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Relatório de Investigação do Acidente Ocorrido em 31/01/2016 na REDUC

Superintendência de Refino, Processamento de Gás Natural e Produção de Biocombustíveis – SRP

24/11/2016

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Superintendência de Refino, Processamento de Gás Natural e Produção de Biocombustíveis

ii

Diretor Geral Substituto

Aurélio Cesar Nogueira Amaral

Diretores

José Gutman

Waldyr Martins Barroso

Superintendente de Refino, Processamento de Gás Natural e Produção de

Biocombustíveis

Alexandre Carlos Camacho Rodrigues

Equipe de Investigação de Acidente

Alex Garcia de Almeida

Bruno Alves de Oliveira

Flávio Barroso Neves

Magno Antonio Calil Resende Silveira

Marcello Gomes Weydt

Romeu Ricardo da Silva (Investigador Líder)



iii

AGRADECIMENTO

A equipe de investigação agradece a todos os servidores da ANP que

colaboraram para a realização desse trabalho, em especial às colegas da SRP Juliana

Moura, Ana Paula Meneghetti, Beatriz Bouças e Patrícia Poliana pela participação

sempre eficiente em etapas fundamentais.

DEDICATÓRIA

Esse trabalho é dedicado a todos os Técnicos de Operação de Unidades de

Transferência e Estocagem das refinarias do país, em especial aos que trabalham na

TE/ML da REDUC.



iv

CONTEÚDO

AGRADECIMENTO .................................................................................................................. III

DEDICATÓRIA ......................................................................................................................... III

CONTEÚDO .............................................................................................................................. IV

ACRÔNIMOS E ABREVIAÇÕES .............................................................................................. VI

LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... VIII

LISTA DE TABELAS ................................................................................................................. X

1 SUMÁRIO EXECUTIVO .................................................................................................... 1

2 EVENTO DE ACIDENTE .................................................................................................. 3

3 INVESTIGAÇÃO DO ACIDENTE ...................................................................................... 4

3.1 AÇÕES INICIAIS DA ANP – RESPOSTA AO ACIDENTE .................................................. 4

3.2 PROCESSO ADMINISTRATIVO DE INVESTIGAÇÃO ........................................................ 6

3.3 METODOLOGIA DE INVESTIGAÇÃO ............................................................................. 7

3.4 ETAPAS DO PROCESSO DE INVESTIGAÇÃO ................................................................ 7

3.5 AQUISIÇÃO DE INFORMAÇÕES ................................................................................... 8

3.5.1 Documentos Relacionados ao Acidente .................................................... 8

3.5.2 Oitivas de Testemunhas ............................................................................ 9

3.6 DESCRIÇÃO DO ACIDENTE NO TANQUE TQ-7510 ..................................................... 10

3.7 ACONTECIMENTOS APÓS O ACIDENTE ..................................................................... 13

3.8 LINHA DO TEMPO DO ACIDENTE .............................................................................. 15

4 ANÁLISE DE CAUSAS-RAIZ ......................................................................................... 18

4.1 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº1: AUSÊNCIA DE RESTRIÇÕES DE ACESSO AO TANQUE ...... 19

4.2 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº2: ROTA DE ACESSO INCORRETA ...................................... 22

4.3 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº3: NÃO ATENDIMENTO À RECOMENDAÇÃO DE INSPEÇÃO .... 25

4.4 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº4: ATRASO NA EXECUÇÃO DA INSPEÇÃO ........................... 28

4.5 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº5: INOBSERVÂNCIA DE CRITÉRIO NORMATIVO .................... 32

4.6 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº6: INEFICIÊNCIA DO INIBIDOR DE CORROSÃO ...................... 37

4.7 CAUSA INTERMEDIÁRIA Nº7: AUSÊNCIA DE PINTURA INTERNA ................................... 45



v

5 ELEMENTOS DE AUDITORIA DO SGSO ...................................................................... 45

5.1 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 1 (CULTURA DE SEGURANÇA) E PRÁTICA DE GESTÃO Nº 2

(ENVOLVIMENTO DE PESSOAL) ................................................................................................ 46

5.1.1 Não Utilização de EPI .............................................................................. 46

5.1.2 Falha na Comunicação entre Equipes ..................................................... 47

5.1.3 Precariedade de Recurso ........................................................................ 47

5.2 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 8 (GESTÃO DA INFORMAÇÃO E DA DOCUMENTAÇÃO) E PRÁTICA

DE GESTÃO Nº 9 (INVESTIGAÇÃO DE ACIDENTES) ..................................................................... 48

5.2.1 Comunicação do Acidente ....................................................................... 48

5.2.2 Alteração de Documentação do Acidente ................................................ 50

5.3 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 14 (PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS) ................................ 51

5.4 PRÁTICA DE GESTÃO Nº 16 (PERMISSÃO DE TRABALHO) .......................................... 52

6 RECOMENDAÇÕES ....................................................................................................... 53

7 CONCLUSÕES ............................................................................................................... 61

8 REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 62



vi

ACRÔNIMOS E ABREVIAÇÕES

ACET Asset Condition Evaluation Tool – Sistema de Gerenciamento de Inspeção de Equipamentos

ADTCP Autorização para Desvio Temporário de Camada de Proteção

API American Petroleum Institute

APP Análise Preliminar de Perigos

ARO Análise de Risco Operacional

AVR Avaliação de Vida Remanescente

BV Boca de Visita

CCL Casa de Controle Local

CIPA Comissão Interna de Prevenção de Acidentes

DDS Diálogo Diário de Segurança

EPI Equipamento de Proteção Individual

GG Gerente Geral

IE Inspeção de Equipamentos

IN Instrução Normativa

ME Medição de Espessura

ODES Óleo Desasfaltado (Bright Stock)

OS Ordem de Serviço

PBO Padrão Básico de Operação

PG Prática de Gestão

PH Profissional Habilitado

PT Permissão de Trabalho

RDI Relatório Detalhado de Acidentes



vii

RDO Relatório Diário de Obra

REDUC Refinaria Duque de Caxias

RTA Relatório de Tratamento de Anomalia

SAP Sistema Corporativo da Petrobras

SGSO Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional

SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde

SPIE Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos

SRP Superintendência de Refino, Processamento de Gás Natural e Produção de Biocombustíveis

TE/ML Transferência e Estocagem/ Movimentação de Lubrificantes

TI Técnico(s) de Inspeção

TO Técnico(s) de Operação

US Ensaio Não destrutivo por ultrassom

ZR Nota de Recomendação de Inspeção



viii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Local do Acidente: Tanque 7510 (volume:6600m3; diâmetro:24,4m:

altura:14,4m) da Unidade 1750; mobilização de força de trabalho e equipamentos para

o esvaziamento do tanque............................................................................................... 6

Figura 2 – Vista superior da unidade 1750 mostrando a configuração dos tanques e o

local da queda do Técnico de Operação vitimado no acidente. O tanque 7505 estava em

manutenção, sem teto, impossibilitando a passagem para os demais tanques. Apenas

alguns tanques possuem escadas helicoidais de acesso. ............................................ 12

Figura 3 – Falha no teto do tanque 7510 que levou à queda do técnico de operação.

Regiões ao redor da falha evidenciando o processo de corrosão por pites [5] de forma

generalizada na chapa de aço. ...................................................................................... 12

Figura 4 – Árvore de Falhas do acidente. ..................................................................... 19

Figura 5 – Fluxo para equipamentos acompanhados pelo SPIE [30]. .......................... 21

Figura 6 – Causa intermediária nº1: Ausência de Restrição de Acesso. Causa-raiz:

11.2 da PG nº11 do SGSO (Análise de Risco). ............................................................. 22

Figura 7 – Causa intermediária nº2: Rota de Acesso Incorreta. Causas-raiz: 14.2.1 da

PG nº14 do SGSO (Procedimentos Operacionais) e 3.3.1 da PG nº03 (Qualificação e

Treinamento). ................................................................................................................ 25

Figura 8 - Resposta oficial da empresa durante o processo de investigação da ANP [39].

...................................................................................................................................... 25

Figura 9 – Causa intermediária nº3: Não Atendimento à Recomendação de Inspeção.

Causas-raiz: 12.2.2 da PG nº12 do SGSO (Integridade Mecânica); 12.4.2 da PG nº12 e

6.1 da PG nº06 (Monitoramento e Melhoria Contínua do Desempenho). ...................... 28

Figura 10 – Causa intermediária nº4: Atraso na Execução de Inspeção. Causas-raiz:

8.2 da PG nº8 do SGSO (Gestão de Documentação); 12.2.3 da PG nº12 (Integridade



ix

Mecânica); 12.4.1 da PG nº12 (Integridade Mecânica) e 1.3.2 da PG nº01

(Responsabilidade Gerencial). ...................................................................................... 32

Figura 11 - Telas do ACET indicando os alertas de baixa espessura e a desabilitação

manual [43]. ................................................................................................................... 36

Figura 12 – Causa intermediária nº5: Inobservância de Critério Normativo. Causa-raiz:

12.2.1 da PG nº12 do SGSO (Integridade Mecânica). .................................................. 37

Figura 13 - Corrosão interna avançada aflorando à superfície externa do teto do TQ-

7510. Conjunto de dispersores de produto anticorrosivo instalados em 2009 com vistas

a conter a evolução da corrosão. .................................................................................. 38

Figura 14 - Falhas apontadas pela Petrobras no cumprimento do contrato de aplicação

do inibidor de corrosão no tanque TQ-7510 [16] ........................................................... 40

Figura 15 - Conclusão da Petrobras, após o fim do contrato, sobre o sistema de

prevenção de corrosão com aplicação do inibidor Zerust. ............................................ 42

Figura 16 - Causa intermediária nº7: Ineficiência do Inibidor de Corrosão. Causas-raiz:

15.2 da PG nº15 do SGSO (Gestão de Mudanças); 12.2.4 da PG nº12 (Integridade

Mecânica) do SGSO; 5.2.1.1 do SGSO (Gerenciamento de Empresas Contratadas) e

11.7.1.1 da PG nº11 do SGSO (Identificação e Análise de Riscos). ............................. 45

Figura 17 - Descrição do acidente informada à ANP no primeiro comunicado [1]. ....... 49

Figura 118 - Resposta oficial da empresa durante o processo de investigação da ANP

[39]. ............................................................................................................................... 52



x

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Principais etapas do processo de investigação. ............................................ 7

Tabela 2 – Sequência cronológica resumida de fatos relacionados ao acidente. ......... 15

Tabela 3 - Resultados da inspeção do teto do tanque TQ-7510 realizada em 2013 [19]

[49] [52].......................................................................................................................... 35

Tabela 4 – Recomendações para a indústria de refino de petróleo e processamento de

gás natural. .................................................................................................................... 54

Tabela 5 - Recomendações adicionais para Petrobras/REDUC. .................................. 58



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1 SUMÁRIO EXECUTIVO

A unidade 1750 da REDUC pertence à área de Transferência e Estocagem de

Movimentação de Lubrificantes (TE/ML), ligada diretamente à Gerência Geral na

estrutura organizacional da refinaria. No dia 31/01/2016, aproximadamente às 21h, um

Técnico de Operação (TO) se direcionou aos tanques TQ-7506, 7507 e 7508 dessa

unidade para realização de serviço de medição manual de volume e temperatura para

realizar a aferição dos radares de medição automática, em cumprimento à instrução

normativa da Lei Sarbanes-Oxlei. Após algum tempo sem retornar à Casa de Controle

Local, os colegas de turno do TO tentaram contato pelo rádio e não obtiveram sucesso.

Em buscas pela área da unidade, o carro utilizado pelo TO foi encontrado em frente ao

TQ-7512 e sua camisa e seu crachá no topo da escada desse equipamento. Na

continuidade das buscas pelo funcionário desaparecido, por volta das 23h30min, um dos

TO relatou pelo rádio que havia uma falha no teto do tanque 7510 com marcas de óleo

na superfície da chapa que evidenciavam que seu colega havia caído no interior do

tanque. Imediatamente, iniciaram-se procedimentos de esvaziamento do óleo

desasfaltado (óleo Bright Stock) armazenado no tanque com a intenção de encontrar o

TO desaparecido. O corpo do funcionário da Petrobras/REDUC foi encontrado no interior

do tanque 7510 aproximadamente às 18h do dia 02/02/16.

A ANP constituiu imediatamente uma comissão de investigação para avaliar as

causas do acidente. Durante o processo de investigação, foram evidenciadas duas

causas imediatas: acesso ao teto do tanque e falha estrutural de material. Embora a

atividade de aferição de radar seja necessária e executada periodicamente pelos

técnicos de operação, a vítima fatal do acidente não deveria ter acessado ao TQ-7510,

pois a passagem por esse tanque não era rota de acesso aos tanques 7506, 7507 e

7508 que seriam objeto das tarefas que iria realizar. O TO só pisou no teto do 7510 por

estar desorientado em relação à rota correta de acesso aos tanques de serviço, agravada

pela realização do trabalho à noite. Esse fato aconteceu, porque ele não estava

familiarizado com a área de tanques da unidade 1750, não havia procedimento explícito



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para acesso de tanques sem escada e tão pouco a obrigatoriedade de supervisão de

técnicos mais experientes na unidade, o que comprovou deficiência em gestão de

procedimentos operacionais e treinamento de equipe. Além disso, a comissão de

investigação da ANP concluiu que o acesso ao teto do tanque TQ-7510 deveria ter sido

interditado pela Gerência de Inspeção de Equipamentos da REDUC em conjunto com a

equipe de SMS, já que havia evidências claras e objetivas do comprometimento da

integridade estrutural do teto desse tanque desde 2013.

A falha estrutural do teto ocorreu devido à existência de um processo avançado

de corrosão interna da chapa de aço. A penúltima inspeção de condições físicas do TQ-

7510 foi iniciada em abril de 2013, mas concluída apenas em fevereiro de 2014 com a

realização do ensaio fundamental de medição de espessura, que indicou valores de

espessura das chapas inferiores ao valor normativo de 2,5 mm, portanto reprovando a

integridade do teto do tanque e determinando a elaboração de uma recomendação de

inspeção de troca integral do teto desse equipamento. Pelo mesmo motivo, o engenheiro

responsável técnico pelo equipamento estipulou que a próxima inspeção deveria ser

realizada no prazo de dois anos (abril de 2015). A recomendação de troca do teto não

foi realizada, pois a interpretação do prazo para execução da manutenção na área de

tanques é a próxima parada de campanha do equipamento, no caso do TQ-7510,

prevista no relatório de 2013 apenas para 2019. Não houve qualquer análise de risco

que levasse em conta a possibilidade de queda de empregados no interior do tanque

após a emissão da recomendação de inspeção. Esse fato demonstra deficiência na

avaliação de riscos operacionais. A inspeção prevista para 2015 foi iniciada, porém não

estava conclusa por falta de realização da medição de espessura até a data do acidente,

comprovando recorrência de falha de gestão de prazos de inspeção.

Destaca-se que os tanques TQ-7509 e TQ-7510 tinham histórico de evolução

acelerada de corrosão nos tetos, resultando num prazo histórico médio de troca de 5 a

7 anos. Informações da empresa atestam que o óleo desasfaltado, por conter teores

significantes de enxofre, promove processos de corrosão por vapores de gás sulfídrico

na superfície interna do teto. A Petrobras/REDUC abriu uma gestão de mudança em



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2008 para utilização de uma tecnologia de aplicação de inibidor de corrosão nos tanques

7509 e 7510, após testes realizados em tanque de armazenamento de gasóleo e concluir

pela eficiência da técnica, pois houve redução das taxas de corrosão nesse

equipamento. Entretanto, ao longo do contrato de cinco anos com a empresa detentora

da patente da tecnologia, houve falhas de cumprimento de prestação de serviço por parte

da terceirizada. O produto inibidor não foi aplicado no tanque 7509 e esse apresentou

menor taxa de corrosão que o tanque 7510 em medições de espessura realizadas em

2013, o que demonstra a ineficiência da tecnologia nesse caso específico. Como optou-

se pela aplicação do inibidor de corrosão, a superfície interna do teto do tanque não foi

protegida com pintura anticorrosiva. Nenhuma atitude corretiva foi realizada pela

Petrobras para conter a evolução da corrosão no tanque, nem sequer o bloqueio de

acesso ao teto foi determinado, evidenciando falhas relacionadas à gestão de mudança.

O processo de investigação do acidente identificou 15 causas-raiz que

contribuíram para a ocorrência da fatalidade, todas relativas a falhas no sistema de

gestão da refinaria e correlacionadas com o descumprimento dos requisitos

estabelecidos no Regulamento Técnico N° 2 anexo à Resolução ANP N° 5 de

29/01/2014, que trata do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional de

Refinarias de Petróleo (SGSO). Também foram apontadas 9 falhas adicionais que,

embora não sejam causas-raiz do acidente, foram evidenciadas durante a investigação

e podem resultar em acidentes no futuro.

2 EVENTO DE ACIDENTE

Ocorrência de queda de Técnico de Operação (TO) no interior de um tanque de

armazenamento de óleo desasfaltado aquecido, vindo a falecer em consequência. Não

houve dano ambiental e nem patrimonial.



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3 INVESTIGAÇÃO DO ACIDENTE

3.1 Ações Iniciais da ANP – Resposta ao Acidente

No dia 01/02/2016 às 10h30min, a ANP recebeu um Comunicado de Acidente

[1] da Refinaria Duque de Caxias descrevendo que um empregado próprio da área de

operação não tinha sido encontrado em sua área de trabalho, tendo deixado o EPI no

carro que utilizava e a camisa e o crachá da Petrobras fora da sua rota de vistoria. Ao

mesmo tempo, eram divulgadas informações através de jornais e pelo SINDIPETRO de

Duque de Caxias de que um técnico de operação da área de TE/ML havia caído dentro

de um tanque de armazenamento de óleo lubrificante.

Pela ausência de informações mais detalhadas na comunicação oficial, a equipe

de Segurança Operacional da SRP respondeu, por correio eletrônico, às 12h ao

comunicado de acidente solicitando mais esclarecimentos. Em seguida, foi realizado um

telefonema à Gerência de SMS da REDUC a fim de obter informações que pudessem

caracterizar mais precisamente a ocorrência do acidente. A gerência de SMS da REDUC

confirmou que o empregado desaparecido era da TE/ML, que haviam encontrado a

camisa e seu crachá em um tanque da unidade 1750, mas que ainda não sabiam o que

tinha ocorrido de fato e que continuavam as buscas pelo empregado, levantando

inclusive a hipótese de suicídio, pois haviam descoberto um “acesso” no teto do tanque

TQ-7510. Nessa conversa, foi solicitado que enviassem essas informações por correio

eletrônico o mais breve possível.

Até às 18h do dia 01/02 não tinham sido enviadas as informações solicitadas

pela ANP, tendo sido decidida uma fiscalização no local do acidente para o dia seguinte

na refinaria a fim de obter informações mais precisas sobre o que de fato havia ocorrido.

A equipe de Segurança Operacional chegou à Refinaria no dia 02/02/2016 por

volta das 13h, sendo recebida pela gerência de SMS e de Inspeção da REDUC, por um

consultor de SMS corporativo do Abastecimento e pelo gerente da área de TE. Foi



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descrito que o técnico de operação tinha desaparecido por volta das 21h30min do dia

31/01 na área de tanques da unidade 1750, que haviam encontrado o carro que o

empregado utilizava próximo ao tanque 7512 e que sua camisa e crachá haviam sido

encontrados no topo da escada desse equipamento. Segundo informações da equipe da

REDUC, o técnico de operação estaria em execução de tarefa de medição de

temperatura e volume para aferição dos radares dos tanques TQ 7506, 7507 e 7508.

Alguns técnicos de operação da TE/ML do turno procuraram pelo empregado

desaparecido em toda área de tanques da unidade 1750, tendo sido encontrada uma

falha no teto do tanque 7510 por volta das 23h30min, nesse momento, foram iniciados

procedimentos de esgotamento do tanque. Entretanto, a equipe da REDUC informou à

ANP que ainda não havia sido homologada a Comissão de Investigação de Acidente

prevista no padrão PG-1AT-00070 [2], porque não haviam encontrado o empregado, mas

a expectativa era de que o esgotamento do tanque terminasse até o fim do dia (meia

noite).

A equipe da ANP fez uma primeira vistoria no local do acidente na U-1750

(Figura 1), tendo sido presenciada a mobilização de pessoal e equipamentos para o

esgotamento do tanque 7510 no intuito de encontrar o empregado vitimado.



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Figura 1 - Local do Acidente: Tanque 7510 (volume:6600m3; diâmetro:24,4m: altura:14,4m) da Unidade 1750; mobilização de força de trabalho e equipamentos para o esvaziamento do

tanque.

O corpo do empregado vitimado foi encontrado através da BV do TQ-7510

(Figura 1) no final da tarde de 02/02/2016, logo após a saída da equipe da ANP da

REDUC. Nesse mesmo dia, deu-se início ao processo de investigação do acidente com

a criação de equipe de investigação da ANP, em conformidade com o subitem 4.1.6 e

da IN ANP nº 1/2009 revisão 01 de 2015.

3.2 Processo Administrativo de Investigação

No dia 03/02/2016, foi instaurado pela ANP o processo administrativo nº

48610.001164/2016-78 com objetivo de apurar os fatores causais e causas-raiz do

acidente, em conformidade com o subitem 4.1.1 da IN ANP nº 1/2009 revisão 01. O

processo foi classificado como sigiloso de acordo com inciso III do art 6º da lei 12.527

(Lei de acesso à Informação).

Em 18 de fevereiro de 2016, a ANP decidiu, com base no art. 5º e seu inciso III

da Lei 9.847/1999, pela interdição cautelar dos tanques TQ-7510 e TQ-7509, que

Boca de Visita



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possuem características construtivas e de uso semelhantes, com o intuito de evitar novos

acidentes enquanto a integridade física não for garantida pela execução dos serviços de

reparos apropriados previstos em normas pertinentes. Tal medida foi registrada através

do Documento de Fiscalização (DF) nº 802 802 16 33 474035.

3.3 Metodologia de Investigação

As causas-raiz foram identificadas através da caracterização dos fatores causais

do acidente e da utilização da técnica de árvore de falhas. Toda documentação

relacionada ao acidente foi analisada pela equipe de investigação e as conclusões

resultantes são apresentadas neste relatório.

3.4 Etapas do Processo de Investigação

A Tabela 1 a seguir apresenta resumidamente as principais etapas executadas

durante o processo de investigação, entre as quais: reuniões para entrevistas, oitivas,

solicitação de documentos e vistorias de campo.

Tabela 1 - Principais etapas do processo de investigação.

Data Local Participantes Objetivos

02/02/2016 REDUC ANP e

Petrobras

Verificação inicial do acidente. Solicitação de

documentos.


Petrobras

Primeiras entrevistas com testemunhas:

Equipes de Operação da TE/ML e Inspeção de

Equipamentos Estáticos. Solicitação de documentos.


Petrobras

Vistoria de campo. Registro fotográfico do

local da queda do empregado no TQ-7510.



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11/02/2016 REDUC

ANP, Petrobras e empresa

Auxílio Assessoria e

Serviços Técnicos LTDA.

Continuação de entrevistas com

testemunhas: técnico de operação e diretor da

subcontratada.

12/02/2016 Escritório

central da ANP ANP e empresa

Auxílio

Entrevista com a empresa subcontratada

para serviço de inspeção no tanque.

19/02/2016 Sede da

Petrobras ANP e

Petrobras

Verificação do sistema ACET de gerenciamento

de inspeção.


central da ANP ANP e

Petrobras Oitivas de testemunhas da Inspeção da REDUC.



Petrobras

Oitivas de testemunhas Técnicos de Operação

da TE/ML.


central da ANP ANP e empresa

Auxílio. Oitivas de testemunhas

da empresa Auxílio.


central da ANP

ANP e SINDIPETRO

Caxias

Reunião sobre denúncias do acidente

pelo SINDIPETRO Caxias.



Petrobras

Reunião sobre o inibidor de Corrosão ZERUST

aplicado no teto do TQ-7510.

3.5 Aquisição de Informações

3.5.1 Documentos Relacionados ao Acidente

Desde a ação de resposta no dia 02/02/2016, foram solicitados à Petrobras

vários documentos relacionados ao acidente e às práticas do SGSO, entre os principais:

1) Relatórios de inspeção do equipamento TQ-7510 e respectivos relatórios de

medição de espessura;



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2) Notas de recomendações de inspeção e as respectivas matrizes associadas de

risco;

3) Projeto de reforma do tanque;

4) Documentos de Gestão de Mudança;

5) Procedimentos (padrões) corporativos e específicos de inspeção de equipamento

e de investigação de acidente;

6) Normas Petrobras de inspeção e de projeto de tanques;

7) Manual do programa ACET e registros de acesso ao sistema logo após o acidente;

8) Contrato de serviços de inspeção com empresa terceirizada;

9) Demais padrões da empresa referentes à Investigação de Acidentes, Gestão de

Mudança, etc.

Todos os documentos foram anexados aos autos do processo.

3.5.2 Oitivas de Testemunhas

Inicialmente, os investigadores da ANP acompanharam as entrevistas realizadas

na REDUC pela comissão de investigação da Petrobras, conforme parágrafo único do

art.°4 da Resolução ANP nº44/2009. Essas entrevistas foram registradas em atas e

foram anexadas aos autos do processo, em conformidade com o subitem 4.3.8 da IN

ANP nº 1/2009 revisão 01.

Posteriormente, foram realizados vários depoimentos Oitivas com a finalidade

de obter informações necessárias para a investigação do acidente. As convocações

foram realizadas através de Documento de Fiscalização com base legal no art. 39° da

lei 9874/1999 e em total observância das determinações do art. 26º da mesma lei.



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Ao todo, dez convocados prestaram esclarecimentos no escritório central da

ANP:

1) Três técnicos de operação da TE/ML, colegas de unidade da vítima;

2) O técnico de inspeção de equipamento que exercia a função de fiscal do contrato

da Petrobras com a empresa terceirizada de inspeção;

3) O engenheiro de inspeção (PH) responsável pelas inspeções do tanque do

acidente;

4) O gerente de inspeção de equipamentos da REDUC;

5) O técnico de inspeção encarregado da inspeção do tanque do acidente,

funcionário da empresa Auxílio;

6) O supervisor de inspeção da empresa Auxílio;

7) O inspetor de medição de espessura da empresa Auxílio; e

8) O diretor sócio da empresa Auxílio.

Ademais, foram também convocados a prestar esclarecimentos o gerente

substituto de inspeção da REDUC no momento do acidente e o gerente geral da refinaria.

Ambos não compareceram à ANP nas datas agendadas, não fornecendo justificativa no

prazo estabelecido no instrumento de convocação.

Os termos das Oitivas foram anexados aos autos do processo, em conformidade

com o subitem 4.3.8 da IN ANP nº 1/2009 revisão 01 de 2015.

3.6 Descrição do Acidente no Tanque TQ-7510

No dia 31/01/2016, por volta das 22h, os Técnicos de Operação da área de

TE/ML que trabalhavam no turno iniciaram contato por rádio com o colega que havia

saído do CCL para realizar tarefas de medição de volume com trena nos tanques TQ-



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7506, TQ-7507 e TQ-7508 da unidade 1750 (Parque Sul). Não tendo sucesso na

comunicação, um dos TO iniciou processo de busca para tentar encontrá-lo entre os

tanques dessa unidade [3] [4]. Cerca de 22h30min, o TO encontrou o carro utilizado pelo

técnico desaparecido em uma rua de acesso à unidade (Figura 2), próximo ao tanque

7512, avisando aos colegas pelo rádio. Após realizar buscas pelo teto dos tanques 7506,

7507 e 7508, não passando pelo tanque 7509 por receio, decidiu subir no TQ-7512,

encontrando a camisa e o crachá do TO desaparecido no teto deste tanque, próximo ao

topo da escada de acesso, comunicando ao supervisor de turno pelo rádio que estava

com receio de continuar adiante, pois não sabia o que poderia ter acontecido com o

colega desaparecido. A equipe de vigilância foi acionada para auxiliar nas buscas. Nesse

momento, outros TO também iniciaram tentativa de encontrá-lo no parque de tanques

da unidade 1750. As buscas, dificultadas pela iluminação precária [3] [4], continuaram

nos tanques e pelas bacias de contenção durante cerca de 1 hora. O turno foi trocado

às 23:00h, entrando novo supervisor. Por volta das 23:30h, um dos TO avisou pelo rádio

ao supervisor que iria subir no TQ-7512 e demais tanques interligados. Imediatamente,

após atravessar os tetos dos tanques 7512 e 7511, ao chegar à passarela de interligação

entre os tanques 7511 e 7510, avistou uma falha no teto do TQ-7510 com presença de

marca de óleo por cima (Figura 3), afirmando imediatamente ao supervisor de turno pelo

rádio [3] [4] que o colega teria caído no tanque, pois o óleo em cima da chapa do teto

tinha formato de mãos resultantes de possível tentativa do TO de se salvar. Outros

colegas de turno entraram em contato pelo rádio para saber mais informações. Outros

técnicos de operação também avistaram a falha no tanque. Em sequência, iniciaram-se

procedimentos de esgotamento do tanque 7510 através de gravitação para o tanque

7509 para tentar encontrar o TO vitimado. Todos os trabalhos seguintes objetivaram

aumentar a vazão de esgotamento do tanque. A equipe de enfermagem foi acionada

para monitorar as condições de saúde da equipe de turno da unidade 1750 [4].



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Figura 2 – Vista superior da unidade 1750 mostrando a configuração dos tanques e o local da queda do Técnico de Operação vitimado no acidente. O tanque 7505 estava em

manutenção, sem teto, impossibilitando a passagem para os demais tanques. Apenas alguns tanques possuem escadas helicoidais de acesso.

Figura 3 – Falha no teto do tanque 7510 que levou à queda do técnico de operação. Regiões ao redor da falha evidenciando o processo de corrosão por pites [5] de forma generalizada

na chapa de aço.

Corrosão avançada Marcas de óleo



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3.7 Acontecimentos após o Acidente

No dia 01/02/2016, momentos após a descoberta da falha no teto do tanque

7510, a gerência da REDUC acionou o gerente substituto de inspeção, porque o gerente

titular se encontrava de férias [3]. Pela manhã (início do turno), o gerente substituto de

inspeção entrou em contato com o técnico de inspeção de equipamentos, responsável

pela área de inspeção em tanques e fiscal do contrato de inspeção [6] realizado entre a

Petrobras e empresa subcontratada [3], convocando-o para uma reunião a respeito de

um problema ocorrido na refinaria. Nessa reunião, o TI da Petrobras ficou sabendo que

um TO possivelmente havia caído em um tanque e que o relatório da inspeção de

condições físicas desse equipamento (realizada em maio de 2015) estava assinado

eletronicamente apenas por um TI da empresa subcontratada no sistema ACET,

não havendo cópia impressa do documento. Foi informado também que esse relatório

continha citação à realização de ensaio de medição de espessura no tanque, mas

que não havia registro dos valores no sistema ACET e nem relatório impresso.

Desta forma, o último relatório de inspeção externa do equipamento (iniciado em

28 de maio de 2015) não havia sido concluído até a data do acidente [7]. Esse

relatório citava uma Recomendação de Inspeção (nota ZR) de 2014 (referente à

penúltima inspeção do TQ-7510) que determinava a substituição do teto do tanque

[8], manutenção não contemplada até o acidente.

O gerente de inspeção substituto pediu ao TI que entrasse em contato com a

empresa subcontratada para saber sobre o relatório de medição de espessura por

ultrassom do tanque TQ-7510. O TI da Petrobras solicitou [3] ao supervisor técnico de

inspeção da empresa subcontratada o relatório de medição de espessura por US citado

no relatório de condições físicas [9]. Imediatamente, por rádio, o supervisor solicitou o

relatório ao TI da empresa subcontratada [3], que lhe entregou um papel com valores de

espessura que supostamente seriam referentes ao TQ-7510. Em sequência, o

supervisor da subcontratada entrou no sistema ACET e complementou o relatório com

os valores de ME fornecidos pelo TI. Na manhã do mesmo dia 01/02/2016, o gerente

substituto da IE convocou também o engenheiro de inspeção (PH) responsável pelo



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relatório de inspeção do tanque do acidente para conversar a respeito do fato ocorrido,

que ficou sabendo neste momento que o relatório de inspeção externa do tanque 7510

estava incompleto, pois faltava o relatório de ME [3]. O gerente de inspeção em exercício

também informou, por volta das 8:00h do dia 01/02/2016, ao gerente titular de inspeção

sobre o desaparecimento do TO e provável queda no teto do tanque. Após chegar à

REDUC por volta das 10:30h do dia 01/02/2016, o gerente titular da IE teve acesso ao

relatório de medição de espessura da empresa subcontratada [9] na sala do GG da

refinaria [3]. Na tarde desse mesmo dia, o gerente titular de inspeção convocou o

engenheiro de inspeção (PH), oficialmente responsável pela finalização do relatório [3]

[10], para uma reunião, solicitando-o a concluir o relatório de inspeção de condições

físicas de 2015 do TQ-7510. Na manhã do dia 01/02/2016, estiveram na REDUC o

gerente executivo de refino e representante de SMES corporativo. A comissão de

investigação da Petrobras foi nomeada e o acidente foi classificado como classe 4 [2]

[11]. Ademais, o setor de assistência social da REDUC foi acionado para dar assistência

à família do vitimado. Estes fatos comprovam que já havia ocorrido um acidente

grave claramente reconhecido por toda equipe da Petrobras.

Na manhã do dia 02/02/2016, após inclusão dos supostos valores do ensaio de

medição de espessura do tanque 7510 no sistema ACET [12] pelo supervisor da

empresa subcontratada, o engenheiro P.H da Petrobras assinou eletronicamente o

relatório de condições físicas, mesmo tendo demonstrado contrariedade à

solicitação do gerente titular de inspeção da REDUC por achar que estava

descaracterizando o cenário do acidente [3]. Nenhum desses fatos foram

comunicados à equipe da ANP presente na refinaria na tarde deste dia. Por volta

das 18:00h, após o término do esvaziamento do tanque, o corpo do técnico de operação

foi encontrado e encaminhado ao Instituto Médico Legal.

No dia 03/02/2016, durante a entrevista realizada pela comissão de investigação

da Petrobras na REDUC, o gerente titular de inspeção da refinaria relatou que não tinha

sido encontrada a PT referente à realização do serviço de medição de espessura do

tanque 7510 de 2015, desconfiando que o serviço não tivesse sido realizado pela



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empresa subcontratada da Petrobras. O ensaio de medição de espessura das chapas

do tanque, que completava o relatório de condições físicas do equipamento [7],

não tinha sido realizado de fato, conforme comprovado nas informações prestadas

à ANP [3], na vasta documentação analisada [7] [13] e admitido no próprio

Relatório Detalhado de Acidente enviado pela Petrobras à ANP [11].

3.8 Linha do Tempo do Acidente

A Tabela 2 a seguir descreve a sequência cronológica dos fatos que antecederam

e sucederam o acidente ocorrido no dia 31 de janeiro de 2016.

Tabela 2 – Sequência cronológica resumida de fatos relacionados ao acidente.

Itens Data/Hora Eventos importantes relacionados ao acidente

1 1977 Término da construção do TQ-7510 e início operacional [11].

2 1994 Primeira troca do teto do TQ-7510 [11].

3 2007 a

jan./2009

Parada para manutenção do tanque e segunda troca do teto. Criação do documento de Gestão de Mudança para

instalação do produto anticorrosivo ZERUST em 08/07/2008 [14] no TQ-7509 e TQ-7510. Criação do documento

Solicitação de Estudo de Projeto (SEP) em 08/08/2008 [15]. Início do contrato com a empresa Zerust [16] [17] em

15/12/2008. O TQ-7510 deixou de ser aferido com trena [11].

4 26/04/2013 Realização da inspeção de Condições Físicas e Abertura do

Relatório no ACET [18].

5 10/06/2013. Abertura do Relatório de ME em junho de 2013 [19]. Sem

realização do serviço de ME.

6 13/12/2013

Fim do contrato de aplicação do produto ZERUST no TQ-7510 [16]. A taxa de corrosão foi medida pela Petrobras no

TQ-7510 e estava maior que a prevista em contrato (0,143mm>0,12mm/ano) [20] [21].

7 13/02/2014 Aprovação da realização da ME executada pela empresa

Auxílio [22]. O relatório indicava seis valores de ME abaixo da espessura crítica 2,5 mm no teto do TQ-7510 [18] [19].

8 03/2014

Consolidação do relatório de Condições Físicas CF_793/13 pela Petrobras. As inspeções externas e ME são

antecipadas para abril de 2015 [18]. Confecção da nota ZR de recomendação de inspeção determinando a troca do teto

do TQ-7510 no prazo limite de 360 dias [8].



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9 28/05/2015 Abertura do Relatório de Condição Física do TQ-7510 no

sistema ACET [7].

10 05/06/2015 Empresa terceirizada Auxílio comunica por correio eletrônico

a necessidade de realização de ME no TQ-7510, entre outros [23].

11 23/07/2015

A empresa Auxílio novamente comunica por correio eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510,

entre outros, e solicita abertura de OS [23].

12 30/07/2015 A empresa Auxílio novamente comunica por correio

eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510, entre outros, e solicita abertura de OS [23].

13 06/08/2015

A empresa Auxílio novamente comunica por correio eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510,

entre outros, e solicita abertura de OS [23].

14 15/10/2015. A empresa Auxílio novamente comunica por correio

eletrônico a necessidade de realização de ME no TQ-7510, entre outros, e solicita abertura de OS [23].

15 31/01/2016

Por volta das 21:00 h, o TO vitimado sai da CCL e se direciona a campo na unidade 1750 para realizar tarefas de

aferição dos tanques TQ-7506, TQ-7507 e TQ-7508. Atravessando os tanques 7512 e 7511, ao chegar ao 7510,

sofre queda no interior do tanque devido à corrosão avançada na chapa do teto [3] [4].

16 31/01/2016 Por volta das 22:00h, ao tentarem contato por rádio com o TO vitimado e não obterem sucesso, iniciam-se as buscas

pela TO nos tanques da unidade 1750 [3] [4].

17 31/01/2016

Por volta das 22:30h, um dos TO encontra o carro utilizado pela vítima em sua unidade em frente ao TQ-7512. Minutos depois, sobe as escadas desse tanque e encontra a camisa

e o crachá da vítima [3] [4].

18 31/01/2016 Às 23:00h, ocorre troca de turno e as buscas continuam [3]

[4].

19 31/01/2016

Por volta das 23:30h, um dos técnicos de operação refez o real trajeto realizado pela vítima e, ao chegar à passarela de interligação entre os tanques 7511 e 7510, avista a falha no

teto do 7510 que ocasionou a queda do TO, comunicando de forma enfática pelo rádio que seu colega tinha caído no

interior do tanque do acidente [3] [4].

20 01/02/2016

Imediatamente, iniciaram-se os processos de esgotamento do TQ-7510 (óleo Bright Stock) por gravitação e

posteriormente utilização de bomba de campo para o TQ-7509 [3] [4].



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21 01/02/2016

Nas primeiras horas do dia, o gerente substituto de inspeção foi acionado pela gerência da REDUC para comparecer à refinaria [3]. No início de turno, o gerente de inspeção em exercício informou ao TI da Petrobras, responsável pelo

contrato com a terceirizada, que um TO havia caído em um tanque e que o relatório de inspeção de condições físicas não estava completo no sistema ACET e que não existia

relatório impresso, solicitando que entrasse em contato com a empresa e perguntasse sobre o relatório de ME [3]. Ainda pela manhã, o gerente de inspeção em exercício convocou o

P.H responsável pelo TQ-7510 para uma conversa, comunicando o ocorrido e sobre o relatório de ME faltante no

relatório de condições físicas do tanque.

22 01/02/2016 Posteriormente à conversa com o gerente substituto de inspeção, o TI da REDUC solicitou o relatório de ME ao

supervisor de inspeção da empresa Auxílio [3].

23 01/02/2016

Em sequência, o supervisor de inspeção da empresa subcontratada pediu informações por rádio sobre o relatório de ME ao TI da empresa Auxílio. O TI da empresa Auxílio entregou um rascunho com supostos valores de ME ao

supervisor de inspeção, que imediatamente os inseriu no sistema ACET e assinou eletronicamente os relatórios de ME

e de inspeção de Condição Física do TQ-7510 [3] [13].

24 01/02/2016

Pela manhã, o inspetor de ME também foi procurado pelo supervisor da empresa Auxílio para saber sobre os valores de ME da inspeção de 2015 do TQ-7510. O inspetor de ME enviou por correio eletrônico os valores de ME referentes ao relatório de 2014 do equipamento. Posteriormente, assinou o

relatório impresso de ME de 2015 a pedido de seu supervisor [3].

25 01/02/2016

Por volta das 10:30h, convocado mais cedo pela gestão da refinaria em função do acidente, o gerente titular de inspeção

da REDUC que estava de férias chega à refinaria e toma ciência do relatório de ME na sala da Gerência Geral [3].

26 01/02/2016

Por volta das 16:00h, o gerente titular de inspeção convocou o PH da REDUC responsável pelo relatório do TQ-7510 para uma reunião, solicitando-o a finalizar o relatório de condição física do equipamento no sistema ACET. O PH demonstra

receio de finalizar o relatório após o acidente [3].

27 02/02/2016 Pela manhã, o relatório de inspeção de condição física do

TQ-7510 é finalizado pela Petrobras com as assinaturas (no ACET e na cópia impressa) do PH [3].

28 02/02/2016 Cerca de 18:00h, após o esgotamento necessário do tanque, o corpo do técnico de operação da TE foi encontrado [3] [11]



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29 03/02/2016

A Petrobras, após verificar que não havia PT e nem OS para execução do serviço de ME do tanque em 2015, conclui que o ensaio de medição de espessura não havia sido realizado pela empresa Auxílio, sendo, portanto, fictícios os valores

utilizados para finalizar o relatório de inspeção do TQ-7510 [3] [11].

4 ANÁLISE DE CAUSAS-RAIZ

Para identificar as causas do acidente, recorreu-se à metodologia de fatores

causais estruturados em árvore de falhas. As causas-raiz foram identificadas com o uso

do mapa de causas-raiz associadas aos requisitos no SGSO, conforme prática

recomendada no Guidelines for Investigating Chemical Process Incidents [25].

Na literatura de investigação de acidentes, encontram-se inúmeras definições

para fator causal, sem que haja uma definição mais correta que outra. Neste trabalho,

considera-se um fator causal como qualquer ocorrência negativa ou condição

indesejada que, caso fosse eliminada, evitaria a ocorrência do acidente, ou reduziria sua

severidade, sendo um evento ou uma condição que não se deseja que se repita. Para

um acidente típico, existem vários fatores causais, que normalmente são identificados

nos primeiros estágios de análise. Causa imediata ou direta é o evento absolutamente

necessário para que o acidente ocorra [26]. Causa intermediária é a razão pela qual

um fator causal ocorreu, mas não em nível de profundidade suficiente para ser uma

causa-raiz. Causas-raiz são deficiências no sistema de gerenciamento que permitem

que fatores causais ocorram ou existam. Para cada fator causal, normalmente existem

de uma a quatro causas-raiz associadas [27].

Primeiramente, apresenta-se a Árvore de Falha do evento de acidente (Figura

4) até o nível de causas intermediárias. Nas próximas seções, a partir das sete causas

intermediárias (ou fatores causais intermediários) identificadas, são apresentadas as

causas-raiz com base nos requisitos elencados nas Práticas de Gestão do SGSO.



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Figura 4 – Árvore de Falhas do acidente.

4.1 Causa Intermediária nº1: Ausência de Restrições de Acesso ao Tanque

A nota ZR de Recomendação de Inspeção [8], finalizada em março de 2014,

conforme já mencionado, determinava a substituição integral do teto do tanque em

função do ensaio de ME ter encontrado valores de espessura inferiores ao valor crítico

de 2,5 mm, de acordo com o critério de aceitação estabelecido no subitem 9.4.1 da

norma Petrobras N-2318 [28]. Na elaboração da nota ZR, de responsabilidade de



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emissão do engenheiro de inspeção (PH), deve ser criada uma matriz de risco de acordo

com o anexo A do padrão PE-4AD-00113-P [29]. A análise de risco da nota ZR [8]

estimou a consequência de falha do tanque como Pouco Grave (D) e a probabilidade

de falha como Provável (2), classificando o risco como C (médio), que determina um

prazo máximo de 360 dias para execução do serviço de manutenção prevista. Essa

matriz de risco não considera os riscos das atividades executadas por técnicos de

operação da TE/ML nos tanques, servindo meramente para estipular o grau de prioridade

na execução da manutenção prevista na nota ZR. Não houve qualquer evidência de

análise de risco de acesso ao teto do tanque na matriz de risco gerada pela nota

ZR, e consequente recomendação de interdição de acesso.

O subitem 6.2 (Figura 5) do padrão PG-AT-00406-B [30] determina que, após a

emissão da nota ZR, se a integridade do equipamento estiver comprometida, deve-se

estabelecer uma medida de contingência, realizando uma ARO ou ADTCP, que será

executada juntamente com a operação pelo engenheiro responsável pelo plano de

inspeção (PH). No padrão PE-2AT-00169-E [31], há um formulário anexo, intitulado

Análise de Criticidade, que é utilizado para avaliar a necessidade de realização de ARO.

Nesse anexo, há item de verificação da necessidade de medidas especiais para mitigar

riscos de lesão pessoal. Na interpretação de que esses riscos não são exclusivos dos

profissionais que executam atividades de inspeção ou manutenção nos tanques,

estendendo-se a todos aqueles que tenham incumbência de executar atividades que

necessitem de acesso ao teto dos tanques, esses documentos não foram

efetivamente considerados após a reprovação da integridade do teto do tanque

para elaboração de uma Análise de Risco Operacional que pudesse prever a queda

de pessoal no interior do tanque e, consequentemente, determinar uma interdição

física de acesso ao teto, o que provavelmente teria evitado a morte do TO.



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Figura 5 – Fluxo para equipamentos acompanhados pelo SPIE [30].

A ausência de qualquer aviso de restrição de acesso e interdição física no

tanque, antes da ocorrência do acidente, foi evidenciada também nas oitivas realizadas

no escritório central da ANP com o técnico e o engenheiro de inspeção (PH) da REDUC,

além do próprio gerente de inspeção de equipamentos [3]. O engenheiro de inspeção

afirmou em sua oitiva que: “No caso específico do TQ- 7510, ele não tinha conhecimento

da rotina da operação e não sabia que a equipe de operação acessava o teto do tanque

diretamente” (sic) [3]. Por fim, destaca-se que os TO são instruídos a não acessarem o

teto de tanques impedidos/isolados pela área de inspeção, SMS ou constantes na

instrução operacional, conforme PBO da área de transferência e estocagem [32] [33].

Por tais evidências, a empresa descumpriu o requisito 11.2 do SGSO (Figura 6),

que determina que o agente regulado é responsável pela identificação dos riscos de



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toda a instalação com o propósito de recomendar ações para controlar e reduzir

acidentes que comprometam a segurança operacional.

Figura 6 – Causa intermediária nº1: Ausência de Restrição de Acesso. Causa-raiz: 11.2 da PG nº11 do SGSO (Análise de Risco).

4.2 Causa Intermediária nº2: Rota de Acesso Incorreta

Após o ingresso das suas ações para negociação na bolsa de valores de Nova

Iorque, a Petrobras teve que atender as exigências da Lei Sarbanes-Oxley (SOX), que

estabelece regras de controle do ativo da empresa de forma a evitar erros de balanço

patrimonial e/ou fraudes nos relatórios demonstrativos [34]. Foi evidenciado nas oitivas

realizadas na ANP com os TO da área de TE/ML [3], assim como nas gravações de rádio

da noite do acidente (31/01/2016) [4], que o TO vitimado se direcionou à área da unidade

1750 (Parque Sul) da REDUC no intuito de realizar medição de nível e temperatura de

óleo desasfaltado nos tanques TQ-7506, 7507 e 7508. Posteriormente ao esgotamento

completo do TQ-7510, foram encontrados uma trena e dois termômetros, equipamentos

utilizados na execução dessas medições [34], corroborando com relato dos TO nas

oitivas, informação também constante no Relatório Detalhado de Investigação da

Petrobras enviado à ANP [11]. Esses valores de nível e temperatura obtidos de forma

manual são utilizados para cálculo de volume nos tanques e posterior comparação com

valores obtidos com medição automática (radar), procedimento executado em

cumprimento da supracitada lei. Para executar tal trabalho, a designação dos tanques a

serem medidos pelos TO é realizada em processo de acordo informal entre eles. A única

documentação que registra essa divisão é a planilha com os valores medidos. O TO

vitimado pertencia ao Grupo C de turno e, no dia do acidente, ficou encarregando das

medições nos tanques 7506, 7507 e 7508, conforme foi relatado pelos TO presentes nas

oitivas da ANP [3] e comprovado na planilha de controle de aferição dos instrumentos



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automáticos [35]. A periodicidade para aferição de tanques de óleo desasfaltado é de

três meses [35].

Para acessar ao teto dos tanques na unidade 1750 sem escada helicoidal, existe

interligação por passarela entre tanques com e sem escada. Desta forma, os tetos dos

tanques são utilizados como passagem, projetados para suportar uma sobrecarga de

100 kgf/cm2 além do peso próprio das chapas de aço, conforme norma de projeto API-

650 [36] da norma Petrobras N-270 [37].

Quando os colegas de turno da vítima encontraram sua camisa e seu crachá no

topo da escada do TQ-7512, a primeira pergunta que surgiu foi: Por que ele acessou o

7512 se esse tanque não é caminho de passagem para acesso aos tanques 7506, 7507

e 7508? Foi relatado pelos TO que o técnico vitimado não conhecia a área da unidade

1750 [3], sendo originário de outra unidade (1560) e que provavelmente nunca tinha

acessado o tanque 7510. Ao analisar a Figura 3, pode-se constatar que, de fato, não

havia como acessar os tanques 7506, 7507 e 7508 passando pelo TQ-7510, pois o

tanque 7505, em parada para manutenção, encontrava-se sem teto. Ademais, a

melhor rota de acesso aos tanques para execução das medições certamente não

era através do acesso ao tanque 7512 (Figura 2) e posteriormente passagem pelos

tanques 7511, 7510, etc., caminho comprovadamente executado pelo TO até sofrer a

queda no interior do tanque 7510 [3] [4]. Desta maneira, concluiu-se que a

desorientação em relação à rota correta de acesso aos tanques 7506, 7507 e 7508

levou a vítima a pisar desnecessariamente no TQ-7510, transformando-se num dos

fatores causais do acidente.

Um dos TO da TE/ML afirmou em sua oitiva que: Errou várias vezes o tanque

destino do serviço a ser realizado; que isso não é raro entre os técnicos de operação;

que todo operador se engana com o tanque (sic) [3]. Há de se destacar que o serviço

estava sendo executado à noite com iluminação precária,

quando uma desorientação do trabalhador fica ainda mais provável, potencializando

riscos de acidentes. Desta forma, durante o processo de investigação pela ANP, o que



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ficou evidenciado nas oitivas, testemunhado pela ANP também nas entrevistas

realizadas pela comissão de investigação da Petrobras com os técnicos e supervisores

de turno [38], é que não havia qualquer procedimento documentado de acesso aos

tanques, nem sequer uma configuração dos tanques da 1750 disponível na CCL

com indicação daqueles que possuem escada. O padrão referente à medição

manual em tanques de lubrificantes [34] aborda apenas a execução do trabalho,

não se reportando a nenhuma verificação prévia de melhor acesso aos tetos dos

tanques. O PBO de Transferência e Estocagem também não aborda nenhuma

verificação prévia de rotas de acesso à área de tanques que não tenham escada

de acesso de forma a mitigar riscos de acidentes [32].

Pelas evidências apresentadas, a empresa descumpriu o requisito 14.2.1. do

SGSO (Figura 7), que estipula que o agente regulado deve elaborar, documentar e

implementar procedimentos operacionais para todas as operações que são realizadas

na instalação, com instruções claras e específicas para execução das atividades

com segurança, levando em consideração as especificidades operacionais e a

complexidade das atividades.

Adiciona-se ao já exposto, o fato de que não havia qualquer documento

estipulando treinamento prévio dos TO no acesso de unidades que não fossem as

de seu conhecimento, ou mesmo que determinasse a necessidade de realização

do serviço com acompanhamento de TO experiente na área e nos equipamentos

da unidade de forma a reduzir o risco de acidentes. Por tal motivo, a empresa

descumpriu o que está explícito no requisito 3.3.1 do SGSO (Figura 7): O agente

autorizado deve estabelecer os requisitos de treinamento para que seus

empregados estejam aptos a realizar as tarefas relativas ao cargo ocupado e/ou

atividade exercida.



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Figura 7 – Causa intermediária nº2: Rota de Acesso Incorreta. Causas-raiz: 14.2.1 da PG nº14 do SGSO (Procedimentos Operacionais) e 3.3.1 da PG nº03 (Qualificação e

Treinamento).

4.3 Causa Intermediária nº3: Não Atendimento à Recomendação de Inspeção

A nota ZR de Recomendação de Inspeção [8] resultante da execução da ME no

TQ-7510, realizada apenas em 2014 [22], determinou a substituição integral das chapas

do teto. A matriz de risco associada a essa nota ZR classificou o risco como médio (C),

que no documento padrão da empresa determina o tempo de até 360 dias para execução

do serviço de manutenção [29]. Entretanto, a Petrobras forneceu a seguinte resposta à

ANP no processo de investigação, conforme Figura 8.


O prazo determinado para próxima inspeção interna do TQ-7510 no relatório de

inspeção de condições físicas de 2013 era 22/05/2019 [18]. As oitivas dos profissionais

de inspeção da REDUC (técnico, engenheiro e gerente) [3] ratificaram a resposta



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enviada oficialmente à ANP de que normalmente a manutenção é executada na próxima

parada do tanque. Desta forma, havia uma grande incompatibilidade entre os prazos

da parada operacional do equipamento para a próxima inspeção interna e,

consequentemente, a realização da substituição do teto, e o prazo estipulado na

matriz da nota ZR. O fato é que entre o fechamento da nota ZR (06/03/2014) e a

ocorrência do acidente (31/01/2016) se passaram 696 dias e nenhuma ação efetiva

para manutenção do teto do TQ-7510 havia sido realizada. Ressalta-se também que

não houve reclassificação do risco pela equipe da REDUC (inspeção e operação)

aumentando o prazo previsto.

O engenheiro de inspeção (PH) relatou na ANP que para efetivação da

manutenção de tanques existem restrições para cumprimento da nota ZR em razão da

impossibilidade de parar o equipamento [3]. Na prática, foi evidenciado que o prazo

máximo estimado para substituição do teto do tanque pela nota ZR foi ignorado

pela equipe de manutenção, pois a interpretação foi de que o atendimento à nota

ZR só deveria ser realizado na parada de campanha do TQ-7510. Os procedimentos

devem estar adequados, sem duplicidade que gere confusões de interpretação,

devidamente padronizados entre as equipes de inspeção e manutenção nos

prazos estipulados para execução dos reparos necessários à garantia da

integridade dos equipamentos, e serem efetivamente implementados na prática,

caso contrário são tão “efetivos” quanto os inexistentes. Desta maneira, os padrões

de Gestão de notas ZR [29] e Gestão de Manutenção de Tanques [40] não foram

executados de forma efetiva. Por tais razões, o não atendimento à nota ZR de inspeção

se configurou como um dos fatores causais do acidente, relacionando-se, entre outras,

à causa-raiz explícita no SGSO no requisito 12.2.2 (Figura 9), que determina que o

agente regulado deve estabelecer e implementar procedimentos de inspeção e

manutenção para condução segura das atividades.

Ademais, é importante destacar que a empresa estabeleceu um índice de

Atendimento às Recomendações de Inspeção (IARI) [29], porém o engenheiro de

inspeção (PH) responsável pelo TQ-7510 afirmou em sua oitiva que o IARI não abrange



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os tanques de armazenamento [3]. Um técnico de inspeção da REDUC relatou na oitiva

à ANP que: “existe um passivo grande de recomendações para tanques, sendo que não

foi dado baixa para alguns; que não existe confiabilidade na carteira de notas ZR de

tanques por conta da falta de atualização das atividades de manutenção já realizadas ou

não; que, após o acidente, o levantamento dos tanques, realizado por meio do SAP,

identificou na área 25 tanques com necessidade de reparo, o que ocasionou o bloqueio

de acesso ao teto dos mesmos”(sic). Essas informações são congruentes com as

contidas no relatório de investigação da CIPA [41], que relatam que a Petrobras realizou

um estudo que concluiu pela retirada das notas ZR dos tanques de armazenamento da

identidade do indicador IARI, baseando-se nas particularidades de inspeção e

manutenção desses equipamentos em relação aos demais equipamentos API (em

tanques, as manutenções são realizadas apenas nas interrupções de campanha).

Não houve a criação imediata de um índice específico de controle de

atendimento às recomendações de inspeção para tanques. O acúmulo de

recomendações de inspeção sem atendimento estava colocando em risco não

apenas o TQ-7510, como os demais tanques da REDUC.

Desta forma, houve também descumprimento ao requisito 12.4.2 do SGSO

(Figura 9) que descreve que o agente autorizado deve estabelecer um controle para

acompanhamento das implementações das recomendações dos relatórios de

inspeção. Simultaneamente, a empresa descumpriu o requisito 6.1 do SGSO que

determina a elaboração e o monitoramento contínuo de indicadores de

desempenho e metas que avaliem a eficácia do sistema de gerenciamento da

segurança operacional (que inclui a PG nº12), promovendo a melhoria continua das

condições de segurança das instalações.



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Figura 9 – Causa intermediária nº3: Não Atendimento à Recomendação de Inspeção. Causas-raiz: 12.2.2 da PG nº12 do SGSO (Integridade Mecânica); 12.4.2 da PG nº12 e 6.1

da PG nº06 (Monitoramento e Melhoria Contínua do Desempenho).

4.4 Causa Intermediária nº4: Atraso na Execução da Inspeção

O padrão corporativo Petrobras do abastecimento PG-2AT-00371 [42] tem por

objetivo "estabelecer diretrizes para a elaboração, revisão e execução dos planos de

inspeção dos equipamentos estáticos do Abastecimento-Refino, em consonância com

os requisitos legais, padrões e normas aplicáveis da Petrobras, normas e práticas

recomendadas nacionais e estrangeiras" (sic). Neste documento, a definição de plano

de inspeção é "documento gerado no ACET, que descreve as técnicas e métodos a

serem utilizados para realizar a inspeção, além de conter a programação de inspeção.

Aprovado pelo Engenheiro de Inspeção, o plano tem como base as características de

projeto do equipamento ou tubulação, assim como o histórico operacional e dos relatórios

de inspeção, e deve permitir a realização da inspeção e análise de vida remanescente,

conforme padrões aplicáveis"(sic). A programação de inspeção, conforme definida

nesse padrão, é a "Tabela gerada no ACET, que define os intervalos de inspeção para

cada equipamento ou tubulação controlada pela Inspeção de Equipamentos, assim como

as datas de suas próximas inspeções, assegurando a conformidade às exigências

regulamentares e específicas da UO" (sic).

Em síntese, o plano e a programação de inspeção são os dois documentos que

definem a linha mestra da atuação da Gerência de Inspeção em uma refinaria. O



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programa de gerenciamento de inspeção ACET é alimentado com os dados de

engenharia e ensaios resultantes das inspeções [12] [42]. A partir dessa análise técnica,

o engenheiro responsável pelo equipamento define os próximos prazos de inspeção,

com base na avaliação da vida útil residual estimada e em outras análises de risco, com

o objetivo de garantir a operação segura do sistema durante o período de campanha. A

consolidação destes dados para todos os equipamentos define o planejamento das

atividades de inspeção.

No caso do tanque TQ-7510 da REDUC, após a reforma que ocorreu durante a

parada do equipamento entre os anos de 2008 e 2009, foi definido pelo PH no relatório

de condições físicas que a próxima inspeção interna seria realizada em 2013 [18], com

base na norma Petrobras N-2318 [28] e na vida útil projetada de 20 anos para o

equipamento. Entretanto, a realização efetiva dos ensaios não destrutivos e da avaliação

final do PH ocorreram diversos meses após o fim do prazo definido no plano de inspeção,

já em 2014, conforme demonstram o RDO [22].

Apesar do atraso de 8 meses na execução, as datas de início e término da

inspeção, além da data de conclusão do relatório final, são indicadas nos documentos

retroativamente para a data de cadastro inicial dos documentos no ACET, em 2013 [10]

[12] [42]. Não existe qualquer indício no documento final sobre a data efetiva de

conclusão da inspeção, o que mascara o fato de que a avaliação técnica foi

realizada com grande atraso em relação ao programado no plano de inspeção [18].

Este fato torna inviável a constatação das falhas de gestão por meio de auditoria

dos relatórios de inspeção e impossibilita evidenciar o problema por meio de

indicadores, o que configura ausência de controle e integridade das informações

relativas à segurança operacional da refinaria, em desacordo com o requisito 8.2

do SGSO (Figura 10). É possível que o acidente fatal pudesse ter sido evitado caso a

prática de gestão da integridade das informações tivesse sido implementada no sistema

ACET, evitando assim ocultar uma falha latente de gestão.



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Em 2013, o PH programou no planejamento para o tanque TQ-7510 que a

próxima inspeção externa (condições físicas) deveria ser finalizada no prazo máximo de

2 anos, nesse caso, abril de 2015, devido à baixa espessura das chapas do teto do

tanque constatada no relatório de 2013[18], terminado com atraso com a execução da

ME em 2014 e emissão da nota ZR [8].

O início do procedimento de inspeção do tanque em 2015 ocorreu em maio

desse ano com o cadastramento do relatório de condições físicas no sistema ACET,

conforme evidenciado no relatório de auditoria do sistema [43]. Em seguida, o supervisor

de inspeção da empresa contratada solicitou por correio eletrônico à REDUC a

autorização para realizar o ensaio de ME no TQ-7510. A sequência de mensagens

eletrônicas [23] solicitando a ordem de compra autorizando a realização do serviço teve

início em junho de 2015 e se estende até o fim do ano. Neste ínterim, a ordem de serviço

foi emitida pela REDUC [44], porém não foi transmitida à empresa terceirizada de

inspeção por motivos desconhecidos, conforme relato do técnico de ME da empresa

Auxílio à ANP [3]. Os relatórios de ME e de condições físicas só foram finalmente

inseridos no sistema ACET após a ocorrência do acidente e, como ficou demonstrado e

atestado pela própria Petrobras [11], continha valores fictícios.

Da mesma forma que o lapso de tempo existente para conclusão da inspeção

de 2013 pela falta da realização da ME, a inspeção externa de maio de 2015 não foi

finalizada até a data do acidente, em janeiro de 2016. Se o ensaio de ME de 2015 no

teto do tanque tivesse sido realizado no prazo definido, finalizando a inspeção externa,

o processo de corrosão acentuada com perda total de espessura em diversos pontos do

teto do tanque sob a pintura poderia ter sido detectado a tempo de evitar a morte do TO.

O atraso sistemático dos prazos definidos no plano de inspeção foi também

relatado em oitivas prestadas à ANP tanto pelos técnicos da empresa terceirizada,

quanto pelos profissionais da Gerência de Inspeção da REDUC [3]. Foram citados

diversos motivos para a existência desse passivo de relatórios sem análise pelos

profissionais habilitados da Petrobras, entre eles o excesso de carga de trabalho, o baixo



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número de profissionais alocados para a atividade, a evasão desses profissionais sem a

devida reposição e os atrasos nas liberações de ordem de serviço e documentos

correlatos para a execução das inspeções [3].

Uma das atividades fundamentais da Gerência de Inspeção da refinaria é o

cumprimento do plano de inspeção e sua programação até as datas definidas por

critérios de engenharia e normativos. Na REDUC, ficou constatada a deficiência no

controle sobre o atendimento desses prazos pela gerência. Em sua oitiva [3], o Gerente

de Inspeção afirmou que: “existe uma demanda de relatórios de inspeção e não sabe

informar com precisão o intervalo entre a emissão e a assinatura destes relatórios (sic)".

Sobre o caso do tanque TQ-7510, ele ainda documentou que: "não era de seu

conhecimento o intervalo de 8 meses entre uma inspeção visual e a ME"; "não era de

seu conhecimento que o fechamento do relatório de 2013 também tinha atrasado pelo

tempo de 8 meses e que, na sua opinião não é razoável o intervalo de 8 meses entre a

inspeção visual e a ME (sic) " [3].

Diante das evidências, verifica-se que não há indicadores ou informações

gerenciais implementados que permitam identificar o andamento da execução do

plano de inspeção, fato que, além de atestar a ineficácia da atividade de inspeção

na refinaria por ausência de elementos de gestão adequados, configuram-se

descumprimentos aos requisitos 12.2.3 (implementar a periodicidade para

realização das inspeções, testes e manutenção) e 12.4.1 (monitorar e avaliar os

resultados das inspeções e testes) do SGSO (Figura 10).

Adicionalmente, não foi evidenciado também, no caso da Gerência de

Inspeção de Equipamentos, o cumprimento do requisito 1.3.2 (participação efetiva

dos gerentes nas atividades relacionadas com a segurança operacional), visto que

o gestor de IE afirmou desconhecer vários aspectos de desempenho mínimos de

sua gerência (Figura 10).



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Figura 10 – Causa intermediária nº4: Atraso na Execução de Inspeção. Causas-raiz: 8.2 da PG nº8 do SGSO (Gestão de Documentação); 12.2.3 da PG nº12 (Integridade Mecânica); 12.4.1 da PG nº12 (Integridade Mecânica) e 1.3.2 da PG nº01 (Responsabilidade Gerencial).

4.5 Causa Intermediária nº5: Inobservância de Critério Normativo

Os tanques TQ-7508, TQ-7509, TQ-7510 e TQ-7511 foram projetados pela

empresa inglesa Badger Limited na década de 70 [45], utilizando a API-650 [36] como

código de projeto adotado. De acordo com a norma, o teto e a estrutura que o sustenta

devem ser projetados para suportar o peso próprio, cargas devidas a fenômenos naturais

(ventos, chuva, granizo ou atividade sísmica), carga devido à pressurização ou formação

de vácuo resultante da movimentação do fluido armazenado, além da carga viva de

projeto, isto é, o peso distribuído de pessoas caminhando sobre o equipamento

(aproximadamente 100 kgf/m²), conforme definido na sua edição mais atual [36]. O

projeto e as folhas de dados originais dos tanques citam que as chapas utilizadas na

fabricação do teto atendem ao mínimo exigido pela norma, com sobrecarga sobre o teto

de 60 kgf/m² [46]. O material utilizado na época foi o aço ASTM A-570 Gr. C, com

espessura de 3/16" (4.8 mm). A norma Petrobras N-270 [47] segue critérios similares

aos definidos na API-650 quanto aos materiais utilizados na construção de tanques,

espessura mínima e carga viva sobre o teto.

A inspeção destes equipamentos é padronizada pela norma API 653 [48]. A

seção 4 da norma trata dos critérios de tomada de decisão, após a realização de

inspeções, para determinar se o equipamento continua adequado ao serviço no seu

estado atual. O resultado da análise, de responsabilidade do profissional habilitado (PH),



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pode indicar a necessidade de mudanças nas características de operação ou indicar

reparos, alterações construtivas, descomissionamento, realocação e até mesmo a

reconstrução do tanque. O item 4.1.3 enumera alguns fatores que devem ser

considerados nessa avaliação, entre eles a corrosão interna devido à característica do

produto armazenado e a resistência mecânica remanescente do teto em função de

diversas cargas, como a carga viva (o peso das pessoas sobre o tanque), peso próprio,

resistência aos ventos, entre outras. Especificamente, o item 4.2.1.2 da norma impõe

que as placas que compõe o teto de tanques, quando corroídas, devem ser substituídas

ou reparadas se possuírem espessura inferior a 0,09" (aproximadamente 2,3 mm) ou se

houver furos em qualquer ponto do teto. Quanto ao prazo para a realização de inspeções

externas, a norma define no item 6.3.2.1 o prazo máximo de 5 anos ou de ¼ da vida útil

residual do tanque, sendo o menor indicador o preponderante. A vida útil deve ser

avaliada como a diferença entre a espessura atual e a espessura mínima normativa (em

milímetros) dividida pela taxa de corrosão histórica (milímetros por ano).

A Petrobras utiliza em suas atividades de inspeção de tanques atmosféricos a

norma N-2318 [28]. Em seu item 9.4.1 - Critérios de aceitação da inspeção -, a espessura

mínima para as chapas do teto após corrosão é de 2,5 mm, critério mais conservador

que o da norma API. Pela norma Petrobras, a avaliação da necessidade de substituição

das chapas é a definida na API 653 [48]. O critério estipulado na norma para a frequência

de inspeções externas é idêntico ao da API 653, isto é, a cada 5 anos ou ¼ da vida útil

residual até a espessura crítica.

Em harmonia com os critérios técnicos normativos citados acima, o sistema de

acompanhamento de inspeção de equipamentos estáticos da Petrobras – ACET [12] -

possui programado em suas rotinas o cálculo de taxa de corrosão e de vida útil residual

de tanques. O sistema possui alarmes em pontos pré-definidos, sendo o crítico para tetos

de tanques ajustado para a espessura de 2,5 mm, conforme o critério definido na N-2318

[28]. Todos os cálculos de vida útil no sistema avaliam o tempo estimado, sob as

condições de corrosão inferidas por meio de ensaios não destrutivos de ME, para que o

fim dessa vida útil ocorra quando o teto atingir a espessura mínima de segurança,



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denominada de MAWT (Minimum Alowable Working Thickness, ou espessura mínima

de trabalho permitida). O programa marca pontos próximos a essas condições com cores

e alertas para informar o engenheiro de forma clara. A vida útil residual calculada pelo

programa torna-se negativa caso a espessura medida seja inferior à mínima. Esses

cálculos e alertas constam no relatório de inspeção final aprovado pelo PH, exceto pelos

que o profissional marca como nulos, devido a erros espúrios ou outro motivo que for

julgado pertinente [12].

O relatório de inspeção de condição física de 2009 descreve a última grande

intervenção no tanque TQ-7510 antes do acidente [49]. Na ocasião, ocorreu a parada do

equipamento, com inspeção interna e externa. O relatório informa que houve a

substituição completa das chapas de aço do teto do equipamento devido à corrosão

severa. Não foi realizada a pintura interna do teto devido à instalação e aplicação do

sistema inibidor de corrosão Zerust, gestão de mudança que será detalhada no subitem

4.6.

Em 26/04/2013 foi emitido o primeiro relatório de inspeção externa após a

substituição do teto do tanque [18]. O relatório de ME anexo [19] indicou que havia baixa

espessura em diversos pontos, conforme indicado na Tabela 3. Os pontos marcados

indicam uma espessura menor que a mínima permitida na norma N-2318 [28], dentro da

incerteza documentada no procedimento de medição [50]. Desta forma, o equipamento

formalmente não possuía mais vida útil residual. O relatório de medição de espessura

omitia os dados de taxa de corrosão e vida útil residual calculados pelo sistema, visto

que um funcionário com permissão de PH ou administrador do sistema ACET pode

selecionar a desconsideração destas informações antes da impressão do documento

[51] (Figura 11).

Ressalta-se que os relatórios CF_00793 [18] e ME_00167/13 [19] foram datados

retroativamente, isto é, as inspeções e a assinatura do profissional ocorreram apenas no

ano seguinte (2014), fora do prazo máximo de inspeção determinado pelo PH, conforme

apontam as evidências coletadas durante a investigação[8] [22] [51].



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Tabela 3 - Resultados da inspeção do teto do tanque TQ-7510 realizada em 2013 [19] [49] [52].

Ponto de medição

Espessura nominal

Espessura mínima

Espessura medida

Taxa de corrosão

Vida útil residual

Vida até a falha

(mm) (mm) (mm) (mm/ano) (anos) (anos)

1

4,8 2,5

2,0 0,71 -0,7 2,8

2 3,4 0,36 2,5 9,5

3 3,3 0,38 2,1 8,6

4 3,2 0,41 1,7 7,8

5 3,2 0,41 1,7 7,8

6 3,0 0,46 1,1 6,5

7 2,1 0,69 -0,6 3,0

8 2,4 0,61 -0,2 3,9

9 2,4 0,61 -0,2 3,9

10 2,6 0,56 0,2 4,6

11 2,6 0,56 0,2 4,6

12 2,6 0,56 0,2 4,6

13 1,9 0,74 -0,8 2,6

14 2,5 0,59 0,0 4,3

15 2,3 0,64 -0,3 3,6

16 3,0 0,46 1,1 6,5

17 2,5 0,59 0,0 4,3

Diante desses resultados, o PH avaliou que era necessário substituir o teto do

tanque. Foi aberta uma nota ZR [8]. No entanto, no comentário geral do relatório: "Os

resultados de ME denotam baixa espessura generalizada no teto. Como medida

preventiva a próxima inspeção externa está sendo limitada em dois anos, quando uma

nova ME será realizada, para verificação das condições do teto nesta ocasião

futura."(sic); e na conclusão: "Os trabalhos descritos neste relatório foram realizados com

o melhor do nosso conhecimento de engenharia. Desta forma, respeitadas as condições

operacionais, este equipamento poderá operar até a data da próxima inspeção periódica

definida neste relatório"(sic). O PH deixa claro que, em sua avaliação, o equipamento

está apto para o uso pleno por, pelo menos, até a data da nova inspeção externa [49].

Ao ser questionada sobre a metodologia de avaliação da vida útil residual, a

REDUC forneceu à ANP uma planilha ad hoc [52] controlada fora do sistema ACET,

assinada pelo PH, onde a avaliação da vida útil residual, ao contrário da norma API-



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653 [48], da N-2318 [28] e do indicado nos procedimentos corporativos [10], estima

a vida residual do equipamento até a falha, ou seja, até a espessura de valor nulo,

e não até a espessura mínima de segurança, como indicado nas normas citadas e

programado no sistema ACET [28] [43] [48]. Estes dados estão reproduzidos na última

coluna da Tabela 3. Mesmo assim, o menor valor de vida útil residual obtida foi de 2,6

anos, o que indica um prazo de inspeção muito inferior ao definido (menor que 8 meses,

conforme critério da N-2318 [28]).

(a) Indicações visuais de alerta de baixa espessura normativa.

(b) Campos desabilitados para exibição no relatório.

Figura 11 - Telas do ACET indicando os alertas de baixa espessura e a desabilitação manual [43].

Desta forma, conclui-se que a REDUC deixou de cumprir a prática 12.2.1 do

SGSO (Figura 11), visto que não foi evidenciada a utilização das normas, padrões e boas

práticas de engenharia na avaliação do relatório de medição de espessura. O sistema

que consolida estas avaliações e indica possíveis não conformidades à

engenharia de inspeção foi desconsiderado sem justificativas técnicas adequadas

para tal. Se os procedimentos existentes e as normas neles referenciadas tivessem

sido implementados adequadamente, a probabilidade da ocorrência da fatalidade

certamente seria mitigada.



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Figura 12 – Causa intermediária nº5: Inobservância de Critério Normativo. Causa-raiz: 12.2.1 da PG nº12 do SGSO (Integridade Mecânica).

4.6 Causa Intermediária nº6: Ineficiência do Inibidor de Corrosão

Os tanques 7509 e 7510 da unidade 1750 armazenam óleo desasfaltado (ODES)

oriundo da Unidade de Desasfaltação a Propano (U-1790). O óleo desasfaltado contém

concentração significante de enxofre que gera vapores corrosivos que podem acelerar

processos de corrosão interna no teto dos tanques. O principal mecanismo de dano em

tanques é corrosão na face interna do teto, no último anel do costado e na face externa

do fundo do equipamento [21] [28]. Como soluções preventivas, existem formas de se

evitar ou reduzir a evolução da corrosão em equipamentos, entre as quais podem ser

destacadas: utilização de pintura industrial anticorrosiva [53], emprego de revestimentos

metálicos ou não metálicos, uso da técnica de proteção catódica, utilização de ligas

metálicas mais resistentes à corrosão e aplicação de inibidores específicos de corrosão.

A solução adequada depende principalmente do mecanismo de corrosão existente e dos

custos necessários. Em relação ao TQ-7510, as fotografias da Figura 13, registradas

pela ANP após o acidente, evidenciam que a corrosão no tanque estava avançada em

várias chapas do teto, não somente na região de queda do TO.



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(a)

(b)

Figura 13 - Corrosão interna avançada aflorando à superfície externa do teto do TQ-7510. Conjunto de dispersores de produto anticorrosivo instalados em 2009 com vistas a conter a

evolução da corrosão.

A verdade é que não somente o tanque 7510, mas também o 7509 apresentava

histórico de problemas de corrosão que estava levando a Petrobras/REDUC a trocar os

tetos desses equipamentos a cada 5/7 anos, o que gerava altos custos de manutenção

[14] [15] [21]. Por esta razão, em 2008 a REDUC abriu uma nota de Gestão de Mudanças

com a intenção de instalar um sistema de proteção anticorrosiva no teto desses dois

tanques. Desta maneira, se o sistema fosse eficiente, segundo item 7 do documento de

Gestão de Mudança [14] e item 1 do SEP [15], haveria redução dos custos de

manutenção pela redução das trocas de tetos. A mudança foi classificada como

Permanente [14].

O produto anticorrosivo desse sistema de proteção aplicado no tanque 7510

consiste de uma combinação específica de inibidores de corrosão dos grupos das

imidazolinas, fosfatos e hidrocarbonetos de petróleo, sendo dispersos no interior do

tanque através da instalação de dispersores [21]. Os vapores provenientes do produto

(denominado de RCAST-R1 [16]) formam uma camada fílmica protetora que é renovada

continuamente em toda superfície interna do teto. O projeto para utilização dessa nova

tecnologia iniciou em 2002 [21], sendo dividido em fase de laboratório (2002 a 2004) e

fase de campo (2004 a 2006). Para realização dos testes iniciais, foi utilizado um tanque

Dispositivos Zerust

Dispositivos Zerust

Corrosão Corrosão



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de gasóleo (TQ-124) para aplicação do inibidor de corrosão e outro tanque similar (TQ-

121) como referência (sem inibidor). Analisando as taxas de corrosão no período de maio

de 2005 a abril de 2006 nos dois tanques, a empresa relatou que o tanque sem inibidor

apresentou uma taxa de 0,70mm/ano e o tanque com aplicação do inibidor uma taxa de

0,12 mm (uma redução de taxa de corrosão acima de 80%). A Petrobras/REDUC

concluiu que o período de troca de tetos de tanques com essa prevenção anticorrosiva

passaria a ser entre 20 e 25 anos. Na concepção da Petrobras/REDUC, os resultados

desse projeto eram suficientes para concluir pela eficiência dessa tecnologia.

Desta forma, em 2008 a Petrobras firmou contrato com a empresa Zerust

Prevenção de Corrosão S.A com o objetivo de fornecimento de serviços de proteção

contra corrosão dos tanques 7509 e 7510 utilizando o inibidor volátil de corrosão RCAST-

R1. O período total previsto no contrato era de 15/12/2008 a 13/12/2013 [16] [17]. O

escopo principal dos serviços previa a instalação dos dispersores/dispositivos nos

tanques 7509 e 7510, o material necessário para as aplicações ao longo do período total

de contrato, a inspeção dos dispersores e o monitoramento periódico da eficiência do

produto através da realização de medições de espessura (a taxa de corrosão média

máxima admitida contratualmente era 0,12mm/ano) [17] [21].

A Petrobras entregou a ANP um documento intitulado Relatório do Contrato

Zerust [16], datado de 25/02/2016 (após o acidente), que descreve falhas no

cumprimento contratual pela empresa Zerust Prevenção de Corrosão S.A por: ausência

de manutenção e inspeção dos dispositivos (dispersores do produto) (Figura 14);

ausência de relatórios de indicadores de desempenho; falta de verificação da taxa de

corrosão média e falta de substituição de carga de produto anticorrosivo nos dispositivos.

Por tais motivos, a Petrobras relata que notificou a Zerust S.A de multa contratual

em 18/06/2013. Porém, as não conformidades supracitadas pela Petrobras em

relação ao contrato celebrado com a Zerust S.A ocorreram entre 2011 e 2012,

conforme texto sobre os RDO do contrato mostrado na Figura 14 a seguir [16]. A

Petrobras relata que a subcontratada confirmou que esteve ausente por quase o ano

inteiro de 2012 e que nas datas dos RDO entregues não houve qualquer registro de



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presença de empregados da terceirizada nas instalações da REDUC para execução dos

serviços documentados. Portanto, houve um grande lapso temporal entre as não

conformidades contratuais de aplicação do produto inibidor de corrosão nos

tanques e a notificação da Zerust S.A. A empresa respondeu a notificação da

Petrobras afirmando que havia inibidor de corrosão o suficiente no dispositivo (dispersor)

para proteger o TQ-7510 até o início de 2014 [16].

Figura 14 - Falhas apontadas pela Petrobras no cumprimento do contrato de aplicação do inibidor de corrosão no tanque TQ-7510 [16]

Na reunião realizada na ANP em 08/03/2016 [20], a Petrobras relatou as

seguintes taxas média de corrosão no período de contrato: 2010 (0,08mm/ano), 2011

(0,105mm/ano), 2012 (sem verificação por ausência da contratada) e 2013

(0,143mm/ano). Como evidenciado, em 2013 a taxa de corrosão estava acima da

admitida em contrato, mas a empresa contratada alegou que iria substituir os frascos de

inibidor nos dispositivos e a taxa de corrosão iria diminuir e se estabilizar ao longo do

tempo, segundo informações fornecidas pela Petrobras à ANP [16] [21]. Entretanto, o

contrato não foi interrompido pela Petrobras e nenhuma ação foi feita no sentido

de impedir a evolução da corrosão do teto do tanque. O contrato encerrou em



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dezembro de 2013 e, segundo a Petrobras, não foi apresentada medição da taxa de

corrosão do teto do tanque.

Ademais, a Petrobras relatou que o tanque 7509 apresentou uma taxa média de

corrosão entre 2009 e 2013 de 0,55mm/ano, enquanto o tanque 7510 uma taxa média

de 0,72mm/ano. Destaca-se que não houve aplicação de inibidor de corrosão no 7509,

embora os dispositivos tivessem sido instalados também nesse tanque e houvesse

previsão de aplicação pelo documento de GM [14] [15]. Questionada pela ANP a respeito

do porquê da instalação dos dispositivos no TQ-7509 sem haver aplicação do inibidor,

não foi apresentada justificativa.

A conclusão da Petrobras foi de que o sistema de prevenção de corrosão

(inibidor Zerust) não era eficiente para aplicação nos dois tanques, conforme texto do

RTA [54] e texto extraído da apresentação da Petrobras [21] apresentados na Figura 15.



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(a) Relatório de Tratamento de Anomalia (RTA) [54].

(b) Apresentação da Petrobras durante processo de investigação da ANP [21].

Figura 15 - Conclusão da Petrobras, após o fim do contrato, sobre o sistema de prevenção de corrosão com aplicação do inibidor Zerust.

O documento SEP [15] apresenta uma APP em uma matriz de perigos

identificados por uma equipe multidisciplinar da REDUC (SMS, manutenção e operação)

pela instalação dos dispositivos com inibidor de corrosão. Houve identificação de perigos

relacionados à atividade de aferição de radar e medições nos tanques TQ-7510 e TQ-

7509, porém apenas foram identificados os perigos de queda/tropeço do tanque pela

presença dos dispositivos e a exposição ocupacional de trabalhadores a gases e vapores

tóxicos provenientes do inibidor de corrosão. Não houve identificação do perigo de

queda no interior do tanque, caso o produto inibidor não fosse eficaz na contenção

dos avanços da corrosão [15]. Nem mesmo com os sinais de que a taxa de corrosão



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estava crescendo ano a ano [21] e com as falhas de cumprimento de contrato pela

empresa Zerust S.A [16] [17] levaram a Petrobras/REDUC a identificar que haveria

risco de queda no tanque se corrosão estivesse chegando a níveis críticos na

chapa do teto do TQ-7510 devido à falhas de prevenção. Uma revisão constante

dos riscos ao longo do tempo teria determinado o bloqueio de acesso ao teto,

evitando assim a morte do TO. Esses fatos evidenciam descumprimento dos

subitens 6.1.4 e 6.1.10 do padrão de GM da Petrobras [55].

Resumindo, houve precipitação na avaliação da eficiência do inibidor de

corrosão (Zerust), que foi testado para homologação em um tanque de gasóleo e

colocado em prática operacional em tanque de óleo desasfaltado. Houve falha

reconhecida na manutenção do sistema de prevenção de corrosão, conforme

documentos supracitados [21] [20]. Contudo, paradoxalmente, o item 25 do documento

de GM (encerrado em 20/04/2015) registra que a mudança implementada teve a eficácia

desejada, porém sem apresentar evidências objetivas [14]. Em reunião com a ANP, a

Petrobras/REDUC não soube explicar os motivos da ineficiência (corrosão maior no TQ-

7510 em relação ao TQ-7509) e nem se o inibidor poderia ter ativado processo de

corrosão ao invés de passivar [20]. Houve má gestão de mudanças também, porque a

Petrobras/REDUC falhou no monitoramento contínuo do cumprimento contratual

pela empresa Zerust S.A para verificação da eficácia do produto inibidor de

corrosão, tanto que a taxa de corrosão média apresentou acréscimo ao longo do

tempo até 2013, quando ultrapassou o limite estabelecido em contrato

(0,12mm/ano). O próprio padrão da Petrobras PE-2AT-00027 no item 6 inclui a

verificação constante da eficácia da mudança no fluxograma de implementação.

Nenhuma ação imediata foi realizada para evitar que a corrosão chegasse à

condição crítica de espessura do teto do tanque. Não houve revisão dos riscos

gerados pela mudança em função da ineficiência do produto inibidor de corrosão.

Todos esses fatos elencados ratificam que a Ineficiência do Inibidor de Corrosão

foi um dos fatores causais do acidente, pois se a corrosão não tivesse evoluído tão



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rapidamente, o acidente não teria acontecido. Associando-se a esse fator causal, houve

o descumprimento dos seguintes requisitos do SGSO (causas-raiz) (Figura 16):

1) [15.2] - O Agente Autorizado deve avaliar e gerenciar as mudanças nas

operações, processos, sistemas, procedimentos, padrões, instalações,

equipamentos ou força de trabalho de forma que os riscos advindos destas

alterações permaneçam em níveis aceitáveis;

2) [12.2.4] – Estabelecer e implementar procedimentos que garantam a

verificação da especificação dos equipamentos, tubulações ou qualquer outro

elemento que venham a ser instalados na planta em função de montagens ou

manutenções corretivas ou preventivas;

3) [5.2.1.1] – Devem existir avaliações de desempenho periódicas das

empresas contratadas, obedecendo aos critérios estabelecidos. Os resultados

destas avaliações devem ser considerados e registrados, gerando ações

corretivas e preventivas quando for constatado desempenho insuficiente;

4) [11.7.1.1] – A identificação e análise de riscos devem ser revisadas

periodicamente. O agente autorizado deve definir prazo para revisão das

análises de risco.



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Figura 16 - Causa intermediária nº7: Ineficiência do Inibidor de Corrosão. Causas-raiz: 15.2 da PG nº15 do SGSO (Gestão de Mudanças); 12.2.4 da PG nº12 (Integridade

Mecânica) do SGSO; 5.2.1.1 do SGSO (Gerenciamento de Empresas Contratadas) e 11.7.1.1 da PG nº11 do SGSO (Identificação e Análise de Riscos).

4.7 Causa Intermediária nº7: Ausência de Pintura Interna

O método convencionalmente utilizado pela Petrobras/REDUC para proteção de

tanques de teto fixo contra corrosão é a aplicação de pintura anticorrosiva na superfície

interna das chapas de aço [21] [56]. Porém, a empresa informou a ANP que a pintura

não resolve satisfatoriamente o problema [21]. Com a opção pela implementação da

tecnologia contra corrosão da empresa Zerust SA, a Petrobras/REDUC descartou o

emprego de pintura interna no teto do TQ-7510. Destarte, a ineficiência do sistema

inibidor (Zerust) e a ausência de pintura interna deixaram o tanque sem qualquer

prevenção contra o avanço da corrosão. Por tais razões, a ausência de pintura interna

se configura também como um dos fatores causais do acidente, relacionando-se às

mesmas causas-raiz do item 4.6 (Figura 16).

5 ELEMENTOS DE AUDITORIA DO SGSO

Durante o processo de investigação, ao analisar toda documentação relacionada

ao acidente, algumas não conformidades com requisitos do SGSO que não configuraram



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causas-raiz também foram identificadas e serão evidenciadas a seguir por Prática de

Gestão (PG).

5.1 Prática de Gestão nº 1 (Cultura de Segurança) e Prática de Gestão nº 2

(Envolvimento de Pessoal)

5.1.1 Não Utilização de EPI

O cenário evidenciado no local do acidente mostrou que o acidentado não

utilizava corretamente o EPI de serviço, uma vez que foram encontrados a sua camisa

RF (Resistente ao Fogo) no topo da escada do tanque 7512 e o capacete no interior do

veículo que utilizou para ir a campo executar a tarefa de aferição de radar, conforme

abordado no item 3.6. Relatos dos seus colegas de trabalho (TO) evidenciaram que era

uma prática recorrente do acidentado não utilizar o EPI em dias de temperatura elevada

[3], como no dia do acidente, que por esse motivo poderia ter retirado o blusão e

esperado para executar o serviço à noite.

Apesar de obviamente não poder ser considerado fator causal do acidente (o

uso do EPI não teria evitado o acidente e nem o falecimento do TO), constatou-se que

há deficiência nos processos de treinamento e conscientização de funcionários quanto

ao uso correto do EPI. Além disso, ficou evidenciada também a falta de conscientização

dos técnicos por parte de seus supervisores, de forma a exigir o correto uso dos

equipamentos de proteção individual durante todas as atividades desenvolvidas nas

unidades produtivas da REDUC. Portanto, houve descumprimento do requisito 1.3.3.1

da PG nº1 (Cultura de Segurança), que visa garantir que a força de trabalho esteja ciente

de todas as suas atribuições e responsabilidade, e do requisito 2.2.3 da PG nº2

(Envolvimento Pessoal), que trata da conscientização quanto aos perigos existentes nas

instalações relacionados aos trabalhos executados.



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5.1.2 Falha na Comunicação entre Equipes

Foi evidenciado também durante as investigações da ANP que existia falha no

processo de comunicação entre as equipes de inspeção e operação da área de TE/ML.

O engenheiro de inspeção da REDUC (PH) afirmou em sua oitiva que: “no caso

específico do TQ 7510, não tinha conhecimento da rotina da operação e não sabia que

a equipe de operação acessava o teto do tanque diretamente, que o conhecimento da

rotina operacional poderia subsidiar a interdição pelo PH”(sic) [3]. O técnico de inspeção

da REDUC relatou na oitiva que, no caso específico de interdição do TQ-7510, acredita

que houve falha na comunicação entre as equipes de inspeção e operação.

Ademais, em relação à presença de vapores tóxicos (piridina) provenientes do

produto Zerust, identificada na GM [14], os TO da TE/ML informaram em suas oitivas

que não sabiam se havia ainda aplicação do produto no TQ-7510, que havia insegurança

de acessar o tanque por provável existência de gás tóxico. O fato é que a informação

sobre a aplicação ou não do produto no teto do tanque não era transparente para a

equipe operacional da unidade 1750, o que poderia causar dano à saúde por exposição

à substância tóxica presente no inibidor de corrosão, devido ao não uso de máscara

respiratória, conforme recomendado no próprio documento de GM da REDUC [14].

Os fatos acima elencados evidenciam que a empresa descumpriu o requisito

1.4.2.1 da PG nº1, que determina que o sistema de comunicação para força de trabalho

deve possibilitar a comunicação de situações inseguras nas instalações.

5.1.3 Precariedade de Recurso

Foi relatado por dois TO ouvidos nas oitivas da ANP que a iluminação na área

de tanques da TE/ML não era ideal e que, para realizarem serviços noturnos, estavam

utilizando lanternas próprias sem certificação para áreas classificadas. Os TO

informaram que as lanternas da REDUC à prova de explosão estavam defeituosas e fora

de uso [3]. As gravações de rádio dos TO também comprovam a preocupação com a

iluminação deficiente no local do acidente nas buscas pela vítima [4].



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Desta forma, comprova-se descumprimento do requisito 1.5 do SGSO, que

determina que o agente autorizado deve prover todos os recursos necessários para

implementação da segurança operacional.

5.2 Prática de Gestão nº 8 (Gestão da Informação e da Documentação) e Prática

de Gestão nº 9 (Investigação de Acidentes)

5.2.1 Comunicação do Acidente

Como foi descrito no subitem 3.1 deste relatório, a ANP recebeu o Comunicado

do Acidente em atendimento à Resolução nº44/2009 por volta das 10:30h do dia

01/02/2016. A descrição do acidente assinada pela gerência de SMS da refinaria é

apresentada na Figura 17 a seguir. Na ausência de informações importantes no texto da

descrição, como a unidade da ocorrência e de trabalho do funcionário, informação

logicamente de conhecimento da Petrobras/REDUC no momento da comunicação, a

ANP acusou recebimento do comunicado e solicitou mais esclarecimentos via correio

eletrônico. Não obtendo resposta imediata, por volta das 14:00h do dia 01/02/2016, foi

realizado contato também telefônico pela equipe de segurança operacional da ANP/SRP

com a área de SMS da REDUC, que respondeu apenas que o funcionário era da área

de transferência e estocagem de lubrificantes, que estava desaparecido e que não

poderia, naquele momento, fornecer mais esclarecimentos. Porém, foi levantada a

hipótese de suicídio do TO nesse contato com a ANP, pois tinham encontrado um buraco

no teto do tanque 7510.

A divulgação da hipótese de suicídio na REDUC foi confirmada nas oitivas dos

TO [3], o que afirmaram ter-lhes causado grande indignação, pois conheciam o TO

vitimado no acidente e que não havia qualquer motivo para tal suspeita. Em reunião

realizada na ANP com representantes do SINDIPETRO-Caxias [57], também foi relatado

que houve divulgação da suspeita de suicídio do empregado inclusive para outras

refinarias através de um DDS.



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Diante de todos os fatores causais expostos nesse relatório, principalmente da

evidência da falha encontrada no teto do tanque 7510 pelos TO da unidade 1750 (Figura

3) logo após a queda da vítima, que foi amplamente divulgada pelo rádio dos operadores

[4], supervisores e demais funcionários da Petrobras/REDUC trabalhando no turno no

dia do acidente, assim como pela equipe de inspeção da REDUC que imediatamente

procurou por informações sobre a integridade mecânica do teto tanque nos últimos

relatórios de condições físicas, não havia qualquer razão para a divulgação de hipótese

de suicídio do Técnico de Operação da TE/ML.

Figura 17 - Descrição do acidente informada à ANP no primeiro comunicado [1].

A queda do TO no interior do tanque por falha estrutural do teto já tinha se

evidenciado em provas materiais como hipótese causal mais provável instantes após o

acidente (antes do envio do comunicado de acidente à ANP). Entretanto, a

Petrobras/REDUC se julgou sem condições de prestar qualquer informação à ANP no

documento de Comunicado de Acidente [1]. Ademais, a empresa só enviou outro

comunicado à ANP com mais informações no dia 03/02/2016 às 16:50h.

Pelos motivos expostos, a Petrobras/REDUC não descreveu o acidente com as

informações que já possuía logo após a ocorrência no primeiro comunicado enviado à

ANP no dia 01/02/2016. O item VII do anexo I da Resolução ANP nº44/2009 demanda

uma Breve Descrição do Acidente, o que não significa possibilidade de exclusão de

informação da localidade de ocorrência se esta já se mostrou evidente. O item VIII solicita

informações sobre causa(s) provável(eis), devendo ser preenchido não somente quando

o processo de investigação do acidente estiver concluído, mas sempre que já houver

evidências objetivas de fatores causais relacionados à ocorrência no ato de



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comunicação, o que comprovadamente aconteceu no acidente motivo deste processo

de investigação.

Destarte, a empresa não cumpriu de forma transparente e eficiente o requisito

9.2 da PG nº 9 do SGSO.

5.2.2 Alteração de Documentação do Acidente

Ao se realizar um breve resumo do que foi detalhadamente abordado no item

3.7 (com a citação de várias provas documentais), o relatório de inspeção de Condições

Físicas CF_00590/15 [7], iniciado em maio de 2015, não havia sido concluído até a data

do acidente. Após a ocorrência, a equipe de inspeção da REDUC iniciou procedimento

de conclusão desse relatório com supostos dados de ME fornecidos pela empresa

contratada Auxílio. Posteriormente, a Petrobras/REDUC descobriu que, na verdade, os

dados eram fictícios e que o ensaio de ME não havia sido executado pela empresa

terceirizada. A pergunta que surge é: Por que concluir o relatório de inspeção do TQ-

7510, documento de suma importância e correlacionado a fatores causais do acidente,

após a ocorrência? No comunicado de acidente enviado à ANP [1], no contato realizado

por telefone pela ANP com o SMS da REDUC e nem mesmo na vistoria realizada pela

ANP no dia 02/02/2016 [38], nenhuma informação a respeito da não conclusão do

relatório de inspeção do equipamento foi fornecida à equipe de investigação da ANP.

Nas entrevistas realizadas pela Comissão de Investigação da Petrobras no dia

03/02/2016 com a presença da ANP [38], foi informado apenas pelo gerente de inspeção

da REDUC que a empresa estava verificando junto à contratada (Auxílio) o que tinha

ocorrido, pois não havia encontrado a PT referente à execução do serviço de ME.

Levantou-se a hipótese de que o serviço não tivesse sido executado de fato, o que foi

comprovado posteriormente, em conclusão da própria Petrobras [11], não somente do

processo de investigação instaurado pela ANP. Nesse dia, não foi informado pela

gerência de inspeção da REDUC que havia uma demanda desde o dia 01/02/2016 para

conclusão desse relatório com a assinatura do PH.



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Ressalta-se que o relatório de inspeção é fundamental no atestado da

integridade mecânica do equipamento e na estimativa de sua vida remanescente. Uma

vez que a falha foi encontrada no teto do tanque instantes após o acidente (Figura 03),

não havia razão para estimativa de vida residual do equipamento inserindo supostos

valores de ME no relatório que estava incompleto. Nem mesmo o suposto início de um

processo de investigação do acidente justificaria tal atitude. Portanto, um documento

tão relacionado a fatores causais do evento de acidente não deveria ter sido

concluído após a ocorrência, por qualquer motivo, sem a devida ciência e

autorização dos órgãos reguladores, entre os quais, da ANP.

Desta forma, ficou comprovado materialmente que a empresa descumpriu a

alínea b do requisito 9.3.2 da PG nº 9, que ressalta a necessidade de que os

procedimentos de investigação preservem as evidências físicas, entre as quais se

incluem os documentos relacionados ao acidente. Ademais, por tais razões, também

houve infração ao requisito 8.2 da PG nº 8, que aborda que é responsabilidade do agente

autorizado o controle da integridade das informações e de toda documentação

necessária ao atendimento do SGSO.

5.3 Prática de Gestão nº 14 (Procedimentos Operacionais)

Durante a investigação, foi solicitada à Petrobras uma cópia do

manual/procedimento do programa ACET [12], sistema utilizado para registrar dados

sobre integridade mecânica dos equipamentos e estruturas das Unidades Operacionais.

Ficou evidenciado que o manual é escrito em língua estrangeira (Inglês), o que contraria

o requisito 14.2.2 do Regulamento Técnico nº 02/2014, no qual está estabelecido que

toda documentação deve estar disponível em língua portuguesa. Tal requisito visa evitar

possíveis interpretações equivocadas do leitor que não tenha completo domínio da

língua estrangeira.



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5.4 Prática de Gestão nº 16 (Permissão de Trabalho)

A equipe de investigação da ANP solicitou à Petrobras uma cópia da PT para

execução dos serviços de inspeção de condições físicas do TQ-7510 referente aos

relatórios CF_00793/13 e CF_00590/15, a Figura 18 a seguir contém a resposta

encaminhada pela empresa.


Ademais, durante as Oitivas realizadas, os profissionais de inspeção confirmaram

a resposta enviada via Ofício à ANP de que na REDUC os serviços de inspeção visual

de tanques não requeriam elaboração de PT [3]. Entretanto, o requisito 6.1 do padrão

corporativo de Permissão de Trabalho [58] é bem claro no sentido de que os serviços de

inspeção de equipamento necessitam de elaboração de PT. A própria definição de

Permissão para Trabalho desse documento descreve: “Autorização em documento

próprio, para a execução de qualquer trabalho de manutenção, como por exemplo,

montagem, desmontagem, construção, limpezas, reparos, inspeções e intervenção em

áreas, equipamentos ou sistemas, que envolvam riscos à integridade do pessoal,

às instalações, ao meio ambiente, à comunidade ou à continuidade operacional” (sic).

Por tais evidências, constata-se que houve descumprimento do requisito

supracitado do padrão da empresa e, consecutivamente, do requisito 16.2.2.1 do SGSO,

que elenca que o agente autorizado deve definir os tipos de trabalhos que possuam

riscos para segurança operacional e que necessitam de PT, implementando

efetivamente na prática as medidas necessárias à execução segura das atividades.



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6 RECOMENDAÇÕES

Durante o trabalho de investigação desenvolvido pela equipe de investigação da

ANP, foram evidenciadas quinze causas-raiz do acidente associadas a

descumprimentos de requisitos do Regulamento Técnico nº2/2014 (SGSO). Com o

intuito principal de evitar a recorrência de acidentes similares, na Tabela 4 a seguir são

elencadas dezessete recomendações correlacionadas às causas-raiz que estabelecem

requisitos de cumprimento obrigatório pela indústria de refino de petróleo e

processamento de gás natural do país. Ressalta-se que a implementação dessas

recomendações é mandatória pelas refinarias.

Adicionalmente, embora não tenham contribuído para a ocorrência e nem para

a gravidade do acidente, foram identificadas nove não conformidades com requisitos do

SGSO. A Tabela 5 contém recomendações adicionais relacionadas a essas não

conformidades que devem ser implementadas pela Petrobras/REDUC, realizando-se

análise de abrangência para as demais refinarias da empresa.



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Tabela 4 – Recomendações para a indústria de refino de petróleo e processamento de gás natural.

Fator Causal Causa

intermediária Causas-Raiz / SGSO Recomendações

FC01: Acesso ao teto.

CI01: Ausência de Restrições de

Acesso ao Tanque.

Falha na Análise de Risco / [11.2]

R01: Complementar a análise de risco, com a identificação clara e inequívoca dos riscos de toda a

instalação.

R02: Realizar a ampla divulgação dos riscos identificados, incluindo a

comunicação formal às áreas envolvidas e ao SMS.

R03: Efetuar a devida sinalização e

interdição de áreas de risco, quando aplicável.

CI02: Rota de Acesso Incorreta.

Falta de requisitos específicos de treinamento /

[3.3.1]

R04: Estabelecer requisitos de

treinamento necessários para os empregados realizarem as

atividades relativas ao cargo.

Falta de procedimento considerando as

especificidades operacionais / [14.2.1]

R05: Estabelecer procedimento para a atividade de aferição de

radar considerando as particularidades e os respectivos riscos inerentes de cada área da

UO.



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FC02: Teto não foi trocado.

CI03: Não Atendimento à

Recomendação de Inspeção.

Falha no monitoramento das implementações de recomendações dos

relatórios de inspeção / [6.1]

R06: Garantir que os indicadores de desempenho do SGSO sejam

abrangentes e estejam adequados às especificidades operacionais da

UO.

Falta de revisão/atualização de procedimentos

manutenção / [12.2.2]

R07: Revisar os procedimentos de inspeção e manutenção,

harmonizando diretrizes e prazos, de forma a evitar dúvidas

interpretativas.

Falha na implementação das recomendações de inspeção

/ [12.4.2]

R08: Estabelecer e efetivamente controlar as implementações de

recomendações dos relatórios de inspeção com a finalidade de atingir as metas previamente

estipuladas. Providenciar medidas corretivas imediatas quando as

metas não estiverem sendo atingidas.



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FC03: Falha no Monitoramento.

CI04: Atraso na

Execução de Inspeção.

Falha na participação efetiva de gerente da instalação nas atividades relacionadas com

a segurança operacional / [1.3.2]

Falha no controle da

integridade da documentação referente ao

SGSO / [8.2]

R09: Garantir a participação efetiva de todas as gerências das

instalações nas atividades diretas ou indiretamente relacionadas com

a segurança operacional das unidades operacionais.

R10: Garantir o controle,

integridade e rastreabilidade das informações relativas à segurança

operacional, atribuindo a cada documento a data efetiva da revisão e o responsável pela

alteração.

Não estabelecimento de

prazos para realização das atividades de inspeção /

[12.2.3]

R11: Estabelecer uma sistemática

para o monitoramento da execução do plano de inspeção.

Falha no monitoramento e

avaliação dos resultados das inspeções / [12.4.1]

R12: Garantir a adequada

avaliação técnica dos dados/documentos referentes a atividades de inspeção, baseada

em normas, padrões e boas práticas de engenharia.



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CI05: Inobservância

de Critério Normativo.

Não utilização/atendimentos de normas, padrões e boas

práticas de engenharia / [12.2.1]

R13: Documentar a motivação para

a utilização de técnicas de engenharia fora de padrão

normativo.

FC04: Falha de

prevenção.

CI06: Ineficiência do Inibidor de

Corrosão.

Falha no gerenciamento de mudanças / [15.2]

R14: Garantir que a prática de gerenciamento de mudanças seja

efetivamente aplicada nas instalações e equipamentos, de



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CI07: Ausência de Pintura Externa.

Falha na gestão de equipamentos de

manutenção preventiva / [12.2.4]

Falha na gestão do

desempenho de empresas contratadas / [5.2.1.1]

Falta de revisão periódica de análises de risco/ [11.7.1.1]

forma a mitigar os riscos advindos dessas alterações.

R15: Determinar especificações

técnicas adequadas para os equipamentos, materiais e insumos

utilizados na UO, garantindo que as características fornecidas

atendam aquelas especificadas.

R16: Avaliar periodicamente o desempenho das empresas contratadas para manter a

qualidade dos serviços prestados. Providenciar medidas corretivas imediatas quando requisitos de desempenho não estiverem a

contento contratual.

R17: Revisar continuamente as análises de riscos quando ocorrerem alterações nas

instalações e equipamentos.

Tabela 5 - Recomendações adicionais para Petrobras/REDUC.

FATO Não Conformidade

/ SGSO Recomendações



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Não Utilização de EPI

Falha na conscientização dos funcionários

quanto a suas responsabilidades/

[1.3.3.1]

R01: Garantir efetivamente que a força de trabalho esteja ciente de todas as suas atribuições e responsabilidades com

a segurança operacional.

Falha na

conscientização dos funcionários quanto aos riscos

do trabalho / [2.2.3]

R02: Promover a conscientização dos funcionários quanto aos perigos existentes nas instalações relacionados aos

trabalhos executados.

Comunicação entre Equipes

Falha na

Comunicação entre a força de

trabalho / [1.4.2.1]

R03: Aprimorar o sistema de comunicação para força de trabalho, de forma a garantir a efetiva comunicação de

situações inseguras nas instalações.

Precariedade de Recurso

Disponibilidade de Recursos [1.5]

R04: Fornecer todos os recursos necessários para que a força de trabalho exerça suas atividades operacionais com o

máximo de segurança.

Comunicação do Acidente

Falha na comunicação, para a ANP, do acidente

/ [9.2]

R05: Garantir que a comunicação e o relatório de Acidentes, encaminhados à ANP, estejam de acordo com a Resolução

ANP nº 44/2009, primando sempre pela informação transparente e objetiva.

Alteração de Documentação de Acidente

Falha no controle da integridade das

informações da documentação /

[8.2]

Vide R10 na Tabela 04.



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Falha na preservação da documentação /

[9.3.2]

R06: Garantir a preservação das evidências objetivas de acidentes, não somente da instalação/unidade de

ocorrência, mas também de documentos que poderão ser utilizados no processo de investigação.

Procedimentos Operacionais

Manual de sistema em língua

estrangeira / [14.2.2]

R07: Garantir que todos os procedimentos e manuais operacionais encontrem-se redigidos em língua portuguesa.

Permissões de Trabalho

Ausência de Elaboração de Permissão de

Trabalho / [16.2.2.1]

R08: Executar integralmente os padrões de permissão para trabalho.



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7 CONCLUSÕES

A maioria dos acidentes graves que acontecem em plantas de processo advém

da conjunção de diversos fatores causais que ocorrem por problemas de gestão de

segurança operacional. Frequentemente são identificadas falhas em práticas de gestão

de riscos, mudanças, procedimentos operacionais, treinamento de pessoal e integridade

mecânica de equipamentos.

O acidente ocorrido na unidade 1750 da REDUC revelou que erros sistemáticos

de monitoramento da integridade mecânica de equipamentos quando conjugados,

principalmente, a falhas de revisão permanente de riscos operacionais, potencializam

eventos de acidentes graves que poderiam ser evitados caso requisitos fundamentais do

Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO) estivessem sendo

efetivamente praticados.

Todas as refinarias existentes no Brasil estão sujeitas ao Regulamento Técnico

ANP nº2 de 2014 (SGSO) o qual elenca dezesseis práticas de gestão que visam eliminar

ou mitigar os riscos operacionais que possam gerar acidentes como o que, infelizmente,

vitimou um técnico de operação da área de transferência e estocagem da Refinaria

Duque de Caxias.

O processo de investigação independente da ANP objetivou, principalmente,

revelar as causas-raiz do acidente ocasionadas por descumprimento do SGSO, com o

intuito de recomendar soluções gerenciais que sejam implementadas imediatamente por

todas as refinarias, reduzindo a probabilidade de recorrência de acidentes similares. As

evidências de descumprimento à Resolução ANP nº 05, de 29 de janeiro de 2014, tornam

o agente regulado passível à aplicação das sanções previstas na legislação vigente, uma

vez que não lhe é facultado à observância aos dispositivos estabelecidos na citada

Resolução e no respectivo Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da

Segurança Operacional.



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8 REFERÊNCIAS

[1] Comunicação Inicial de Incidente enviado à ANP pela Petrobras/REDUC.

[2] Padrão Petrobras - PG-1AT-00070-P (Emitido em 13/01/2016) – Apropriação, Identificação e Tratamento de Anomalias de SMS.

[3] Informações registradas nas Oitivas da ANP (Técnicos de Operação da TE/ML; técnico, engenheiro e gerente de inspeção da REDUC e técnicos, supervisor de inspeção e diretor da empresa Auxílio).

[4] Gravação de rádio dos TO e supervisores no turno do acidente.

[5] ASTM 0 G46-76 - Standard Practice for Examination and Evaluation of Pitting Corrosion.

[6] Contrato Petrobras REDUC/ Auxílio Assessoria e Serviços Técnicos LTDA Nº 1050.0075902.12.2.

[7] Petrobras (REDUC) - Relatório de Inspeção – Condição Física – Tanque de Armazenamento - CF_00590/15.

[8] Petrobras (REDUC) – Nota ZR - Recomendação de Inspeção nº6846033.

[9] Auxílio - Relatório de Ultrassom da Empresa Subcontratada – Medição de Espessura – CRF_0023/15.

[10] Padrão Petrobras (REDUC) - PE-4AD-00136-M (Emitido em 27/02/2015) – Inspeção de Tanques de Armazenamento.

[11] Petrobras – Relatório Detalhado de Incidentes enviado à ANP em 24/02/2016 - Comissão Constituída através do DIP REDUC 00020/2016.

[12] Petrobras - ACET Versão 5.0 – User Guide revisão 02 – Oceanerring (em inglês).

[13] Petrobras - Relatório de END – Medição de Espessura por Ultrassom – Tanques de Armazenamento – ME – 00184/16.

[14] Petrobras - Gestão de Mudança – REDUC/TE/ML – L2008/0003.

[15] Petrobras - Solicitação de Estudo de Projeto - N° 1750 – 01/09.

[16] Petrobras – Resumo Relatório de Contrato ZERUST – 4600289670 de 25/02/2016.



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[17] Petrobras – Contrato Petrobras/REDUC – ZERUST Prevenção e Corrosão S.A - N° 1050.0047985.08.2

[18] Petrobras (REDUC) - Relatório de Inspeção – Condição Física – Tanque de Armazenamento - CF_00793/13.

[19] Relatório de END – Medição de Espessura por Ultrassom – Tanques de Armazenamento – ME – 00167/13.

[20] ANP RER 007/16/SRP-ANP – Registro de reunião realizada na ANP no dia 08/03/2016 com presença de equipe da Petrobras especialista no produto ZERUST.

[21] Apresentação técnica realizada pela Petrobras na ANP em 08/03/2016.

[22] Petrobras - RDO - Nº 047/14 - Nº SAP 4600370881 – Entrega dos Relatórios de Medição de Espessura do TQ-7510.

[23] Correio eletrônico enviado pela empresa Auxílio à Petrobras.

[24] ANP RER 001/16/SRP-ANP – Registro de reunião realizada na REDUC no dia 02/02/2016 com presença da equipe de investigação da ANP.

[25] Guideline for Investigating Chemical Process Incidentes. CCPS (Center for Chemical Process Safety) (em inglês).

[26] Manual de Prevenção e Investigação de Perdas: Metodologia APICE. Alberto de Oliveira Junior e Marcia Carvalho de Oliveira. 2012.

[27] Root Cause Analysis Handbook – A Guide to Efficient and Effective Incident Investigation - 3ª Edição – ABS Consulting (em inglês).

[28] Norma Petrobras N-2318 Ver. G (10/2015) – Inspeção em Serviço de Tanque de Armazenamento Atmosférico.

[29] Padrão Petrobras - PE-4AD-00113-P (Emitido em 06/08/2015) – Gestão das Notas ZR.

[30] Padrão Petrobras – PG-2AT-00406-B (Emitido em 30/12/2015) – Diretrizes para Atendimento às Práticas de Gerenciamento de Elementos Críticos e de Integridade Mecânica do Sistema de Gestão de Segurança Operacional.

[31] Padrão Petrobras – PE-2AT-00169-E (Emitido em 12/01/20156) – Análise de Risco Operacional.

[32] Petrobras – PBO – (Padrão Básico de Operação) – Transferência e Estocagem (Emitido em 16/04/2015) – PBO-25:Tanques e Diques.



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[33] Padrão Petrobras – PG-2AT-00348 – Diretrizes para Utilização do PBO (Aprovado em 26/05/2015).

[34] Padrão Petrobras – PE-5AD-03644-C – Executar Medição Manual em Tanques de Lubrificantes, Parafinas e Extratos Aromáticos (aprovado em 21/11/2014).

[35] Petrobras – Planilha de Controle de Aferição dos Instrumentos Automáticos dos Tanques da TE/ML.

[36] API 650:2012 – Welded Steel Tanks for Oil Storage.

[37] Norma Petrobras - N-270 – Projeto de Tanque de Armazenamento Atmosférico Rev. F (05/2014).

[38] ANP RER 002/2016/SRP – Registro de reunião realizada na REDUC no dia 03/02/2016 com presença da equipe de investigação da ANP, Comissão de Investigação da PETROBRAS e testemunhas do acidente.

[39] Resposta da PETROBRAS/REDUC ao Ofício nº 112 / 2016 / SRP-ANP

[40] Padrão Petrobras – PG-2AT-00386-B – Gestão de Manutenção de Tanques e Esferas de Refino (09/12/2015).

[41] CIPA – REDUC/RJ – Relatório de Análise e Investigação de Acidente – abril de 2016.

[42] Padrão Petrobras – PG – 2AT-00371 (01/2016) – Plano de Inspeção de Equipamentos Estáticos e Tubulações do Refino.

[43] ANP RER 0042016/SRP – Registro de reunião realizada na Petrobras no dia 19/02/2016 com presença da equipe de investigação da ANP, gerência corporativa de inspeção e especialista no sistema ACET da Petrobras.

[44] Petrobras – Ordem de Serviço nº 2013382026 (27/07/2015).

[45] Projeto Badger DWG N° BL-18325A (N° Petrobras BA-1750-2-46-05A) de 22/09/74.

[46] Folha de dados de tanque cilíndricos verticais N° FD-857.1-442.520-PE1-13 de 14/08/74.

[47] Norma Petrobras N-270 - Projeto de Tanque de Armazenamento Atmosférico Rev. F (2014).

[48] API 653:2003 - Tank inspection, Repair, Alteration and Reconstruction.



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[49] (REDUC) - Relatório de Inspeção – Condição Física – Tanque de Armazenamento - CF_02263/2009.

[50] Empresa Auxílio – Procedimento de Ultrassom – ME – PI-AX-123- Rev.2 (06/05/2013).

[51] ANP- Registro de Reunião – RER 007/2016/SRP-ANP – 08/03/2016.

[52] Planilha Ad Hoc entregue à ANP em 02/02/2016 pela Petrobras – Anexo ao CF_00590/15 – Documento assinado pelo PH.

[53] Pintura Industrial na Proteção Anticorrosiva. Laerce de Paula Nunes, Alfredo Carlos O. Lobo. Editora Interciência. 3ª Edição.

[54] Petrobras (REDUC)– Relatório de Tratamento de Anomalia (RTA) – REDUC/TE/ML – 2013/0036A.

[55] Padrão Petrobras PE-2AT-00027-H (07/08/2015) – Gestão de Mudanças no Abastecimento.

[56] Norma Petrobras N-271 – Montagem de Tanques de Armazenamento Rev. B (2014).

[57] ANP- Registro de Reunião – RER 006/2016/SRP-ANP – 07/03/2016.

[58] Padrão Petrobras – PG – 2AT-00002-H (26/07/2016) – Permissão para Trabalho.

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