 05 de 10 de Abril de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Estabelece diretrizes para os Comitês de Bacias Hidrográficas, visando implementar o
Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, conforme determinação da Lei N º
9. 433.
65
Lei Nº 9.966 de 28 de abril de 2000
Estabelece os princípios básicos a serem obedecidos na movimentação de óleo e outras
substâncias nocivas ou perigosas em portos, instalações portuárias, plataformas e navios em
águas sob jurisdição nacional.
A lei, em seu artigo 7, determina que portos, instalações portuárias, plataformas e suas
instalações de apoio devem dispor de plano de emergência individual e integrado, e que o
órgão ambiental local fica responsável pela consolidação destes planos e de um plano de
contingência. A lei, apesar de determinar a confecção dos planos, não se refere a um conteúdo
mínimo dos mesmos.
No artigo 17, cita-se a proibição da descarga de óleo, misturas oleosas e lixo em águas
sob jurisdição nacional, exceto sob condições previstas pela Marpol 73/78 (Convenção
Internacional para a Prevenção da Poluição Causada por Navios, concluída em Londres em
02/11/1973 e alterada em 17/02/1978), e não estando o navio, plataforma ou similar dentro
dos limites de área ecologicamente sensível. No parágrafo primeiro é estabelecido que o
descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas deve seguir
procedimento aprovado pelo órgão ambiental local.
Lei Federal 9. 984 de 17 de Julho de 2000 – Criação da A.N.A. (Agência Nacional de
Águas)
A lei institui a Agência Nacional de Águas, com a finalidade de implementar a Política
Nacional de Recursos Hídricos. A ANA é responsável pela implementação e execução da
Política Nacional de Recursos Hídricos (PNRH), ficando a SRH/MMA com a deliberação e
formulação da PNRH.
Resolução CONAMA Nº 265 de 27 de janeiro de 2000
Determina ao IBAMA, aos órgãos estaduais, municipais e ONGs, as ações de controle
e prevenção, bem como as do processo de licenciamento ambiental das instalações industriais
de petróleo e derivados localizados no território nacional.
Resolução Nº 012 de 19 de Julho de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Estabelece procedimentos para enquadramento dos corpos d’água em classes de
acordo com o uso principal, subsidiando a implementação da PNRH.
66
Resolução Nº 19 de 14 de março de 2002 - Conselho Nacional de Recursos Hídricos
(CNRH)
Definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do
Rio Paraíba do Sul, de acordo com o Comitê para a Integração da Bacia Hidrográfica do Rio
Paraíba do Sul, nos termos e condições previstos na Deliberação/CEIVAP Nº 08 de 6 de
dezembro de 2001.
2.5.1 Comentários
Como exposto no item anterior o marco inicial da legislação de água no Brasil foi o
Código das Águas de 1934. Nele era assegurado o uso gratuito de qualquer corrente ou
nascente, mas também permitia a propriedade particular da água.
Nas décadas seguintes pouca coisa foi acrescentada. Na década de 80, devido a
pressões ambientais, foram sendo criadas legislações mais específicas:
• É sancionada a Lei 6.938 que cria o SISNAMA, dando origem ao CONAMA.
• Em 1986 surge a Resolução Nº 20, estabelecendo a classificação das águas.
• Em 1988, a Constituição Federal estabelece que: “[...] são bens da União os lagos,
rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um
estado da federação [...]”. Estabelece ainda: “[...] são bens dos Estados, as águas
superficiais ou subterrâneas, fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas
nesse caso, na forma da lei, as decorrentes de obras da União”.
A partir daí deixam de existir águas particulares no País, o uso das águas está, portanto
subordinado aos interesses públicos, cabendo à União legislar sobre elas.
A lei 9.433 instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema
Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, fruto da experiência de gestão associada à
proposição de melhorias para o País.
São criadas as Agências de Água, que têm como área de atuação uma ou mais bacias
hidrográficas, tendo por competência o planejamento de recursos hídricos da bacia e a
cobrança pelo uso da água, visando à viabilidade financeira da gestão. O sentido inovador é a
parceria entre Estados, Municípios, ONGs e a sociedade civil, gerindo bens e serviços
públicos.
67
A Resolução CONAMA Nº 265 de 2000, determinou à Petrobras a realização de
auditorias ambientais independentes de todas as suas instalações de petróleo e derivados em
todo território Nacional.
Nesse breve panorama podemos perceber que as ações de controle e qualidade dos
sistemas legais de gestão tem uma indicação clara do aumento de exigências dos parâmetros
ambientais, bem como da cobrança pelo uso de recursos hídricos e descarga de efluentes.
2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE
Nos anos 50 a sociedade começa a vivenciar uma época de desenvolvimento industrial
acentuado e, ligado a este fato, surge uma das principais conseqüências: a poluição.
De acordo com Martini Junior e Gusmão (2003) o desgaste da imagem das indústrias
química e de petróleo tem como referência uma série de acidentes ocorridos nas décadas de
70 e 80, que tiveram um tratamento destacado na mídia, como:
• Em Flixborough na Inglaterra – 1974, uma explosão de ciclohexano provocou a
morte de 28 trabalhadores e feriu outros 36.
• Em Sevezo – Itália em 1976, um vazamento de tetracloro-dibenzo-dioxina,
acarretou em 220.000 feridos.
• Em Bhopal – Índia em 1984, um vazamento de metil isocianato matou 3.800
pessoas e deixou 200.000 feridos.
• Na cidade do México em 1984, explosão de GLP, 490 mortos e 7.000 feridos.
• No Golfo do Alasca em 1989, 44 milhões de litros de óleo, vazaram do navio
Exxon Valdez, provocando uma das maiores tragédias ecológicas que se tem
notícia.
Fatos como esses levaram a opinião pública a se voltar contra as indústrias e estas em
resposta passaram a gerenciar seus riscos ambientais.
A indústria ao gerenciar seus riscos ambientais concentrou-se nos estudos técnicos econômicos de probabilidade e magnitude de fenômenos indesejáveis e na determinação de qual grau de risco é aceitável, fundamental para as atividades de engenharia, mas de pouca relevância para a opinião pública. (MARTINI JUNIOR e GUSMÃO, 2003, p 20.).
68
Todas as indústrias competitivas do mundo moderno seguiram a tendência mundial de
aplicar um sistema de gestão às suas atividades. Estes sistemas vieram se desenvolvendo
através de décadas, após os anos 70. Segundo Donaire (1999).
Em relação ao ambiente, nada pior do que tentar aparentar uma imagem que não condiz com a realidade. As declarações públicas sobre os problemas ambientais devem caracterizar-se por dizer a verdade e agir de acordo com o que se diz.Estar mais preocupada com aquilo que a empresa fez e faz e não com o que pretende fazer. Ter coerência entre intenção e ação é a política mais adequada a ser obedecida pela área de comunicação.
A seguir apresenta-se uma retrospectiva do desenvolvimento dos sistemas de gestão,
com foco especial para os sistemas de gestão ambiental, que é um dos objetivos desta
dissertação.
2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS
Segundo Duque (2004) nos anos do pós-guerra, o Japão desenvolveu uma grande
capacidade produtiva, com diversas linhas de produtos, dentre esta diversidade, havia um
ponto em comum, todos apresentavam baixa qualidade.
Surge então Edwards Denning que desenvolveu o mundialmente conhecido ciclo
PDCA, cujo fundamento é a garantia da melhoria contínua do processo produtivo, onde:
P = PLAN (PLANEJAR) planejamento de todas as atividades de processo a serem
desenvolvidas.
D = DO (DESENVOLVER) desenvolvimento de todas as atividades de processo.
C = CHECK (CONTROLAR) verificação do que foi executado em com o planejado.
A = ACT (AGIR) analise da causa dos desvios e replanejamento das melhorias.
Em 1947, foi fundado um organismo internacional, a International Organization for
Standardization (ISSO), com sede em Genebra, na Suíça. O objetivo era a criação de padrões
internacionais para a garantia da qualidade de produtos e serviços. Pode-se ver na figura 8 a
origem da família ISO.
69
TODAS UTILIZADAS EM RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE COMPRADORES E FORNECEDORES
EXPERIÊNCIA NO USO DESTAS NORMAS
1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001
ISO 9002ISO 9003
ISO 9004-1 OUTRASNORMAS ISO
Diretrizes paraseleção e uso
Modelos paraGarantia daQualidade
Diretrizes paraSistemas deGestão daQualidade
Complementamas normasbásicas
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Conceitos eVocabulário
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Requisitos
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Diretrizes Gerais
ISO 9000 ISO 9001 ISO 9004NORMAS
COMPLEMENTARES
CANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROS
Complementamas normasbásicas
AN
O 1
994
AN
O 2
0 00
TODAS UTILIZADAS EM RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE COMPRADORES E FORNECEDORES
EXPERIÊNCIA NO USO DESTAS NORMAS
1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001
ISO 9002ISO 9003
ISO 9004-1 OUTRASNORMAS ISO
Diretrizes paraseleção e uso
Modelos paraGarantia daQualidade
Diretrizes paraSistemas deGestão daQualidade
Complementamas normasbásicas
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Conceitos eVocabulário
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Requisitos
Sistemas de Gestãoda Qualidade -
Diretrizes Gerais
ISO 9000 ISO 9001 ISO 9004NORMAS
COMPLEMENTARES
CANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROSCANADÁCZ299
EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208
OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9
REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29
OUTROS
Complementamas normasbásicas
AN
O 1
994
AN
O 2
0 00
A Família ISO 9000 A Família ISO 9000 --OrigemOrigem
Workshop SGI IEES
Figura 8: Origem da família ISO 9000 Fonte: Workshop SGI/IEES
Em 1987 foi publicada a série ISO 9000, primeira família da norma ISO, sobre
Sistemas para Gestão e Garantia da Qualidade. Em 1991, no Brasil, a ABNT adota esta norma
e lança a NBR ISO 9000.
A ISO 9000 foi revisada pela primeira vez em 1994, com pequenas adequações, e em
2000 surge à segunda revisão, com alterações que valem até hoje. Os principais focos das
alterações foram:
- Comprometimento de lideranças;
- Gerenciamento de projetos;
- Melhoria contínua e definição clara de objetivos e metas;
- Eficácia com foco no atendimento ao cliente.
70
É claro que com a nova família de normas ISO para sistemas de qualidade, surge uma
tendência que leva ao conceito de Sistema de Gestão Integrada – SGI, visando facilitar as
organizações, o seu gerenciamento e planejamento.
Em decorrência de uma série de acidentes ambientais, em nível mundial, comentados
no início desse item, surge uma grande onda de pressão pela gestão ambiental. Em 1996 a
ISO publica as normas da série 14000, Sistemas de Gestão Ambiental – Especificações e
Diretrizes para Uso. No Brasil é lançada pela ABNT com a nomenclatura NBR ISO 14001.
Em sua introdução ela coloca: “Para atingir os objetivos ambientais, convém que o sistema de
gestão ambiental estimule as organizações a considerarem a implementação de melhor
tecnologia disponível quando apropriado e economicamente exeqüível”. (NBR ISO
14001:1996)
Esta norma compartilha objetivos comuns de sistemas de gestão com a série de
Normas ISO 9000 para sistemas de qualidade, conforme modelo que será reproduzido na
figura 9.
Figura 9: Modelo de Sistema de Gestão Ambiental Fonte: NBR ISO 14001:1996
MELHORIA CONTÍNUA
VERIFICAÇÃO E AÇÃO
CORRETIVA
POLÍTICA AMBIENTAL
PLANEJAMENTO
IMPLEMENTAÇÃO E
OPERAÇÃO
ANÁLISE CRÍTICA
PELA ADMINISTRAÇÃO
71
Vamos comentar a seguir as normas relativas a Sistemas de Gestão em Segurança e
Saúde no Trabalho.
Após o evento da série ISO 14000 notou-se que o sistema de gestão integrada não
estava completo, faltava gerenciar a Segurança e Saúde para assegurar a qualidade total.
Passou-se então a adoção da norma OHSAS 18001:1999, Occupacional Health and
Safety Assessment Series – Specification, visando aprimorar a gestão em Saúde e Segurança,
como na figura 10.
Figura 10: Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 E OHSAS 18001 Fonte: Workshop SGI/IEES
A adoção dessas normas permite a certificação por organismos internacionais e passa a
ser uma espécie de cartão de visitas das empresas, demonstrando sua vontade de garantir o
desenvolvimento sustentável.
Na tabela 13 vê-se a correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS
18001.
IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001
O H S A S O H S A S 1800118001
P lane jam ento
O b je tivosO b je tivos
A nálises C ríticas
A ud ito rias In ternas
M on ito ram ento
M e lho ria C ontínua
C apac itação de P essoa l
P o lítica
R esponsab ilidades e A u to ridades
M ed içãoM etas
IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001
O H S A S O H S A S 1800118001
P lane jam ento
O b je tivosO b je tivos
A nálises C ríticas
A ud ito rias In ternas
M on ito ram ento
M e lho ria C ontínua
C apac itação de P essoa l
P o lítica
R esponsab ilidades e A u to ridades
M ed içãoM etas
C om patib ilidade entre C om patib ilidade entre as N orm asas N orm as
W orkshop S G I IE E S
72
Tabela 13: Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS 18001
ISO 9001 ISO 14001 / OHSAS 18001
4.1 Requisitos gerais 4.1 Requisitos gerais
4.2.2 Manual da qualidade 4.4.4 documentação do SGA/SGSS
4.2.3 Controle de documentos 4.4.5 Controle de documentos
4.2.4. Controle de registros 4.5.3 Registros
5.1 Comprometimento da direção 4.3.1 Aspectos ambientais / Identificação de perigos
5.3 Política da qualidade 4.2 Política de MA / SSO
5.4.1 Objetivos da Qualidade 4.3.3 Objetivos e metas de MA / SSO
5.4.2 Planejamento do SGQ 4.3.4 Programa de gestão ambiental/
Programa de gestão de SSO
5.5.1 Responsabilidade e autoridade 4.4.1 Estrutura e responsabilidade
5.5.2 Representante da Direção 4.4.1 Estrutura e responsabilidade
5.5.3 Comunicação interna 4.4.3 a) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação
5.6.1 Análise Crítica pela Direção 4.6.Análise Crítica pela Administração
6.1 Provisão de recursos 4.4.1 Estrutura e responsabilidades
6.2.2 Competência, conscientização e
treinamento
4.4.2 Treinamento, conscientização e
competência
7.2.1 Determinação de requisitos
relacionados aos produtos
4.3.2 Requisitos legais e outros requisitos
4.5.1 Monitoramento e medição/ medição de
performance e monitoramento
7.2.3 Comunicação com o cliente 4.4.3 b) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação
7.4.1 Processo de aquisição 4.4.6 c) Controle operacional
7.5.1 Controle de produção e fornecimento de serviço
4.4.6 a) e b) Controle operacional
7.6 Controle de dispositivos de medição e monitoramento
4.5.1 Monitoramento e medição
8.1 medição análise e melhoria generalidades 4.5.1 Monitoramento e medição
8.2.2 Auditoria interna 4.5.4 auditoria do SGA/ Auditoria
8.2.3 Monitoramento e medição de processo 4.5.1 Monitoramento e medição / medição de performance e monitoramento
8.5.2 Ação corretiva 4.5.2 Não conformidade e ação corretiva e preventiva
8.5.3 Ação preventiva 4.5.2 Acidentes, incidentes não-conformidades e ação corretiva e preventiva.
Fonte: Workshop SGI/IEES
73
Conforme exposto, a adoção de um sistema de gestão integrada, além de ser um
método eficiente de gestão, apresenta um elenco de valores associados como redução de
custos, diminuição de documentação, maior e melhor desempenho gerencial, levando a um
conseqüente aumento de produtividade.
Como se pode observar no item 2.5 há um crescente rigor na legislação, de uma
situação de incipiência e timidez, para um status de maior exigência, com maior controle do
Estado. Nesse item verifica-se que as pressões sociais levaram a indústria a quebrar velhos
paradigmas e partir para sistemas de gestão mais modernos e compatíveis com as novas
realidades sociais.
74
3 SISTEMA DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS
3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA
A Petrobras foi criada em 03 de outubro de1953 pela Lei Federal n0 2004, assinada
pelo então Presidente da República, Sr. Getúlio Vargas. Sua missão era executar as atividades
do setor petróleo no país em nome da União.
Segundo Relatório de Gestão 2002 (Petrobras, 2002a), onde foram coletadas as
informações aqui apresentadas, a Empresa, em dezembro de 2001, possuía 39.979
empregados e 40 unidades operacionais, dentre as quais, regiões de exploração e produção,
terminais, refinarias e fábricas de fertilizantes.
Para a movimentação de seus produtos, a empresa conta com 124 navios, sendo 62
próprios. Conta ainda, com cerca de 15.500 km de oleodutos e gasodutos.
Em sua estrutura, a Companhia, possui cinco subsidiárias:
- Distribuição;
- Atividades internacionais;
- Transporte de petróleo e derivados;
- Produtos petroquímicos;
- Gás natural.
A produção média de petróleo atingiu 1.710.000 barris/dia em 2003, de acordo com
httpp://www2.Petrobras.com.Br –2004.
3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS
Assim como ocorreu em nível internacional (ver item 2.6), no Brasil e mais
especificamente com a Petrobras, ocorreram alguns incidentes graves como: (1) a explosão de
uma esfera de gás liquefeito de petróleo (GLP), em 1972, na Refinaria Duque de Caxias, Rio
de Janeiro, RJ; (2) o rompimento de uma linha de hidrocarbonetos em uma favela de Vila
75
Socó, Cubatão, SP em 1984; (3) também em 1984 o incêndio da Plataforma de Enchova na
Bacia de Campos, RJ.
Esses acidentes contabilizaram elevado número de mortos. Em 2000, 1,3 milhão de
litros de óleo foi derramado na Baia da Guanabara – RJ, devido ao rompimento do oleoduto
que ligava a Refinaria de Duque de Caxias ao Terminal da Ilha d’Água, no Rio de Janeiro.
Em julho do mesmo ano, devido ao rompimento do oleoduto que liga o Porto de São
Francisco do Sul e a Refinaria Presidente Getúlio Vargas, no Paraná, vazaram
aproximadamente 4 milhões de litros de petróleo nos rios Barigui e Iguaçu. Em 2001 um novo
acidente de grandes proporções ocorreu, uma explosão originou o afundamento da Plataforma
P-36, acarretando a morte de 11 empregados, na Bacia de Campos, Rio de Janeiro.
A Empresa tradicionalmente mantém uma preocupação com a segurança de seus
trabalhadores, bem como o respeito ao meio ambiente. Com as lições duramente aprendidas
pelo advento dos acidentes ocorridos assumiu a postura de enfrentar a situação com atitude de
total transparência e tomada de providências para reverter o quadro.
Será focada uma visão mais recente, na qual se origina sua visão atual.
Desde 1991 a empresa vem, de forma sistemática, promovendo melhorias em sua
gestão e tendo como referencial os princípios da Qualidade Total. A partir daí iniciaram na
companhia uma série de programas de sensibilização e capacitação de empregados.
Em 1993, objetivando saber o quanto os princípios de Qualidade Total estavam
incorporados à gestão e também incrementar o processo de melhorias foi iniciada a avaliação
com base nos Critérios de Excelência do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ).
Em 1994 iniciou-se o trabalho para obtenção de certificações dos processos produtivos
de acordo com a série de normas ISO 9000.
3.3 VISÃO DE EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO
Em 1995 foi iniciado o trabalho de obtenção da ISO 14000 e BS 8800, de modo a
assegurar que as atividades industriais se desenvolvam com foco na preservação do meio
ambiente e na segurança e saúde dos empregados, sendo então obtidas, treze certificações.
Os benefícios alcançados pelas ações corporativas deram sustentação a Gestão pela
Qualidade Total (GQT) da companhia, preparando-a para competir no mercado aberto
nacional de petróleo.
76
A empresa, em seu Plano Estratégico, estabeleceu a Visão 2010, que consiste: “A
Petrobrás será uma empresa de energia com forte presença na América Latina, atuando com
foco na rentabilidade e responsabilidade social” (PETROBRÁS, Plano estratégico 2003 –
2007).
Estabelece também a missão:
Atuar de forma segura e rentável nas atividades da indústria do óleo, gás e energia, nos mercados nacional, internacional, fornecendo produtos e serviços de qualidade, respeitando o meio ambiente, considerando os interesses dos acionistas e contribuindo para o desenvolvimento do país (PETROBRAS, Plano Estratégico 2003 – 2007).
O Plano estabelece ainda valores:
- A valorização dos principais públicos de interesse, incluindo acionistas, clientes e
empregados, sociedade, governo, parceiros e comunidades em que a atua;
- Espírito empreendedor e de superação de desafios;
- Foco na obtenção de resultados de excelência;
- Espírito competitivo inovador com foco na diferenciação em serviços e
competência tecnológica;
- Excelência e liderança em questões de Segurança, Meio ambiente e Saúde (SMS);
- Busca permanente da liderança empresarial.
Comportamentos:
- Ética nos negócios;
- Liderança pelo exemplo;
- Ênfase na integração e no desenvolvimento de trabalho em equipe;
- Foco no desenvolvimento e sustentação de vantagens competitivas;
- Acompanhamento rigoroso dos resultados com reconhecimento e
responsabilização pelo desempenho;
- Transparência nas relações com acionistas, empregados, comunidades e com os
demais públicos de interesse.
Objetivos:
- Atuar de forma preventiva na proteção do ser humano e do meio-ambiente,
mediante identificação e monitoramento dos riscos operacionais;
77
- Manter-se permanentemente preparada para emergências e atuar para mitigar os
impactos delas decorrentes;
- Atuar no gerenciamento dos impactos ambientais e sociais das suas atividades;
- Desenvolver o mercado de soluções alternativas de energia;
- Ser reconhecida no mercado pelo alto nível de qualidade de seus produtos e
serviços e pela aderência aos padrões internacionais de segurança, meio ambiente
e saúde.
Este plano estabeleceu valores, comportamentos e estratégia corporativa para todos os
seus segmentos de negócios, definindo plano de investimentos, metas financeiras e políticas,
sendo que esta última foi subdividida em:
- Atuação Corporativa;
- Disciplina de Capital;
- Desenvolvimento de Novos Negócios;
- Recursos Humanos;
- Segurança, Meio Ambiente e Saúde;
- Comunicação.
3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS
Em 1974 a Petrobras já possuía uma política de Proteção Industrial. A Divisão de
Engenharia de Segurança Industrial e do Meio Ambiente, que era um órgão ligado ao
Gabinete do Presidente, foi criada em 1977. Pode-se observar como ocorreu a evolução do
gerenciamento destas funções na tabela 14, a seguir.
78
Tabela 14: Evolução da gestão de SMS na Petrobras
Controle de Poluição Criação da Divisão de Engenharia de Segurança e Meio Ambiente
Princípios Gerais de Proteção, baseados em: Responsabilidade; Prioridade; Antecipação Diretrizes Gerais de Gerenciamento Ambiental Postura Gerencial; Compromissos com comunidades; Convênios para Preservação Ambiental
Processo Petrobras de QMASI Início do Processo de Gestão com base na ISO – 14001 e BS 8800 ou OHSAS 18001 Programa Corporativo de Auditorias das Funções MASI
Política Integrada de Segurança, Meio Ambiente e Saúde Reestruturação da área em toda a Companhia Criação Do Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional Redirecionamento estratégico da Companhia para as questões ambientais
1970 1980 1990 2000 Fonte: Amaral, 2004
Essas políticas se referem ao aspecto macro da Companhia, porém norteiam cada
órgão empresarial.
A área corporativa de SMS, que estava ligada ao Gabinete da Presidência, se desliga
da mesma em 2001, por ter atingido os objetivos de demonstrar o comprometimento da Alta
Gerência e disseminar a nova cultura, passa então, a ser ligada a Diretoria de Serviços. Como
principais alterações devido à mudança,são citadas:
- A responsabilidade em SMS nas unidades operacionais, passa a ser dos Gerentes
das mesmas;
- Melhor definição das atribuições e responsabilidades do pessoal de SMS
corporativo e dos demais profissionais , que atuam nos diversos segmentos da
Companhia;
- A área de saúde passou para a estrutura do Gerente Executivo de SMS.
Em 2003, por ocasião da revisão do Plano Estratégico, foi revisada e aprovada, a nova
Política de SMS, transcrita a seguir:
79
• Educar, capacitar e comprometer os empregados com as questões de SMS, envolvendo fornecedores, comunidades, órgãos competentes e demais partes interessadas;
• Considerar nos sistemas de conseqüência e reconhecimento, o desempenho de SMS;
• Atuar na promoção da saúde, na proteção do ser humano e do meio ambiente, mediante identificação, controle e monitoramento de riscos, adequando a segurança de processo às melhores práticas mundiais e mantendo-se preparada para emergências;
• Assegurar a sustentabilidade de projetos, empreendimentos e produtos ao longo de seu ciclo de vida, considerando-se os impactos e benefícios nas dimensões econômica, ambiental e social;
• Considerar a eco-eficiência das operações, minimizando os impactos locais adversos inerentes às atividades da indústria. (PETROBRAS, Diretoria Executiva, 17/04/2003)
A Política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde contempla 15 Diretrizes
Corporativas, aprovadas pela Diretoria Executiva em 27/12/2001. Estas Diretrizes se
subdividem em 79 requisitos que compõe o sistema de gestão corporativo e cada unidade de
negócio da Companhia faz as devidas adaptações à sua realidade. Como estas diretrizes e
requisitos, estão ligados ao tema do presente trabalho, são transcritos no Anexo A, uma vez
que poderão ser usados para avaliar o sistema de gestão do estudo de caso apresentado no
capítulo 4 desta Dissertação.
3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS
A partir do estabelecimento da Lei nº 9.433/97, que define a nova política nacional de
recursos hídricos e que tem por princípio básico a organização de bacias hidrográficas como
unidade de planejamento, que ainda se encontra em fase de implementação, alguns estados
vêm aprovando suas leis para o setor de recursos hídricos. Desta maneira, alguns comitês de
bacia já estão atuando. Os critérios de outorga e cobrança para captação e lançamento de
efluentes ainda estão em fase de discussão.
A Petrobras, devido às características de sua atividade, é uma grande consumidora de
água, e algumas de suas unidades operam em áreas de demanda crescente. Surgiu, portanto a
necessidade de conhecer a demanda presente e futura em suas áreas de atuação. Em janeiro de
2002, o órgão corporativo de Meio Ambiente estabeleceu uma especificação técnica para a
construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos. A especificação contempla
também o lançamento de efluentes industriais, uma vez que o mesmo também será outorgado,
80
tornando-se necessário o conhecimento da disponibilidade de corpos receptores para
receberem efluentes. Para tanto é necessário o estabelecimento de cenários que levem em
consideração a legislação nacional e local sobre gerenciamento desses recursos.
Com base nessa especificação foi feita uma concorrência para a emissão de um
relatório de construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos.
Os principais objetivos desse trabalho são:
- O estabelecimento de cenários de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos
(20 anos) sobre a demanda e disponibilidade das fontes de suprimento das
unidades operacionais selecionadas para fazerem parte do estudo;
- Avaliação do potencial, da disponibilidade e da vulnerabilidade das águas
subterrâneas nas regiões das unidades selecionadas;
- Diagnostico da situação atual e avaliação da disponibilidade dos corpos d’água
para o lançamento de efluentes;
- Alternativas para captação de água e lançamento de efluentes, caso os cenários
futuros sejam desfavoráveis;
- Identificação das unidades operacionais que deverão reduzir o consumo de água e
o lançamento de efluentes.
A Fundação Brasileira para o Desenvolvimento Sustentável, venceu a concorrência e
já apresentou o relatório à Petrobras.
Dando prosseguimento à Política Petrobras de Excelência na Gestão de SMS, foi
criado o Projeto Corporativo para a excelência no Gerenciamento de Efluentes e Recursos
Hídricos que tem por objetivo as seguintes ações:
- Conhecimento da conjuntura nacional e internacional sobre gerenciamento de
efluentes e recursos hídricos;
- Diagnóstico interno de efluentes e recursos hídricos;
- Cenários de disponibilidade de recursos hídricos nas regiões onde a Petrobras
opera;
- Elaboração de norma Petrobras sobre gestão de efluentes e recursos hídricos;
- Sistema corporativo de informações sobre efluentes e recursos hídricos.
Através do Documento Interno Petrobras (DIP) SMS 000155/2003, de 18/07/2003, foi
constituído um grupo de trabalho para implantar o Sistema Corporativo Informatizado de
Dados sobre Efluentes e Recursos Hídricos – DATA HIDRO.
81
O produto final será uma base de dados que vai permitir consultas, geração de gráficos
e relatórios sobre cada unidade de negócios. Estes dados envolvem:
- Dados administrativos;
- Fluxogramas do tratamento de águas, com descrição do processo e usos da água
após o tratamento;
- Fluxograma de tratamento de efluentes, descrição dos equipamentos, detalhes do
lançamento no corpo receptor;
- Água captada, parâmetros de qualidade, volumes;
- Efluentes lançados, parâmetros de lançamento aplicáveis, vazão de efluentes;
- Balanço hídrico, vazão de captação de diversas fontes, vazão de efluentes nos
diferentes corpos receptores, consumo, vazão de águas pluviais limpas, coletadas
pelos sistemas de segregação;
- Valores cobrados;
- Resumo de cada área de negócios.
82
4. ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO
4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO
A UN-ES conta com aproximadamente 615 empregados, segundo dados de julho de
2003. Tem sua sede estabelecida em Vitória, estado do Espírito Santo e uma base de apoio
operacional em São Mateus, norte do estado. Suas atividades de exploração e produção estão
distribuídas entre o município de Piúma, no Estado do Espírito Santo e o município de
Caravelas, no Estado da Bahia.
Hoje, a UN-ES conta com mais de 1000 poços perfurados na região e tem cerca de
360 poços em operação, sendo 290 de óleo, 12 de gás e 58 de injeção de água.
Conta ainda com 10 estações de coleta, tratamento, processamento, especificação e
transferência de óleo e gás, 3 plataformas fixas de produção e um navio de coleta,
processamento e transferência de óleo e gás natural, uma unidade de dessulfurização de gás
natural, uma unidade de processamento de gás natural, redes de dutos e um laboratório de
análise de rochas.
O empreendimento, envolvendo a exploração e produção de petróleo e gás natural pela
Petrobras no Espírito Santo, norte capixaba, situa-se nas áreas dos municípios de Conceição
da Barra, São Mateus, Jaguaré e Linhares. A sede da UN-ES/NC (Unidade de Negócio, do
Espírito Santo, Norte Capixaba), onde foi realizado este estudo de caso, está localizada no
município de São Mateus, distante de Vitória 225 km, pela Rodovia BR 101 – NORTE.
De acordo com o Relatório de Impacto Ambiental de 1998, os primeiros registros da
Petrobras no Estado datam de 1957, quando chegou um grupo para realizar os primeiros
estudos geofísicos da região.
O primeiro poço perfurado foi no município de Conceição da Barra, em 1959. O
primeiro poço a apresentar óleo com possibilidades de produção, embora tenha sido perfurado
em 1969, permaneceu em testes até 1973, quando foi colocado em produção junto com poços
do Campo de Fazenda Cedro, tendo início então a produção comercial de óleo. Este poço
apesar do tempo, ainda está em produção.
A produção de todo o Estado do Espírito Santo, em 21/07/2004, é de 41.369 barris/dia
de óleo, tendo seu record acontecido em 20/04/2003, com 48.842 barris/dia de óleo.
83
A Petrobras, através de seu empreendimento no estado, tem por objetivo principal a
produção de petróleo e gás natural. A produção de hidrocarbonetos na bacia do Espírito Santo
pretende suprir de gás uma região potencialmente consumidora, representada pela Grande
Vitória, além de contribuir diretamente para o aumento da produção de petróleo no país.
A importância da atividade na região no contexto socioeconômico dos municípios
envolvidos é enorme uma vez que estes se beneficiam com a arrecadação de royalties que
incidem sobre a produção, e também com os impostos recolhidos pela empresa. A justificativa
que permite a viabilidade econômica do empreendimento é a perspectiva do aumento da
produção de gás natural, que é hoje a prioridade principal do estado, levando-o à região da
Grande Vitória, onde é uma excelente alternativa para as indústrias já instaladas e que
pretendam se instalar. A figura 11 apresenta a área de atuação da Empresa no Espírito Santo.
84
Figura 11: Área de atuação da UN-ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN-ES
85
4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO
A estrutura organizacional da UN-ES compreende o Gerente Geral, Gerências
Funcionais, Gerências Assessoras e Gerências Setoriais. Como visto na figura 12
Figura 12: Organograma da UN – ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN - ES
4.3 PROCESSO DE INJEÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA
O petróleo nos poços é bombeado por um dispositivo mecânico chamado cavalo de
pau, daí vai para tanques de armazenamento como visto na figura 13.
86
Figura 13: Cavalo de Pau e Tanques de Armazenamento Fonte: Foto do autor
Dos tanques são transferidos para carretas que, posteriormente farão o transporte até as
estações de tratamento onde são descarregadas (figura 14).
Figura 14: Descarregamento de carretas Fonte: foto do autor
87
O óleo é daí bombeado para o inicio do processo, nos tanques de flotação (figura 15).
Figura 15: Tanque de flotação Fonte: foto do autor
Nesses tanques a água decantada é transferida para um tanque pulmão, de onde é
bombeada pelas bombas de circulação para os filtros (figura 16).
88
Figura 16: Filtro misto (à direita)
Fonte: foto do autor
Na instalação onde foi realizado o presente estudo são utilizados dois filtros mistos e um filtro
de cartucho (a direita da figura 17).
89
Figura 17: Filtro de cartucho (à direita) Fonte: foto do autor
Dos filtros, a água vai para o tanque de injeção (tanque à esquerda da figura 17) de
onde será bombeada pelas bombas de injeção (figura 18).
90
Figura 18: Bombas de injeção Fonte: fotos do autor
A água então vai para um manifold onde é direcionada para a injeção nos diversos
poços da região (figura 19).
91
Figura 19: Manifold de água de injeção Fonte: foto do autor
A água no tanque de injeção recebe um tratamento químico, que consiste de biocida -
que tem por finalidade evitar o crescimento de micro-organismos que poderiam danificar a
formação, inibidor de incrustação, seqüestraste de oxigênio e inibidor de corrosão.
Os valores assegurados de qualidade da água de injeção, de acordo com o
procedimento E&P-EP-26-00032-0, Tratamento e Injeção de Água Produzida são os
seguintes:
- Teor de sólidos suspensos totais, máximo de 20 mg/l;
- Teor de óleo contaminante, máximo de 2,5 mg/l.
Para garantir os valores estipulados, é feita coleta para análise, na entrada e saída do
tanque flotador, entrada e saída dos filtros e na descarga da bomba de injeção.
A seguir o fluxograma simplificado do processo de injeção de água, é apresentado na
figura 20.
92
Tanque Flotador Tanque Flotador Tanque Pulmão
Bombas de
Circulação
Filtro Misto Filtro Cartucho
Tanque de Injeção
Bombas de Injeção
φφφφ 3” φφφφ 2” φφφφ 2”
φφφφ 3” 2200 m 3300 m 1000 m
400 m
Figura 16
Figura 15
Figura 18
Figura 17
“manifold de injeção”
Figura 19
Figura 20: Fluxograma simplificado do processo de injeção de água nos poços Fonte: UN-ES, 2004
4.3.1 Dados sobre a água produzida
A tabela 15 apresenta a produção de água a partir de 1983, nos campos de produção do
norte capixaba.
93
Tabela 15: Produção de Água nos Campos de Produção do Norte Capixaba
ANO m3 m3/dia
1983 123.643 339
1984 143.030 391
1985 206.027 564
1986 233.316 639
1987 343.594 941
1988 359.295 982
1989 343.744 942
1990 267.828 734
1991 334.824 917
1992 408.023 1.115
1993 391.272 1.072
1994 484.135 1.326
1995 482.444 1.322
1996 494.534 1.351
1997 476.691 1.306
1998 501.746 1.375
1999 532.486 1.459
2000 593.995 1.623
2001 572.585 1.569
2002 672.264 1.842
2003 607.714 1.665
Fonte: Portal/Petrobras http://portal.ep.Petrobras.com.br/Produção/ProduçãoSeguro/Tabela.asp – 2004
Verifica-se que no período referendado, a produção de água associada ao petróleo foi
de 8.089.055 m3. No mesmo período foram injetados 7.612.533 m3, ou seja, ao longo destes
21 anos houve a necessidade de descarte de água produzida, com seus conseqüentes custos.
Por outro lado a água de injeção também tem custos de tratamento, de forma a não
prejudicar a formação.
Observa-se na tabela a seguir o panorama de água e efluente nos anos 2002 e 2003 de
todas as instalações terrestres do Espírito Santo.
94
Tabela 16: Consumo e custos da água nos Campos de Produção Terrestres
ÍNDICES UNIDADES 2002 2003
ÁGUA DOCE
Consumo total de água doce bruta m3 287.977 421.751
Consumo de água doce bruta via concessionária m3 20.736 21.292
Custo médio de água doce bruta via concessionária R$/ m3 2,32 3,19
Custo total de água doce bruta via concessionária R$ 48.107,52 67.921,48
Consumo de água doce bruta via fontes externas * m3 267.241 400.459
EFLUENTES **
VAZÃO m3 1.586.948 1.777.915
Custo médio do tratamento R$/ m3 0,39 0,18
Custo total do tratamento de efluente R$ 618.909,72 320.024,70
* Captação em rios, córregos lagoas e poços artesiano ** Reinjeção de água produzida
Fonte: Portal Petrobras, http://portal.ep.petrobras.com.br - 2004
A redução dos custos no tratamento de efluente se deve a otimizações introduzidas no
processo.
O consumo total de água doce é distribuído entre jardinagem, construção civil,
estradas, etc. e instalações sanitárias e algumas vezes também para geração de vapor para
manutenção da pressão nos reservatórios. Deve-se ressaltar também que a água produzida ao
longo do tempo tem volume maior que a quantidade necessária para reinjeção, algumas vezes
sua produção é menor que a necessidade de injeção e é compensada com água captada em
poços artesianos.
4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região
É possível ver na tabela 17 a distribuição da precipitação média mensal e as máximas
em 24 horas no norte capixaba.
95
Tabela 17: Precipitação média mensal e máxima em 24 horas
Mês Precipitação Mensal (mm)
Altura Máxima em 24hs (mm)
Janeiro 118,4 175,4
Fevereiro 97 99,3
Março 149,8 140,8
Abril 132,8 83,4
Maio 88,7 93,8
Junho 78,3 71,2
Julho 83,4 60,5
Agosto 57,9 74,1
Setembro 67,2 90,3
Outubro 133,4 98,6
Novembro 196,1 123,1
Dezembro 204,7 114,2
Anual
1407,7
175,4
Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA
Na figura 21 é apresentado o histograma de precipitação mensal média do norte
capixaba.
118,4
97
149,8132,8
88,778,3 83,4
57,967,2
133,4
196,1204,7
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Pre
cipi
taçã
o (m
m)
Figura 21: Histograma de Precipitação Mensal Média no Norte Capixaba Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA
96
A partir daí pode-se traçar algumas conjecturas sobre os quantitativos e possíveis usos
dessa água. Como esse aproveitamento não seria de 100%, admitindo um aproveitamento de
75% em cada área de 1 Km2 de precipitação pluviométrica e usando a menor precipitação
mensal que é do mês de agosto e igual a 57,9 mm, seria necessário para abastecer 9.650
pessoas/dia, com uma taxa de 200 l/pessoa/dia, que é a utilizada como a taxa de consumo em
cidades litorâneas, 1.055.775 m3, que é mais que o dobro do consumo total de água bruta nas
instalações terrestres, conforme dados da tabela 13.
4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S
Outra grande utilização de água na região é a injeção de vapor nas regiões produtoras.
Esta técnica permitiu reverter à produção declinante dos poços, estendo a vida útil dos
mesmos a um custo compatível.
Entretanto, esta injeção acarretou um sério problema sobre a ótica de segurança: o
surgimento de contaminação por sulfeto de hidrogênio (H2S). A geração deste composto
decorre da reação entre o vapor injetado e a formação pirítica da região, rica em sulfeto de
ferro.
O sulfeto de hidrogênio caracteriza-se por ser um composto gasoso, com elevada
toxidade e letalidade. O IDLH (Immediate Danger to Life and Health) deste produto é de 100
ppm, ocorrendo morte instantânea de seres humanos expostos a concentrações iguais ou
superiores a 600 ppm. Exposição a concentrações acima de 8 ppm por tempo prolongado,
pode resultar em dores de cabeça e tonturas. É especialmente relevante o fato de, apesar de
apresentar odor extremamente desagradável em baixas concentrações, este produto inibe o
sentido do olfato humano quando em concentrações superiores a 50 ppm, ou seja, não pode
ser percebido nas concentrações mais perigosas.
Como decorrência da injeção de vapor nos poços, foram observados teores da ordem
de até 11.000 ppm de H2S em alguns destes, demandando soluções específicas. Dentre estas
destaca-se a queima do gás, o que acarreta dois grandes problemas:
• A necessidade de utilização de equipamentos especiais, resistentes ao processo
corrosivo associado à presença do H2S;
97
• A geração, como subproduto da combustão, de óxidos de enxofre (SOx), cuja
emissão é controlada pela legislação ambiental e que podem gerar a fenômeno
conhecido como “chuva ácida”.
Há soluções alternativas ao processo de queima, dentre as quais são especialmente
relevantes:
- Processos de recuperação de enxofre, como os utilizados em refinarias e outras
indústrias, onde o H2S é transformado em enxofre através de técnicas diversas, das
quais a mais conhecida é a de combustão incompleta. Este processo apresenta o
inconveniente do alto custo de investimento e dos procedimentos operacionais
relativamente complexos, que passam pelo enriquecimento da corrente gasosa a
teores superiores a 90% de H2S.
Especificamente no caso dos campos produtores da UN-ES este processo seria afetado
pela distância entre os campos produtores.
- Lavagem do gás, removendo o H2S da corrente gasosa: este processo apresenta
uma eficiência relativamente baixa e também tem custo elevado pela necessidade
de repor a água ou mesmo tratá-la adequadamente.
Considerando que o aumento da produção prevista está associado à continuidade da
injeção de água na forma de vapor, a tendência é operar com valores crescentes ou
consideravelmente elevados de sulfeto de hidrogênio. A queima destes gases é possível até
que os limites admissíveis de SOx sejam atingidos. A partir deste momento haverá a
necessidade de implementação de processos específicos de gestão, que devem contemplar o
incremento do uso de água como elemento efetivo para sua remoção, ou seja, a causa básica
do problema pode acabar por constituir-se em sua solução.
4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN-
ES
A UN-ES estabeleceu um sistema de gerenciamento integrado das atividades de
segurança, meio ambiente e saúde, baseado em processo sistêmico de planejar, promover,
analisar criticamente e corrigir/melhorar.
98
Para viabilizar a integração desse sistema de gerenciamento a UN-ES optou pelos
modelos normativos NBR ISO 14001/96 – Sistema de Gestão Ambiental – Especificação e
Diretrizes para Uso, BS 8800:1996 – Diretrizes para Sistemas de Gerenciamento de
Segurança e Saúde Ocupacional, e OHSAS 18001 – 1999.
A Unidade de Negócios da Petrobras no Espírito Santo, de acordo com o seu Manual
de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde, esta comprometida com um sistema que
integra as áreas de segurança, meio ambiente e saúde à gestão de seu negócio. Este sistema
esta fundamentado no princípio da melhoria contínua, na valorização dos empregados, no
respeito à sociedade, no uso eficiente de energia e na visão de desenvolvimento sustentável.
Para atingir seus objetivos a UN-ES tem como paradigmas, educar e treinar seus
empregados e demais contratados e comunidades vizinhas, atender a legislação em vigor,
adotar as melhores técnicas operacionais, visando à preservação dos recursos naturais e à
melhoria da qualidade de vida, manter ações para que seus parceiros atendam aos quesitos de
SMS semelhantes aos seus e, manter um diálogo com as partes interessadas para aperfeiçoar o
processo.
Para garantir o fluxo de informações, foi definido o processo de comunicações no
sistema de SMS e instituídos padrões de documentos, procedimentos e respectivos controles.
Em relação a suas atividades operacionais, foram estabelecidos procedimentos
internos para fornecedores e prestadores de serviço de modo a garantir seus valores de SMS.
Para garantir a performance, a empresa monitora e mede periodicamente o seu
desempenho e de seus colaboradores.
As situações de emergência estão previstas em planos operacionais ou em planos de
contingência que definem responsabilidades e competências para a tomada de decisões.
Para garantir o desempenho foi estabelecido um plano de auditorias internas que
verifica a aderência às normas NBR ISO 14001 e BS 8800.
Finalmente os resultados são submetidos à análise crítica das Diretrizes Corporativas
de SMS pela alta administração, renovando o ciclo de PDCA. A planilha de requisitos
corporativos versus requisitos de SMS da UN-ES é apresentada no Anexo B.
Como melhoria da gestão de SMS, entende-se que a criação de um grupo de trabalho
permanente de gestão de efluentes com a participação de representantes dos órgãos
envolvidos seria capaz de melhorar a gestão de recursos hídricos e efluentes.
99
5. DISCUSSÃO
5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Com o advento da nova lei das águas no Brasil - Lei N 9.433/97 - que promoveu uma
importante descentralização de gestão do poder público para a esfera/conceito da bacia
hidrográfica, o poder passa a ser compartilhado nos comitês de Bacia Hidrográfica e nos
Conselhos Nacional ou Estaduais de Recursos Hídricos. A Lei autoriza as futuras Agências de
Água pela cobrança do uso, porém mantém com o poder público o poder de outorgar direitos
de uso. Com foco no modelo francês, estes comitês, de acordo com a Lei 9433/97, têm como
funções:
• Promover o debate das questões relacionadas aos recursos hídricos e articular a
atuação das entidades intervenientes;
• Arbitrar, em primeira instância administrativa, os conflitos relacionados aos
recursos hídricos;
• Aprovar o Plano de Recursos Hídricos da bacia;
• Acompanhar a execução do Plano de Recursos Hídricos da bacia e sugerir as
providências necessárias ao cumprimento de suas metas;
• Propor ao Conselho Nacional e aos Conselhos Estaduais de Recursos Hídricos as
acumulações, derivações, captações e lançamentos de pouca expressão, para efeito
de isenção da obrigatoriedade de outorga dos direitos de uso dos recursos hídricos,
de acordo com os domínios destes;
• Estabelecer os mecanismos de cobrança pelo uso de recursos hídricos e sugerir os
valores a serem cobrados;
• Estabelecer critérios e promover o rateio de custo das obras de uso múltiplo, de
interesse comum ou coletivo.
No sudeste do Brasil há municípios que têm razoável grau de autonomia político-
financeira, o que explica a criação dos Consórcios Intermunicipais de Bacia, que interagem
para tratar de questões relacionadas aos recursos hídricos de diferentes municípios.
100
“Embora existam entidades responsáveis por praticamente todas as atividades ligadas
à gestão dos recursos hídricos, verifica-se que a articulação interinstitucional é ainda frágil e
incipiente” (Tucci et al, 2001).
O que observamos, no entanto é que as instituições públicas, lenta e gradualmente,
estão se capacitando e paulatinamente aumentando suas exigências ambientais.
As organizações de bacias hidrográficas não participam hoje dos processos decisórios
dos recursos hídricos. Sistematicamente as tomadas de decisão ficam concentradas nas esferas
federal e estaduais. No entanto é preciso pensar no futuro, quando tanto os Comitês quanto as
Agências de Bacias passarão a gerir a responsabilidade sobre disponibilidade de captação da
água e descarga de efluentes, dando os pareceres sobre as solicitações de outorga. O Comitê
decidirá sobre prioridades de investimento e fixará os níveis de cobrança. A Agência vai
preparar os Programas de Investimento, repassar recursos e fiscalizar a aplicação dos mesmos.
Em função dessas incertezas quanto ao futuro, é importante ter conhecimento das
disponibilidades hídricas dos mananciais, atuais e futuras, bem como da capacidade de
absorção de efluentes, e ter estimativas das demandas outorgáveis. Para tanto, é necessário a
construção de cenários com visão de futuro.
No relatório Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos encomendado pela
Petrobras, foi feita essa análise da capacidade de captação d’água e descarte de efluentes para
pequeno (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos). Porém, a visão do relatório se
restringiu apenas a este ponto, a exceção de comentários sobre tendências futuras da
legislação ambiental e de recursos hídricos. São feitos comentários sobre estes cenários na
seção 5.3.
5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO
Considera-se o que poderá advir de sistemas tarifários futuros. De acordo com Tucci et
al (2001), no pagamento pela utilização das águas e pelo lançamento de efluentes, a exemplo
do que é feito por alguns países europeus, no Brasil já é previsto este pagamento no artigo 20
da Lei N 9.433/97. Embora uma forma de cobrança já houvesse sido aventada pelo Código de
Águas de 1934, somente agora se iniciam algumas experiências no país.
De acordo com as tarifas apresentadas por Tucci et al (2001 – veja tabela 18), os
valores médios praticados pelas principais prestadoras de serviço na área de saneamento
101
básico no País apresentam um custo US$ 0,86 /m3 do serviço de água, tendo à cotação do
dólar a média de 1997 de R$ 1,00 = US$ 0,93.
Tabela 18: Tarifas Médias Praticadas pelas Companhias de Água e Saneamento em 1997
REGIÃO / COMPANHIA Tarifa média da água US $/ m3
Norte 0,82
CAER –Companhia de Água e Esgoto de Roraima 0,77
CAERD – Companhia de Águas e Esgotos de Rondônia 0,99
CAESA- Companhia de Água e Esgoto do Amapá 0,67
COSAMA – Companhia de Saneamento do Amazonas 1,04
COSANPA – Companhia de Saneamento do Pará 0,67
SANEATINS – Companhia de Saneamento do Tocantins 0,84
Nordeste 0,73
AGESPISA – Águas e Esgotos do Piauí 0,95
CAEMA – Companhia de Águas e Esgotos do Maranhão 0,71
CAERN – Companhia de Águas e Esgotos do Rio Grande do Norte 0,80
CAGECE – Companhia de Água e Esgoto do Ceará 0,53
CAGEPA - Companhia de Água e Esgoto da Paraíba 0,66
CASAL – Companhia de Abast. De Água e San. do Est. de Alagoas 0,83
COMPESA – Companhia Pernambucana de Saneamento 0,76
DESO –Companhia de Saneamento de Sergipe 0,83
EMBASA – Empresa Baiana de Águas e Saneamento 0,73
SUDESTE 0,81
CEDAE – Companhia estadual de Águas e esgotos 0,77
CESAN – Companhia Espírito Santense de Saneamento 0,73
COPASA – Companhia de Saneamento de Minas Gerais 0,64
SABESP – Companhia de Saneamento Básico de São Paulo 0,90
SUL 1,10
CASAN – Companhia Catarinense de Águas e Saneamento 1,09
CORSAN – Companhia Rio Grandense de Saneamento 1,44
SANEPAR – Companhia de Saneamento do Paraná 0,86
CENTRO-OESTE 0,86
CAESB – Companhia de Água e Esgoto de Brasília 0,86
102
SANEAGO – Saneamento de Goiás 0,79
SANEMAT – Companhia de Saneamento do Mato Grosso 0,89
SANESUL – Companhia. de Saneamento do Mato grosso do Sul 0,93
Fonte: Ministério do Planejamento e Orçamento, Secretaria de Política Urbana, Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (MPO- SEPURB-IPEA-1998), apud Tucci et al 2002.
Nos dados levantados em 1997, à maioria das companhias de água e esgoto são
operadas por empresas públicas, municipais e estaduais, que correspondem ao atendimento de
84% do abastecimento de água e a 37% do de esgoto.
5.3 CENÁRIOS
O desenvolvimento da gestão de recursos hídricos passou por estágios. Porém
aconteceram em épocas diferentes, de acordo com o grau de desenvolvimento dos paises.
No Brasil, nos anos 80, foram aprovadas as legislações ambientais no mesmo
momento em que os paises em desenvolvimento já enfatizavam a contaminação dos aqüíferos
e a poluição difusa.
De acordo com os estudos de Gallopin e Rijsberman (1999 apud Tucci, 2002), são
identificados três cenários para análise, num horizonte de 25 anos. Estes cenários são
segmentados nas dimensões:
- Institucional;
- Desenvolvimento urbano;
- Desenvolvimento rural;
- Energia;
- Eventos extremos.
Os comentários serão restringidos a dimensão institucional devido à relação com o
foco do presente trabalho.
O primeiro cenário chamado situação crítica (business-as-usual), é uma reprodução da
situação atual de uso e aproveitamento de água. Este cenário leva em consideração a
tendência de exploração de recursos sem um planejamento adequado. Não vê nenhuma
melhora quanto aos aspectos de gestão, segundo este prognóstico, a crise da água pode
103
ocorrer em regiões mais carentes. É uma visão crítica da exploração de recursos hídricos no
país. Em nível institucional, prevê a implementação da legislação de recursos hídricos, porém
com resistência a cobrança pelo uso da água, ação estadual e municipal limitadas e
privatização dos serviços rentáveis.
O segundo é o Econômico, Tecnológico e de Privatização (Economics, Technology
and Private Sector) sugere uma abordagem do recurso hídrico como bem econômico. Todas
as ações estão baseadas no conceito de mercado e investimento do setor privado. É uma visão
otimista de novas tecnologias, onde a cobrança pelo uso da água vai permitir a introdução de
novas soluções. O desenvolvimento está enfocado na colaboração do setor público com o
privado, para alavancar padrões sócio-ambientais. Na visão deste cenário toda
regulamentação legal estará implementada, inclusive com a cobrança pelo uso da água.
O terceiro cenário é o de Valores sociais e padrões básicos de qualidade de vida (The
values and Lyfestiles), caracterizado por incluir objetivos coletivos de uso e aproveitamento
da água, a partir de valores sociais e considerando fatores de qualidade de vida. Este cenário
tem uma visão holística, com valores da vida humana, responsabilidade social, qualidade de
vida e solidariedade. Também neste cenário a legislação pertinente estará implantada, bem
como um sistema de cobrança pelo uso da água que leve em consideração fatores sociais e
intensa participação da sociedade civil, em contraponto aos cenários anteriores.
A visão dos cenários do relatório de Disponibilidade de Recursos Hídricos e a de
Gallopin e Rijsberman basicamente se complementam, na primeira visão, a do relatório, se
tem um foco mais apurado nos recursos hídricos, na situação atual e a partir daí para um
horizonte de 5, 10 e 20 anos. São também tecidas algumas considerações em nível nacional e
internacional sobre legislação de recursos hídricos. Na visão dos três cenários de Gallopin e
Rijsberman, o primeiro projeta para o futuro a situação da água atual, no segundo trata o
recurso hídrico como bem econômico e no terceiro dá um enfoque de valor social à água.
Acreditamos que os dois relatórios são ferramentas para balizar a gestão de recursos hídricos,
servindo para acompanhamento, verificação e correção de desvios.
104
5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA:
Novas tecnologias vêm sendo desenvolvidas e apostam num futuro onde o problema
da água produzida será resolvido, cada vez mais com maior qualidade e menor custo. O custo
atual de tratamento da água produzida não serve de parâmetro de referência para a tomada de
decisões futuras. A tendência atual é de uma convergência de custos. Como visto na seção
2.3.4.3, o custo de descarte de água produzida em alto mar em 2001, foi US$ 2,67/m3. Na
seção 2.4.12, foi visto que o sistema de membranas VSEP apresenta um custo de US$ 0,99/m3
para o tratamento de água produzida, não sendo levado em consideração os demais custos
com o descarte e não considerando nenhum custo para atingir o padrão de enquadramento da
água segundo critérios do CONAMA.
O custo apresentado para as membranas, seria uma primeira aproximação de uma
tecnologia ainda em desenvolvimento. Na seção 4.3.1, é apresentado o custo médio de água
doce bruta através de fornecimento de concessionária nas instalações terrestres do Espírito
Santo, que foi em 2003 de R$ 3,19/m3, pouco mais que um dólar por metro cúbico. De acordo
com a seção 5.2 o custo médio de água fornecida pelas empresas de água e esgoto é de US$
0,83/m3.
A primeira incógnita é o custo da água no futuro. O parâmetro atual, não serve de
referência para um futuro do ano 2020, p.e. O que hoje não é comercialmente viável poderá
vir a ser num horizonte não muito distante. É preciso manter uma visão de tecnologias atuais
que se mantém em desenvolvimento como meta para o futuro. Outro parâmetro fundamental é
o da outorga da água, tanto para a captação como para a descarga de efluentes em corpos
receptores, não estando aí envolvidos apenas custos, mas sim, vazões outorgáveis. Esta visão
é de importância estratégica para a Petrobras, a fim de planejar suas ações no âmbito da
gerência de efluentes futuros.
Outro viés importante sobre a água produzida é a de seu reuso no futuro. Destaca-se
que no relatório de Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos, elaborado pelo
Instituto Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável e no relatório pertinente a Bacia de
Campos, é enfatizado que a água de produção não pode ser considerada como água
subterrânea, ou mesmo como um recurso hídrico, porque a partir de determinada relação de
produção água/óleo, o poço é considerado como não comercial e fechado.
105
Na bibliografia citada e na consultada, não foi vista nenhuma referência específica à
água associada ao petróleo sendo considerada como recurso hídrico. Portanto numa situação
de escassez, a água produzida poderia ser incluída nas campanhas de reuso de água.
5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA
Na área de Exploração e Produção, dado a grande diversidade de problemas, comuns a
diversas companhias petrolíferas, o problema da água produzida provavelmente deve ser
conduzido de forma mais específica, devido à relevância do problema do tratamento e
descarte e seus conseqüentes custos.
A água associada ao óleo tem composições diferentes, variando nas regiões produtoras
e mesmo na mesma região, pode apresentar aspectos distintos no mesmo campo produtor. Isto
leva a problemas específicos em cada região de produção.
No estudo de caso apresentado no capítulo 4, realizado em campos de produção
terrestre do Espírito Santo, verificou-se que a água produzida recebe um tratamento especial,
uma vez que é reinjetada nos poços produtores, passando por um tratamento suficiente apenas
para não prejudicar a formação da zona produtora, sendo, portanto de baixo custo. Não
havendo necessidade de injeção, esta água também pode ser injetada em poços que não são
mais produtores. A injeção é feita em zonas que não comprometam os aqüíferos porventura
existentes. Todas estas operações têm padrões e procedimentos que são seguidos e
controlados através de monitoramento. Se outros campos de produção terrestres forem
estudados, a situação problema será a mesma, só variando a composição da água.
Quando se coloca em foco o problema em uma plataforma de produção marítima, a
complexidade é ainda maior e por conseqüência envolve valores bem mais elevados.
Apesar da complexidade e diversidade do problema da água produzida, a gestão pode
ser comum, não importando, portanto as regiões produtoras ou mesmo as companhias
operadoras, uma vez que o problema é o mesmo, só variando as características dos efluentes.
Devido à dificuldade do problema, a sugestão à indústria petrolífera é a criação de um
Comitê Central de Efluentes, ligado à estrutura da administração central da empresa. Essa
prática poderá transformar um problema em vantagem competitiva.
A coordenação do comitê deve caber ao órgão de Meio Ambiente corporativo e
composto por representantes de todas as unidades e serviços envolvidos.
106
Como em uma mesma região de produção, se tem uma gama de problemas, seriam
escolhidos representantes de cada região produtora, que são os detentores do conhecimento e
dos problemas em função da experiência acumulada em anos de trabalho. Estes representantes
teriam todos os dados das diversas regiões produtoras e seriam das áreas de SMS, Produção e
Reservatórios. Seriam também representados os órgãos de SMS, Produção e Reservatórios da
matriz da empresa, que alternadamente liderariam o comitê. Agregados a esta estrutura
haveria representantes dos órgãos de refino, transporte e pesquisa e desenvolvimento, que
seriam o suporte técnico encarregado de acompanhar o estado da arte em nível mundial,
mantendo o comitê atualizado com as mais modernas técnicas disponíveis.
Para melhor visualização apresenta-se uma proposta de organograma na figura 22.
COORDENADOR
REFINO
PESQUISA E DESENVOLVIMENTO
TRANSPORTE REGIÃO DE PRODUÇÃO A
SMS PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS
REGIÃO DE PRODUÇÃO A
SMS PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS
Figura 22: Organograma do Comitê Central de Efluentes Fonte: Sugestão do autor
O Comitê teria, de forma macro, as seguintes atribuições:
- Conhecer e propor soluções aos problemas de cada região produtora no
gerenciamento de efluentes;
- Acompanhar e revisar periodicamente os cenários de recursos hídricos e de
descarte de efluentes;
- Acompanhar o desenvolvimento de novas tecnologias, testando e acompanhando
as mais adequadas aos negócios da Companhia;
- Incentivar e acompanhar a redução de consumo de água e lançamento de efluentes;
- Incentivar o reuso de efluentes;
- Incentivar a captação e uso de águas pluviais;
- Identificar oportunidades/ameaças referentes a recursos hídricos e efluentes;
- Investir na capacitação de recursos humanos, tanto a nível tecnológico como
também gerencial;
- Definir um programa de auditorias e acompanhamento de não conformidades;
107
- Definir e acompanhar os indicadores de efluentes;
- Preservar o conhecimento adquirido;
- Acompanhamento periódico através de reuniões de análise crítica.
O comitê deve fazer o acompanhamento e monitoração dos indicadores de efluentes
estabelecidos, bem como o desempenho da empresa, cumprindo assim o requisito de melhoria
contínua.
108
6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Do exposto pode-se concluir que a indústria petrolífera vem se esforçando para atingir
padrões de excelência em gestão ambiental.
O tema abordado na presente dissertação é muito vasto, e o autor em varias ocasiões
precisou retornar ao foco pretendido. Porém, como recomendações para pesquisas futuras, são
vislumbradas duas vertentes:
A primeira com um enfoque técnico para novas tecnologias orientadas para o reuso da
água produzida com seu devido tratamento, sendo explorada a redução dos custos. Não era
objetivo do presente trabalho o reuso de água produzida, mas ao longo da pesquisa
bibliográfica foi verificado que, de acordo com The Oil and Gas Industry from Rio to
Johannesburg and beyond, a empresa Norsk Hydro’s, fazendo uso de velhas informações de
explorações locais em Angola, encontrou um aqüífero a 200 m de profundidade com
capacidade de produção de 200 m3/dia, tornando-se um impacto positivo para a sociedade
local.
Segundo a mesma fonte, na refinaria da BP em Kwinana noroeste da Austrália, um
programa de gerenciamento do uso da água, permitiu a redução de 70 % do uso de água
potável. O mesmo proveito com certeza poderá ser alcançado por outras indústrias.
Pesquisas que estão sendo desenvolvidas na Texas A&M University, informam que a
água produzida poderá ter futuras aplicações em irrigação e na mitigação de emergências de
abastecimento no estado (THE WASHINGTON TIMES, 2002).
Sem dúvida as novas tecnologias, a curto e médio prazos, revolucionarão os cenários
do tratamento de efluentes com qualidade final melhor e custos mais baixos.
A segunda vertente tem um enfoque na gestão do problema, que está intimamente
ligado às conjunturas mais exigentes em termos de parâmetros ambientais, legislações cada
vez mais restritivas, e cobranças de ONGs e da própria sociedade. Para tanto, será necessário
um acompanhamento constante das mudanças de rumo em nível internacional e também
nacional. As mudanças internacionais sempre foram balizadoras para mudanças locais,
devendo ser monitoradas permanentemente.
Os procedimentos gerenciais hoje são calcados na ISO 14000, sempre buscando a
melhoria contínua.
Como contribuição foi apresentada na seção 5.5 uma proposta para criação de um
Comitê Central de Gestão de Água Produzida.
109
Outro campo de estudo que poderia ser explorado, seria a pesquisa comparativa de
diversas companhias petrolíferas com a Petrobras, na área de efluentes, soluções dadas e
ações gerenciais desenvolvidas para atingir os padrões ambientais desejados, obtendo-se
assim um foco mais amplo quanto às soluções do problema da água produzida.
110
7. OBRAS CITADAS
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OCCUPATIONAL HEALTHY AND SAFETY. Briths Standard BS 8800: Guia para gestão da segurança e saúde no trabalho, Londres, 1996.
PETROLEO BRASILEIRO S/A. Diagnóstico da água produzida enviada pela bacia de campos para os terminais, 2002. Documento interno.
______.Plano Estratégico 2003 – 2007. [s.l]: Petrobrás, [2003?]
______. Padrão E&P – EP-26-00032-0: tratamento e injeção de água produzida. [s.l.], dezembro de 2003.
______. Relatório de Gestão 2002. Disponível em <http://www2.petrobras.com.br/portal/frame_ri.asp?pagina=/ri/port/ConhecaPetrobras/RelatorioAnual/RelatorioAnual.asp>. Acesso em 4 de jun. 2004.
______.Workshop de Definição da Política de SGI/IEES,. 2004. 1 CD-ROM.
______. Política de segurança meio ambiente e saúde. Petrobrás, 2001. Aprovada pela Diretoria Executiva em 27/12/2001
RELATÓRIO de Água de Produção. Shioya, Nilce: E&P/UN-BC,2002
SISTEMA de Gestão Integrada IEEPT – IEES: PETROBRAS/ENGENHARIA: Workshop: Rio de Janeiro, 29/07/2004. CD, Microsoft PowerPoint.
TUCCI, Carlos E. M.;ESPANHOL, Evanildo; CORDEIRO NETTO, Oscar de M. Gestão da Água no Brasil. Brasília:UNESCO,2001. 156 p.
United Nations Environment Programme Industry and Environment Centre. UNEP. Oil Industry International Exploration and Production Forum. E&P Forum, Environmental management in oil and gás exploration and production, An overview of issues and management approaches. Oxford, Words and Publications, 1997. 68 p.
114
ZIMBRES, Eurico.Guia Avançado sobre Água Subterrânea, UERJ, 2003. Disponível em
http://www.meioambiente.pro.br/index.htm. Acesso em 2/12/2003.
115
8. OBRAS CONSULTADAS
ABREU, Estela dos Santos: TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de trabalhos monográficos de conclusão de curso. 6.ed. Pró-Reitoria de pesquisa e Pós-Graduação. Niterói: EdUFF, 2003. 86 p.
ABREU, Estela dos Santos; TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de Trabalhos Monográficos de Conclusão de Curso. 6ª Ed. Niterói. EdUFF, 2003. 85 p.
AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS. ÁGUAS SUBTERRÂNEAS. Brasília: Superintendência de Informações Hidrológicas, 2002. 85 p.
AFFONSO, Fernando Luiz. Metodologia para implantação de sistema de gestão ambiental em serviços de engenharia para empreendimentos petrolíferos: um estudo de caso. 2001. Dissertação ( Mestrado em Planejamento Energético). Programa de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 2001
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE – API. Publicação API 9100 A: sistemas de modelo de gestão ambiental, de saúde e segurança (EHS); [s.1.]; API, v.2, outubro de 199837 p.
DALL’AGNOL, Rafael. Análise do conhecimento jurídico-penal-ecológico.2000. 137 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) - Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.
ECO, Umberto. Como se faz uma tese. 17. ed. São Paulo: Perpectiva, 2002. 170 p.
LYNGBAEK, M. E; BLIDEGN, L.H. Produced water management. First International Conference on health, Safety and Environment held in Hague, 1991
MEYER, Murilo Machado. Gestão Ambiental no setor mineral: um estudo de caso. 2000. 174 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.
OLIVEIRA, Fabíola Bianco. Implantação e prática da gestão ambiental: discussão e estudo de caso 100 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia da Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia da Produção da Universidade do Rio grande do Sul. Porto Alegre. 1999.
OLIVEIRA, José Eduardo de. Impacto ambiental da exploração e produção de petróleo sobre reservatórios de água subterrânea. X Congresso Latinoamericano de Perfuracion. Rio de Janeiro, 1996. 26 p.
116
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P – PG-26-00006-E: Manual de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde.. Vitória: UN-ES/SMS, jul. de 200214 p.
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PG-26-00028: Monitoramento de Águas Subterrâneas da UN-ES. Dez.2001. UN-ES/ATP-NC-SMS. 4 p.
PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PP-36-00215-0: tratamento e injeção de água produzida. dez. de 2003. UN-ES/ATP-NC/OP-N. 3 p.
SILVA, Vanderlei Alves da. O planejamento de emergências em refinarias brasileiras: um estudo dos planos de refinarias brasileiras e uma análise de acidentes em refinarias no mundo e a apresentação de uma proposta de relação de cenários acidentais para planejamento. Niterói. 2003. 158 p.Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão de Meio Ambiente) – Centro Tecnológico – Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócio e Meio Ambiente – Universidade Federal Fluminense, Niterói. 2003.
SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS. (SPE), 80.585. GARLAND, Emanuel Discharge of produced water. New challenges in Europe. Exploration and Production Environmental Conference, held in San Antonio. Richardson, 2003. 9 p.
THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Treating production water to remove oil. Report Nº 2.46/153. CAUDLE, D. D.; BANSAL, K. M. London, 1988. 13p.
THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Production water management – current and emerging technologies. Report Nº 2.64/211. London, 1994. 17 p.
VITERBO Junior, Ênio. Sistema integrado de gestão ambiental: como implementar um sistema que atenda à norma ISO 14001, a partir de um sistema baseado na norma ISO 9000. São Paulo: Aquariana, 1998. 224 p.
YIN, Robert K. Estudo de caso: planejamento e métodos. 2 ed .Porto Alegre: Bookman,
2001.
117
ANEXO A - Diretrizes corporativas de segurança, meio ambiente e saúde
1- Liderança e Responsabilidade
A Petrobras, ao integrar segurança, meio ambiente e saúde à sua estratégia
empresarial,reafirma o compromisso de todos os seus empregados e contratados com a busca
de excelência nessas áreas.
Requisitos
1.1 Difusão e Promoção, em todos os níveis, da política corporativa de SMS,seus valores
e metas.
1.2 Exercício da liderança pelo exemplo, de modo a assegurar o máximo
comprometimento da força de trabalho com o desempenho em SMS.
1.3 Responsabilização de cada unidade pelo seu desempenho em SMS, o qual será
avaliado por meio de indicadores e metas.
1.4 Definição clara em cada unidade, das atribuições e responsabilidades relacionadas ao
desempenho em SMS.
1.5 Integração em cada unidade, do desempenho em SMS às suas metas de produção e
rentabilidade.
1.6 Acompanhamento e avaliação do desempenho em SMS das empresas contratadas.
1.7 Difusão de valores que comprovam a qualidade de vida da força de trabalho, dentro e
fora da empresa.
2- Conformidade Legal
As atividades da empresa devem estar em conformidade com a legislação vigente nas áreas de
segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
2.1 Verificação permanente do atendimento à legislação e adoção, quando necessário, de
medidas destinadas à pronta correção de eventuais não conformidades.
2.2 Acompanhamento das mudanças que venham a ocorrer na legislação relacionadas à SMS ,
de modo a promover a adequação das atividades da empresa, bem como permitir a
identificação de novos cenários.
118
2.3 Atendimento aos preceitos legais e regulamentares durante todo o ciclo de vida das
instalações e operações da empresa, bem como verificação de seu cumprimento por parte de
contratados, fornecedores e parceiros.
2.4 Manutenção de uma política de cordialidade e colaboração com os órgãos competentes.
3- Avaliação e gestão de riscos
Riscos inerentes às atividades da empresa devem ser identificados, avaliados e gerenciados,
de modo a evitar a ocorrência de acidentes e/ou assegurar a minimização de seus efeitos.
Requisitos
3.1 Implementação de mecanismos que permitam, de forma sistemática, identificar e avaliar a
freqüência e as conseqüências de eventos indesejáveis, visando sua prevenção e/ou máxima
redução de seus efeitos.
3.2 Implementação de mecanismos para priorização dos riscos identificados, bem como a
documentação, comunicação e acompanhamento das medidas adotadas para controlá-los.
3.3 Incorporação de processos de avaliação de riscos a todas as fases dos empreendimentos e
produtos, incluindo os relacionados à proteção da força de trabalho, comunidades vizinhas e
consumidor final.
3.4 Realização de avaliações de risco periódicas ou à medida que se identifiquem mudanças
nos processos.
3.5Implementação de gestão de riscos de acordo com sua natureza e magnitude, nos diversos
níveis administrativos.
4- Novos empreendimentos
Os novos empreendimentos devem estar em conformidade com a legislação e incorporar, em
todo o seu ciclo de vida, as melhores práticas de segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
4.1 Adoção de práticas e tecnologias que assegurem aos novos empreendimentos padrões de
excelência ao longo de todo seu ciclo de vida, desde sua concepção, projeto, construção e pré-
operação até sua eventual desativação.
4.2 Implementação de mecanismos que assegurem a conformidade dos novos
empreendimentos com as especificações de seus projetos e recomendações das avaliações de
risco.
119
4.3 Análise, aprovação e documentação de eventuais mudanças nos projetos originais e
verificação de suas implicações relacionadas à SMS.
4.4 Consideração, em cada novo empreendimento, dos impactos sociais, econômicos e
ambientais decorrentes de sua implantação.
4.5 Incentivo à implantação de projetos que incorporem o conceito de sustentabilidade, a
utilização de mecanismos de desenvolvimento limpo e a otimização de insumos como, água,
energia e materiais.
5 – Operação e manutenção
As operações da empresa devem ser executadas de acordo com procedimentos estabelecidos e
utilizando instalações e equipamentos adequados, inspecionados e em condições de assegurar
o atendimento às exigências de segurança, meio ambiente e saúde.
Requisitos
5.1 Adoção de práticas operacionais seguras, que preservem a saúde da força de trabalho e
reduzam ao máximo os riscos de acidente.
5.2 Verificação e atualização sistemáticas de todos os procedimentos operacionais,
observadas as recomendações provenientes das avaliações de risco.
5.3 Implementação de mecanismos que permitam, com a máxima rapidez, a identificação,
caracterização e correção dos casos de não-conformidade com os procedimentos
estabelecidos.
5.4 Execução das atividades de inspeção e manutenção de acordo com os procedimentos
estabelecidos, de modo a manter o controle sobre seus riscos.
5.5 Execução de programas específicos de inspeção, teste e manutenção associados a sistemas
de segurança, integridade e proteção das instalações, de modo a assegurar sua confiabilidade.
5.6 Identificação, análise e monitoramento de impactos causados pelas atividades da empresa
saúde e ao meio ambiente, buscando a contínua redução de seus efeitos.
5.7 Implementação de mecanismos que preservem a saúde da força de trabalho, buscando
assegurar-lhe, sempre que necessário, diagnóstico precoce,atendimento imediato,interrupção
de exposição, limitação de dano e reabilitação.
6 – Gestão de mudanças
Mudanças, temporárias ou permanentes, devem ser avaliadas visando à eliminação e/ou
minimização de riscos decorrentes de sua implantação.
120
Requisitos
6.1 Implementação de mecanismos que permitam avaliar e controlar riscos inerentes a
mudança, desde a fase de planejamento até sua efetiva incorporação ao processo.
6.2 Formalização dos processos de mudança por meio de descrição, avaliação e
documentação, bem como de sua necessária divulgação.
6.3 Garantia de que as mudanças atendam às exigências legais e aos procedimentos
estabelecidos, bem como preservem a integridade da força de trabalho, das instalações e a
continuidade das operações.
6.4 Identificação de novas necessidades eventualmente decorrentes das mudanças, como
capacitação da força de trabalho,intensificação de treinamentos e revisão de procedimentos e
planos de contingência.
7 – Aquisição de bens e serviços
O desempenho em segurança, meio ambiente e saúde de contratados, fornecedores e parceiros
deve ser compatível com o do Sistema Petrobras.
Requisitos
7.1 Inclusão no processo de contratação, de exigências específicas de SMS, bem como
verificação de seu cumprimento durante todas as etapas das atividades a serem desenvolvidas.
7.2 Garantia de que materiais e produtos a serem adquiridos atendam às exigências
estabelecidas de SMS.
7.3 Avaliação de desempenho em SMS de contratados, de acordo com critérios claramente
definidos nos respectivos contratos.
7.4 Acompanhamento das empresas contratadas no que se refere a seu desempenho em SMS,
tomando as medidas necessárias para a correção de eventuais não conformidades.
7.5 Implementação de medidas visando estimular a adoção, pelas empresas contratadas e
parceiros, das melhores práticas de SMS.
7.6 Integração do desempenho de contratados no conjunto de indicadores de SMS de cada
unidade.
8 – Capacitação, educação e conscientização
Capacitação, educação e conscientização devem ser continuamente promovidas, de modo a
reforçar o comprometimento da força de trabalho com o desempenho em segurança, meio
ambiente e saúde.
121
Requisitos
8.1 Comprometimento explícito da gerência com a política e valores de SMS, de modo a
sensibilizar a força de trabalho para seu cumprimento.
8.2 Levantamento de necessidades e implementação, em todos os níveis, de programas de
capacitação, educação e conscientização em SMS.
8.3 Implementação de programas que estimulem a adoção de comportamentos seguros,
saudáveis e de respeito ao meio ambiente, dentro e fora da empresa.
8.4 Avaliação periódica da capacitação da força de trabalho com relação às exigências de
SMS.
8.5 Implementação de mecanismos que promovam a melhoria constante da capacitação da
força de trabalho.
9 – Gestão de informações
Informações e conhecimentos relacionados a segurança, meio ambiente e saúde devem ser
precisos, atualizados e documentados, de modo a facilitar sua consulta e utilização.
Requisitos
9.1 Implementação de mecanismos que garantam o registro, atualização, armazenamento e
recuperação de informações relacionadas à SMS, bem como de mecanismos que estimulem a
participação da força de trabalho nesse processo.
9.2 Garantia de que esse sistema contemple, entre outros, os seguintes aspectos:
- Política,valores, objetivos e programas de SMS;
- Legislação vigente e ações decorrentes de auditorias;
- Indicadores de desempenho;
- Informações coletivas de saúde e exposição ocupacional;
- Avaliação e gestão de riscos;
- Planos de contingência;
- Investimentos realizados e seus benefícios;
9.3 Observância do princípio de confidencialidade, de modo a preservar informações
estratégicas da empresa e de natureza pessoal envolvendo a força de trabalho.
9.4 Implementação de mecanismos que garantam a difusão de novas práticas e melhoria de
desempenho em SMS.
122
9.5 implementação de mecanismos que considerem opiniões, sugestões e dúvidas de terceiros
e/ou partes interessadas, prestando, quando necessário, os devidos esclarecimentos.
10 – Comunicação
As informações relativas a segurança, meio ambiente e saúde devem ser comunicados com
clareza, objetividade e rapidez, de modo a produzir os efeitos desejados.
Requisitos
10.1 Manutenção de canais permanentes de comunicação com os órgãos reguladores e demais
partes interessadas, bem como com os veículos de comunicação.
10.2 Manutenção de canais permanentes de comunicação com a força de trabalho e
comunidades vizinhas, de modo a mantê-las informadas sobre os riscos decorrentes das
atividades da empresa, bem como das medidas adotadas para sua redução.
10. 3 Garantia de que denúncias, reclamações e sugestões relacionadas à SMS sejam
registradas, analisadas e esclarecidas.
10.4 Observância dos princípios de hierarquia e competência no que se refere à divulgação de
informações que possam representar risco para qualquer atividade da empresa.
10.5 Apresentação periódica, no Relatório Anual e em outros meios de comunicação, de
informações consolidadas sobre desempenho em SMS.
11 – Contingência
As situações de emergência devem estar previstas e ser enfrentadas com rapidez e eficácia
visando a máxima redução de seus efeitos.
11.1 Garantia de que os planos de contingência de cada unidade estejam avaliados, revisados
e atualizados, bem como integrados aos planos de contingência regionais e corporativo da
empresa.
11.2 Desenvolvimento de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades
potencialmente expostas a riscos, visando sua incorporação aos planos de contingência.
11.3 Adequação dos planos de contingência às variações de risco eventualmente identificadas.
11.4 Consideração, nos planos de contingência, dos impactos sociais, econômicos e
ambientais decorrentes de possíveis acidentes.
123
11.5 Implementação de mecanismos que assegurem a atualização, divulgação e pronto acesso
aos planos de contingência por parte da força de trabalho, órgãos governamentais e não-
governamentais, comunidades e demais partes interessadas.
11.6 Realização periódica de treinamentos e exercícios simulados, com a participação de
todos os envolvidos, e posterior avaliação dos resultados.
12 – Relacionamento com a comunidade
A empresa deve zelar pela segurança das comunidades onde atua, bem como mantê-las
informadas sobre impactos e/ou riscos eventualmente decorrentes de suas atividades.
Requisitos
12.1 Avaliação dos eventuais impactos que as atividades da empresa possam causar às
comunidades, tanto do ponto de vista de SMS como social e econômico, de modo a evitá-los
ou reduzir ao máximo seus efeitos indesejáveis.
12.2 Garantia de que essa avaliação acompanhe todo o ciclo de vida das atividades.
12.3 Manutenção de canais de comunicação com todas as comunidades vizinhas, de modo a
mantê-las informadas sobre planos de contingência, considerando, nesse processo, opiniões,
sugestões e preocupações por elas manifestadas.
12.4 Implementação de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades
potencialmente expostas a riscos, de modo a estimular seu comprometimento com as medidas
de prevenção e contingência.
12.5 Implementação de programas de saúde e educação ambiental junto às comunidades
vizinhas, bem como de ações que promovam seu desenvolvimento sustentável.
13 – Análise de acidentes e incidentes
Os acidentes e incidentes decorrentes das atividades da empresa devem ser analisados,
investigados e documentados, de modo a evitar sua repetição e/ou assegurar a minimização de
seus efeitos.
Requisitos
13.1 Implementação de procedimentos que permitam a identificação, registro e análise das
causas dos acidentes e a quantificação das perdas.
13.2 Implementação de procedimentos que permitam a identificação e tratamento de não-
conformidades eventualmente capazes de causar acidentes.
124
13.3 Obrigatoriedade de comunicação imediata de acidentes e de pronta atuação sobre suas
conseqüências.
13.4 Obrigatoriedade do registro de acidentes no respectivo indicador de desempenho.
13.5 Incorporação às atividades da empresa das lições extraídas dos acidentes visando à
melhoria constante dos sistemas de prevenção.
13.6 Acompanhamento das medidas corretivas e/ou preventivas adotadas, de modo a se
certificar de sua eficácia.
13.7 Garantia de que, em acidentes graves, a investigação tenha participação externa à da
unidade onde ocorreu e da área corporativa de SMS.
14 – Gestão de produtos
A empresa deve zelar pelos aspectos de segurança, meio ambiente e saúde de seu7s produtos,
desde sua origem até a destinação final, bem como empenhar-se na constante redução dos
impactos que eventualmente possam causar.
Requisitos
14.1 Imcorporação a todos os produtos da empresa de valores relacionados à SMS, desde a
escolha de materiais, produção,embalagem e transporte até seu destino final.
14.2 Fornecimento de informações adequadas e atualizadas sobre esses produtos, de forma a
permitir sua utilização segura e/ou redução de eventuais riscos.
14.3 Atribuição de prioridade ao desenvolvimento de produtos que atendam da melhor forma
às exigências de SMS.
15 – Processo de melhoria contínua
A melhoria contínua do desempenho em segurança, meio ambiente e saúde deve ser
promovida em em todos os níveis da empresa, de modo a assegurar seu avanço nessas áreas.
Requisitos
15.1 Atualização periódica da política, diretrizes e metas de SMS, de modo a manter sua
conformidade com o Plano Estratégico da empresa.
15.2 Implementação de programa corporativo de avaliação da gestão de SMS visando seu
constante aperfeiçoamento.
15.3 Implementação de planos de ação, com base nos resultados dessas avaliações, visando à
prevenção e/ou correção de eventuais desvios.
125
15.4 Aderência às normas internacionais de certificação em SMS e suas respectivas
atualizações.
15.5Aperfeiçoamento constante dos indicadores de SMS, de modo a torná-los cada vez mais
precisos e uniformes, com conseqüente incentivo ao cumprimento das metas estabelecidas.
126
ANEXO B – Planilha de requisitos
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