Embed Size (px)
Citation preview
DESENVOLVIMENTO DAS ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO E
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL SOB A ÓTICA DA
CUMULATIVIDADE DE IMPACTOS AMBIENTAIS
Lívia Corrêa Silva
Projeto de graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Ambiental da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Emílio Lèbre La Rovere
Rio de Janeiro
Setembro de 2012
DESENVOLVIMENTO DAS ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL SOB A ÓTICA DA CUMULATIVIDADE DE
IMPACTOS AMBIENTAIS
Lívia Corrêa Silva
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA AMBIENTAL DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO AMBIENTAL.
Examinado por:
Prof. Emílio Lèbre La Rovere, D.Sc.
Profª Iene Christie Figueiredo, D.Sc.
Fabrício Carlos Abreu Penido, Esp.
Geógrafo
RIO DE JANEIRO - RJ, BRASIL
SETEMBRO DE 2012
Silva, Lívia Corrêa
Desenvolvimento das Atividades de Exploração e
Produção de Petróleo e Gás Natural sob a Ótica da
Cumulatividade de Impactos Ambientais / Lívia Corrêa
Silva - Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2012.
VII, 85 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Emílio Lèbre La Rovere
Projeto de Graduação - UFRJ / Escola Politécnica /
Curso de Engenharia Ambiental, 2012.
Referências Bibliográficas: p. 79-87.
1. Cumulatividade 2. Impactos Ambientais 3. Petróelo
4. Risco 5. Bacia de Santos I. La Rovere, Emílio Lèbre. II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola
Politécnica, Curso de Engenharia Ambiental. III.
Desenvolvimento das Atividades de Exploração e
Produção de Petróleo e Gás Natural sob a Ótica da
Cumulatividade de Impactos Ambientais.
“Se jamais perder a paz, você
descobrirá que será sempre vitorioso,
não importa o resultado de seus
problemas. Este é o modo de
conquistar a vida”.
Paramahansa Yogananda
Agradecimentos
Agradeço a todos que de certa forma contribuíram para elaboração desse trabalho e,
principalmente, para minha formação acadêmica.
Agradeço à minha família. Aos meus pais, Sérgio e Marília, pela base e pelo amor
incondicional. Aos meus irmãos, Sérgio Augusto e Fernanda, pelo companheirismo e
ao pequeno João Henrique, pela alegria de viver. À Julia, grande conselheira. Ao
Dragos, grande guerreiro.
Agradeço ao Prof. Emílio, por sua sempre atenciosa ajuda e valiosa orientação. À
Profª. Iene, por seu incrível trabalho frente à coordenação da Engenharia Ambiental e
sua importante colaboração durante minha graduação. E, aos demais professores dos
quais me orgulho de ter sido aluna.
Agradeço à ICF, por me proporcionar conhecimento e um ótimo ambiente de trabalho.
Principalmente, ao Fabrício, por sua dedicação em ensinar e por aceitar participar da
minha banca e à Andreia, por sua compreensão e apoio ao longo desse trabalho. E,
claro, aos meus grandes companheiros de faculdade e trabalho, Marcel e Roberta.
Agradeço também aos grandes amigos que essa faculdade me trouxe e que foram
fundamentais para o sucesso dessa jornada, sobretudo as que sempre estiveram
próximo, Beatriz e Lilia.
Agradeço ao Rafa, por sua maravilhosa companhia e por paciência em revisar esse
trabalho e à sua amorosa família, por sempre me acolher tão bem.
Agradecimento à ANP/FINEP/MCT
Esse trabalho foi realizado com apoio financeiro da Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP), da Financiadora de Estudos e Projetos (FINEP) e do
Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT), por meio do Programa de Recursos
Humanos para o Setor de Petróleo e Gás.
Agradeço a oportunidade de participar do PRH-41, ênfase em Segurança, Meio
Ambiente e Saúde. Acredito que o programa me proporcionou uma formação
acadêmica e profissional mais completa através da maior compreensão da Indústria
do Petróleo e Gás Natural.
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Ambiental.
Desenvolvimento das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural
sob a Ótica da Cumulatividade de Impactos Ambientais
Lívia Corrêa Silva
Setembro/2012
Orientador: Emílio Lèbre La Rovere
Curso: Engenharia Ambiental
A avaliação de impactos cumulativos considera como um meio receptor ou
componente ambiental pode ser afetado por um conjunto de ações ou atividade
desenvolvidas ou planejadas para uma região ao longo do tempo. As limitações e
dificuldades da tradicional Avaliação de Impactos Ambiental em considerar o impacto
incremental do projeto proposto sobre as demais atividades, indicam a Avaliação
Ambiental Estratégica como um instrumento mais abrangente e eficaz para a precoce
identificação e seleção das alternativas que tenham menor potencial de gerar impactos
cumulativos.
No Brasil, as perspectivas de expansão das atividades de exploração e
produção de petróleo e gás natural no pré-sal preveem a implantação de vários
empreendimentos na Bacia de Santos nos próximos anos. O presente trabalho
analisou o desenvolvimento dessas atividades sob a ótica da cumulatividade de
impactos. A metodologia adotada foi revisão bibliográfica, coleta de informações e
dados em estudos ambientais, banco de dados, órgãos oficiais, etc. Dentre as
principais conclusões, verificou-se que os impactos causados diretamente pelos
aspectos ambientais das atividades de exploração e produção, como lançamento de
efluentes e emissões atmosféricas (local), apresentam baixa probabilidade de
sobreposição. A maior relevância está relacionada com os impactos cumulativos das
atividades associadas, como o trânsito de embarcações de apoio e de navios
aliviadores. Destaca-se também a cumulatividade de riscos devido à intensificação das
atividades, principalmente de eventos acidentais envolvendo derramamento de óleo, e
a ausência de estruturas de resposta significativas para reduzir os impactos de
grandes acidentes como os Planos de Área e o Plano Nacional de Contingência.
Palavras-chave: cumulatividade, impactos ambientais, petróleo, risco, Bacia de
Santos.
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
Development of Oil and Gas Exploration and Production Activities from Cumulative
Environmental Impacts Perspective
Lívia Corrêa Silva
September/2012
Advisor: Emílio Lèbre La Rovere
Course: Environmental Engineering
Cumulative Impact Assessment evaluates how a receptor environment or
environmental component is affected by a set of actions or activities developed or
planned for a region over time. The limitations and difficulties of traditional
Environmental Impact Assessment to deal with incremental effect of the proposed
project over other activities shows that Strategic Environmental Assessment is a more
comprehensive and effective tool to provide an early identification and selection of
alternatives which will potentially cause less cumulative impacts
In Brazil, the expansion prospects of oil and gas exploration and production
activities in the pre-salt areas foresee the implementation of several projects in Santos
Basin over the next years. The main propose of the current study was to analyze the
development of these activities from a cumulative impacts perspective. The
methodology adopted was bibliographic review, data and information collection in
environmental studies, database, official agencies, etc. The findings suggest that, in
general, the impacts caused directly by environmental aspects of exploration and
production, such as release of effluents and air emissions (local), have a low probability
of overlap. The most relevant cumulative impacts are those related to associated
activities, such as the traffic of supporting vessels and oil tankers. It is also important to
highlight the cumulative risk due to activities intensification, especially events involving
accidental oil spill, and the lack of significant response structures to reduce the impacts
of major accidents, such as the Area Plans and the National Contingency Plan.
Keywords: cumulative impacts, environmental impacts, oil and gas, risk, Bacia de
Santos.
Lista de Figuras
Figura 2.1: Diferença de abordagem da AIC e AIA/AAE ............................................... 6
Figura 2.2: Diferença de abordagem da AIA e AIC ....................................................... 8
Figura 2.3 : Etapas da AIC .......................................................................................... 10
Figura 2.4: Combinação de métodos na AIC .............................................................. 14
Figura 2.5: Etapas da Avaliação Ambiental Integrada ................................................. 17
Figura 3.1: Prospecção Sísmica ................................................................................ 22
Figura 3.2: Operação de Offloading ............................................................................ 24
Figura 4.1: Sub-regiões do North Slope ...................................................................... 30
Figura 4.2: Localização dos campos de produção de petróleo no North Slope ........... 32
Figura 4.3: Evolução da perfuração de poços no North Slope (1940-2001) ................ 32
Figura 4.4: Blocos de exploração ofertados nos leilões de concessão (1960-2002) ... 33
Figura 4.5: Expansão da malha rodoviária no Alasca (1968 e 2001). ......................... 33
Figura 4.6: Fotografia aérea do Aerporto de Deadhorse, na Prudhoe Bay. ................. 34
Figura 5.1: Reservatório do pré-sal ............................................................................. 40
Figura 5.2 : Bacias Sedimentares Brasileiras .............................................................. 42
Figura 5.3: Variação da Produção de Petróleo, por bacia sedimentar ......................... 43
Figura 5.4: Variação da Produção de Gás Natural, por bacia sedimentar ................... 44
Figura 6.1: Macrodiagnóstico da Zona Costeira e Marinha - Biodiversidade do Platô de
Santos ........................................................................................................................ 49
Figura 6.2: Mapa da localização dos poços perfurados na Bacia de Santos entre 1970-
2011 ........................................................................................................................... 53
Figura 6.3: Campos em produção e Blocos Exploratórios, por rodada de licitação, e
gasodutos e terminais aquaviários na Bacia de Santos .............................................. 57
Figura 6.4: Curva de produção de óleo e LGN no Brasil ............................................. 58
Figura 6.5: Conflito no uso do espaço marítimo na Baía de Guanabara ..................... 60
Figura 6.6: Movimentação Marítima na Baía de Guanabara ....................................... 60
Figura 6.7: Insuficiência de conhecimento sobre os recursos biológicos em águas
profundas, principalmente no pré-sal .......................................................................... 62
Figura 6.8: Rede Nacional de Proteção da Petrobras ................................................. 69
Figura 6.9: Área total com probabilidade de óleo na água e toque na linha de costa
para a Área do Pré-sal, decorrente do pior cenário (24 horas de vazamento contínuo e
30 dias sem intervenções), durante os meses do inverno ........................................... 72
Lista de Tabelas
Tabela 2.1: Natureza dos Impactos Cumulativos .......................................................... 9
Tabela 2.2: Processo de Acumulação ......................................................................... 10
Tabela 2.3: Comparação entre as licenças e estudos requeridos na E&P de petróleo e
gás natural pelas Resoluções CONAMA nº 350/04 e nº 23/94 e pela Portaria nº
422/2011 ..................................................................................................................... 19
Tabela 3.1 : Tipo e natureza dos impactos das atividades de E&P de petróleo e gás
natural offshore ........................................................................................................... 26
Tabela 5.1: Características dos Modelos de Concessão e de Partilha ........................ 41
Tabela 5.2 : Produção de Petróleo e Gás Natural, por bacia sedimentar .................... 43
Tabela 6.1 : Histórico das Atividades de E&P na Bacia de Santos (1960-2010) ......... 51
Tabela 6.2: Campo em fase de produção na Bacia de Santos .................................... 54
Tabela 6.3: Resumo das metas e diretrizes do Projeto de Controle da Poluição ........ 65
Tabela 6.4: Acidentes envolvendo petróleo e derivados no Brasil entre 1960-2012 .... 66
Tabela 6.5: Tipos de Planos de Emergência e Contingência no Brasil ....................... 70
Lista de Siglas
AAAS – Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares
AAE – Avaliação Ambiental Estratégica
AAI - Avaliação Ambiental Integrada
AIA – Avaliação de Impacto Ambiental
AIC - Avaliação de Impactos Cumulativos
ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
CDA – Centro de Defesa Ambiental
CEA – Cumulative Environmental Assessment
CEAA – Canadian Environmental Assessment Agency
CEQ – Council on Environmental Quality
CETESB – Companhia Ambiental do Estado de São Paulo
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética
CONAMA – Conselho Nacional de Meio Ambiente
E&P – Exploração e Produção
EIA – Estudo de Impacto Ambiental
EPE – Empresa de Pesquisa Energética
FEEMA – Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente
FPSO – Floating Production Storage Offloading
IAIA – International Association for Impact Assessment
IBAMA – Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
IC – Impacto Cumulativo
LGN – Líquido de Gás Natural
INEA – Instituto Estadual do Ambiente
MMA – Ministério do Meio Ambiente
MME – Ministério de Minas e Energia
NEPA – National Environmental Policy Act
OSRL – Oil Spill Response Limited
PA – Plano de Área
PCP – Projeto de Controle da Poluição
PEGASO – Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional
PEI – Plano de Emergência Individual
PMA – Projeto de Monitoramento Ambiental
PNC – Plano Nacional de Contingência
PPSA – Pré-Sal Petróleo S.A.
RIMA – Relatório de Impacto Ambiental
TLD – Teste de Longa Duração
TOG – Teor de Óleos e Graxas
UC – Unidade de Conservação
UEP – Unidade Estacionária de Produção
UHE – Usina Hidrelétrica
Sumário
1 Introdução ................................................................................................. 1
1.1 Objetivo ................................................................................................ 1
1.2 Justificativa .......................................................................................... 1
1.3 Metodologia ......................................................................................... 2
1.4 Estrutura .............................................................................................. 2
2 Cumulatividade de Impactos Ambientais ................................................ 4
2.1 Conceito e Histórico ............................................................................. 4
2.2 Avaliação de Impactos Cumulativos ..................................................... 6
2.3 AIC no Brasil ...................................................................................... 15
2.3.1 Setor Hidrelétrico .......................................................................... 15
2.3.2 Setor Petróleo e Gás Natural ........................................................ 18
3 Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural ............................... 21
3.1 Exploração e pesquisa ....................................................................... 21
3.2 Desenvolvimento................................................................................ 23
3.3 Produção ........................................................................................... 23
3.4 Abandono .......................................................................................... 25
3.5 Impactos Ambientais .......................................................................... 25
4 Estudo de Caso 1: North Slope do Alasca ............................................ 29
4.1 Descrição do North Slope .................................................................. 29
4.2 Histórico da E&P: Passado, Presente e Futuro .................................. 31
4.3 Impactos Cumulativos ........................................................................ 35
5 Cenário Brasileiro de E&P de Petróleo e Gás Natural .......................... 39
5.1 Histórico ............................................................................................. 39
5.2 Regime Regulatório ........................................................................... 40
5.3 Cenário Atual ..................................................................................... 41
6 Estudo de Caso 2: Bacia de Santos ....................................................... 46
6.1 Descrição da Bacia de Santos ........................................................... 46
6.2 Histórico da E&P: Passado, Presente e Futuro .................................. 51
6.3 Impactos Cumulativos ........................................................................ 59
7 Conclusões .............................................................................................. 75
Bibliografia .................................................................................................. 79
1
1 Introdução
Na década de 1970, percebeu-se que não era possível avaliar o impacto
ambiental de um projeto sem considerar as demais ações já desenvolvidas ou
propostas para uma região. Dessa forma, as considerações sobre os impactos
cumulativos passaram a incorporar a tradicional avaliação de impacto ambiental.
Entretanto, esse instrumento foi considerado inadequado e muitas vezes
ineficiente para avaliar e gerir os impactos cumulativos, indicando oportunidades e
benefícios da avaliação de impactos cumulativos vinculada à avaliação ambiental
estratégica. No Brasil, apesar da Resolução CONAMA nº01/86 exigir a consideração
das propriedades cumulativas e sinérgicas, poucos estudos de impacto ambiental
realizam essa análise de forma efetiva. A mais expressiva iniciativa de incorporação
dos efeitos cumulativos ocorre no setor hidrelétrico, através da Avaliação Ambiental
Integrada.
Apesar das pressões ambientais, a indústria do petróleo tem ganhado cada vez
mais importância no cenário brasileiro. Com a descoberta dos gigantescos
reservatórios do pré-sal, as atividades de exploração e produção offshore se
intensificaram. A Bacia de Santos é foco dessas atividades. Em dois anos, apenas
com o início da produção de um projeto no Campo de Lula, o volume de óleo
produzido nessa região triplicou. Dezenas de projetos estão previstos para o polo pré-
sal da Bacia de Santos nos próximos anos.
A Bacia de Santos possui o maior adensamento populacional do litoral
brasileiro. Com o crescimento das atividades de exploração e produção, são
esperadas alterações na composição socioambiental da região, além do maior risco de
eventos acidentais com derramamento de óleo.
1.1 Objetivo
O objetivo principal desse trabalho é analisar a potencial ocorrência de efeitos
cumulativos no desenvolvimento das atividades de exploração e produção de petróleo
e gás natural, em especial na Bacia de Santos, Brasil.
1.2 Justificativa
A relevância desse trabalho relaciona-se com a carência de estudos de
cumulatividade de impactos ambientais no Brasil. As alterações socioambientais
provocadas pela intensificação das atividades de exploração e produção de petróleo
na Bacia de Santos deverão se sobrepor, justificando a necessidade da avaliação e
gestão dos impactos cumulativos.
2
1.3 Metodologia
A metodologia adotada para a elaboração do primeiro segmento desse trabalho
foi a realização de revisão bibliográfica através de consulta a guias internacionais,
teses e dissertações, referências legais, entre outros, com objetivo de se construir um
embasamento teórico sobre impactos cumulativos e verificar como o tema evolui no
cenário internacional e no Brasil. Posteriormente, foi realizada a descrição das
atividades de exploração e produção offshore, ambiente de maior relevância no
cenário brasileiro, com objetivo de se levantar os principais impactos e suas
propriedades cumulativas e sinérgicas.
Buscou-se, através do primeiro estudo de caso, baseado em um estudo
científico, observar a experiência internacional sobre impactos cumulativos na indústria
petrolífera de forma a contribuir para o desenvolvimento do estudo de caso brasileiro.
Optou pela Bacia de Santos devido às prespectivas de intensificação das atividades
de exploração e produção, evidenciadas por dados de produção de petróleo e
investimentos no pré-sal. Para a elaboração do estudo de caso, foram coletados
informações e dados de estudos ambientais da região, publicações de órgão oficiais,
banco de dados, reportagens de jornais, entre outras fontes. Além disso, também foi
utilizado o software ArcGis que permitiu a correlação de dados espaciais e temporais
nas análise realizadas.
1.4 Estrutura
Após esse capítulo introdutório, o Capítulo 2 apresenta uma contextualização
histórico-conceitual sobre impactos cumulativos, na qual são apresentados os
princípios e as tipologias dos impactos cumulativos, bem como as etapas e
ferramentas utilizadas na avaliação. A situação da avaliação de impactos cumulativos
no Brasil também é exposta nesse capítulo, com destaque para o setor hidrelétrico e
de petróleo e gás natural.
No Capítulo 3 é apresentado um breve descritivo das etapas das atividades de
exploração e produção de petróleo e gás natural offshore, os potenciais e mais
comuns impactos ambientais dessas atividades e suas características cumulativas.
O Capítulo 4 traz a experiência internacional na avaliação dos impactos
cumulativos das atividades petrolíferas através do estudo de caso do North Slope no
Alasca, Estados Unidos.
O Capítulo 5 apresenta um panorama geral das atividades de exploração e
produção no Brasil e as mudanças no regime regulatório devido às descobertas do
pré-sal e destaca a relevância da Bacia de Santos.
3
No Capítulo 6 é desenvolvido o estudo de caso da Bacia de Santos,
apresentando os potenciais impactos cumulativos e medidas de controle e
mitigadoras.
O Capítulo 7 destaca, diante do exposto nos capítulos anteriores, as
considerações finais do presente trabalho.
4
2 Cumulatividade de Impactos Ambientais
2.1 Conceito e Histórico
Segundo a International Association for Impact Assessment (IAIA), a
preocupação com a avaliação e o gerenciamento dos impactos cumulativos começou
no início da década 1970. Nesta época, notou-se que os projetos propostos deveriam
ser analisados em relação à sua localização espacial e ao uso do solo que já vinha
sendo praticado na região. Adicionalmente, órgãos e/ou agências públicas
responsáveis pela permissão ou licenciamento perceberam a necessidade da
incorporação da proximidade espacial e temporal para a aprovação de licenças de
projetos similares, por contribuírem para a geração de impactos cumulativos.
Em 1973, o Council on Environmental Quality (CEQ), órgão responsável pela
regulamentação National Environmental Policy Act (NEPA) de 1969, utilizou pela
primeira vez o termo cumulatividade em suas diretrizes. Posteriormente, em 1978,
definiu, através da seção 1508.7 da norma CEQ 40, impacto cumulativo (IC) como
sendo:
“o impacto sobre o meio ambiente resultante do impacto de uma ação
presente, quando adicionada a outras ações passadas, presentes e futuras,
razoavelmente previsíveis, independente da agência ou pessoa responsável pela
outras ações. Impactos cumulativos podem resultar de ações individualmente
menores, mas coletivamente significativas no decorrer do tempo” (CEQ, 1997;
NUNES, 2010).
Ainda na década de 1970, a comunidade científica canadense reconheceu a
importância dos impactos cumulativos e de sua análise. Em 1983, a consideração dos
impactos cumulativos passou a incorporar os procedimentos tradicionais da Avaliação
de Impacto Ambiental1 (AIA) (OLIVEIRA, 2008). A Canadian Environmental
Assessment Act (CEAA) estabeleceu, através da subseção 16(1), que toda AIA deve
considerar os efeitos ambientais de um projeto, incluindo qualquer impacto ambiental
cumulativo que é provável de ocorrer como resultado da combinação do projeto
proposto com outros projetos ou atividades que ocorreram ou ocorrerão. (CEAA, 2007)
Em 1985, a legislação da União Europeia, através da Diretiva 85/337/CE,
determinou a inclusão do IC nas AIAs, mais especificamente nos Estudos de Impacto
Ambiental (EIA) (NUNES, 2010). No ano seguinte, a Resolução CONAMA nº01/86,
responsável pela regulamentação da AIA na legislação brasileira, reconheceu a
1 A Avaliação de Impactos Ambientais (AIA) é definida como o processo de
identificação, previsão, avaliação e mitigação de efeitos biofísicos, sociais, entre outros efeitos relevantes do desenvolvimento de uma proposta (projeto) a ser realizado antes de se tomar decisões importantes e se assumir compromissos(IAIA, 1999).
5
necessidade de consideração das propriedades cumulativas e sinérgicas dos impactos
causados pelas atividades potencialmente modificadoras do meio ambiente.
Com a publicação do Relatório Brundtland em 1987 e a Conferência das
Nações Unidas sobre o Meio Ambiente e Desenvolvimento (RIO-92), o conceito de
desenvolvimento sustentável passou a refletir a preocupação da humanidade com os
impactos causados por suas atividades. A partir do exposto, a Avaliação de Impactos
Cumulativos (AIC) passa a ser uma ferramenta que permite a compreensão dos
impactos nas gerações futuras, sendo considerada de extrema utilidade para caminhar
no sentido da sustentabilidade(NUNES, 2010).
Nas últimas décadas, a ineficiência e a limitação temporal e espacial da AIA
para considerar o efeito incremental do projeto frente a outras ações passadas e
futuras, tem motivado a incorporação dos ICs aos estudos em nível regional, como a
Avaliação Ambiental Estratégica2 (AAE) (TEIXEIRA, 2008; NUNES, 2010; FIDLER e
NOBLE, 2012). A AAE também permite a percepção precoce dos potenciais impactos
do desenvolvimento das ações propostas no âmbito de políticas, planos e programas e
a relação entre eles que possam resultar impactos cumulativos. Esse processo de
prévia identificação facilita a seleção de alternativas que tenham menor potencial de
contribuírem para a geração de impactos cumulativos(COOPER, 2004).
A exemplo disso, a Diretiva Europeia 2001/42/CE, referente à AAE, passou a
requerer, em seu Anexo I, a consideração de eventuais impactos significativos,
incluído os de caráter cumulativos e sinérgicos ao nível de planos e programas
(NUNES, 2010). No Canadá, em 2003, emendas à CEAA reconheceram o uso de
estudos regionais como uma ferramenta importante para a consideração dos ICs
(CEAA, 2007). No Brasil, apesar de não haver uma regulamentação específica, as
iniciativas de AAE tem se multiplicado nas últimas décadas em setores como minero-
siderúrgico, hidrelétrico e petrolífero(SÁNCHEZ, 2008a).
2 A Avaliação Ambiental Estratégica (AAE) é definida como um procedimento sistemático e contínuo de avaliação da qualidade e das consequências ambientais de visões e alternativas de desenvolvimento, incorporadas em iniciativas de políticas, planos e de programas, assegurando a integração efetiva de considerações biofísicas, econômicas, sociais e políticas, o mais cedo possível em processos públicos de tomada de decisões (GARCIA e LA ROVERE, 2011)
6
2.2 Avaliação de Impactos Cumulativos
A Avaliação de Impactos Cumulativos (AIC), também conhecida como
Cumulative Effects Assessment (CEA), pode ser definida como o processo sistemático
de análise e avaliação das alterações ambientais(SPALING, 1994). Segundo Therivel
e Ross (2007), a AIC ajuda conectar as diferentes escalas dos estudos ambientais. Ao
invés de focar em efeitos de uma determinada ação, como um projeto, um plano ou
uma ação individual, a AIC considera como o meio receptor pode ser afetado pelo
conjunto de ações desenvolvidas. A Figura 2.1 apresenta a diferença de foco entre
AIC e AIA/AAE.
Figura 2.1: Diferença de abordagem da AIC e AIA/AAE. (THERIVEL e ROSS, 2007)
A AIC pode ser considerada como uma complementação, uma melhoria nos
tradicionais componentes da avaliação de impactos ambientais. Entretanto, as
dificuldades encontradas na definição das fronteiras espaciais e temporais, tornam a
AIC mais desafiadora do que os estudos tradicionais (CEQ, 1997). Se as fronteiras da
avaliação forem muito extensas, o processo torna-se complicado e inviável dentro de
um prazo de execução. Por outro lado, se as dimensões espaciais e temporais forem
pequenas, o processo de tomada de decisão pode ser comprometido pela ausência de
elementos significantes.
É crescente a preocupação dos tomadores de decisão quanto à importância de
seus projetos no contexto de outros projetos desenvolvidos na região. Os impactos
diretos continuam a ser o fator mais importante na tomada de decisão, em parte
porque são os mais prováveis. No entanto, a relevância da chuva ácida, das
mudanças climáticas, e outras alterações devido a efeitos cumulativos vêm
impulsionado melhorias nas AIC. Sua incorporação em processos de tomada de
decisão, como AIA e AAE, é essencial para efetividade das medidas de mitigação e
monitoramento propostas(CEQ, 1997).
7
De acordo com o guia Considering Cumulative Effects under the NEPA(CEQ,
1997), os oito princípios que norteiam a AIC são:
ICs são resultantes de ações passadas, presentes e futuras
razoavelmente previsíveis – os efeitos da ação proposta sobre um
determinado recurso, ecossistema ou comunidade humana incluem os
efeitos presentes e futuros adicionados aos efeitos de outras ações que
afetaram essas componentes no passado.
ICs são os impactos totais, incluindo impactos diretos ou indiretos de
todas as ações sobre um determinado recurso, ecossistema ou
comunidade, independente do agente causador (federal, não-federal ou
privado) – impactos individuais de atividades dispersas podem se somar ou
interagir, causando impactos adicionais que não são considerados quando
se analisa o impacto individual uma única vez. Os impactos adicionais
contribuem para que ações que não tenham relação com a ação proposta
sejam incluídas na AIC.
ICs devem ser analisados especificamente para cada recurso,
ecossistema e comunidade humana afetada – impactos ambientais são
geralmente avaliados na perspectiva do projeto proposto. AIC requer foco no
recurso, ecossistema e comunidade que podem ser afetados de modo a
entender como esses recursos são susceptíveis aos impactos (Figura 2.2).
Não é prático analisar os ICs de uma ação em um universo. A listagem
dos impactos ambientais deve focar no que realmente importa – Para
que a AIC seja um instrumento de auxílio à tomada de decisões e informe às
partes interessadas, é preciso que o escopo se limite aos impactos
relevantes. As fronteiras da AIC devem se expandir até o ponto que os
impactos sobre os recursos não sejam mais significantes.
ICs sobre um determinado recurso, ecossistema ou comunidade
humana raramente se alinham com as fronteiras políticas ou
administrativas – recursos são geralmente demarcados de acordo com as
responsabilidades das agências, com delimitações territoriais ou outras
fronteiras administrativas. Como os recursos naturais e socioculturais
geralmente não se limitam a essas fronteiras, cada entidade política acaba
sendo responsável somente por uma parte desses recursos ou
ecossistemas. AIC deve considerar fronteiras naturais e culturais para
assegurar a avaliação de todos os impactos.
8
ICs podem resultar de acumulação de impactos similares ou interação
sinérgica entre diferentes impactos – ações repetitivas podem causar
impactos de acumulação simples (mais e mais do mesmo tipo de impacto)
ou ações similares ou distintas podem resultar em impactos que se
interagem, gerando um impacto cumulativo maior que a soma dos impactos
iniciais.
ICs podem persistir por mais tempo que as ações causadoras –
algumas ações causam danos que duram mais que o próprio tempo de vida
da ação (por exemplo: drenagem ácida de minas, contaminação por lixo
radioativo, extinção de espécies). AIC deve utilizar as melhores técnicas
científicas de previsão para avaliar as potenciais consequências
catastróficas no futuro.
Cada recurso, ecossistema ou comunidade humana afetado deve ser
analisado em termo de sua capacidade de assimilação dos impactos
adicionais, baseado em seus próprios parâmetros de tempo e espaço –
especialistas tendem a analisar como os recursos, ecossistemas e
comunidades são afetados pela ação proposta. Entretanto, a maneira mais
efetiva de se avaliar os impactos cumulativos é focar em como assegurar a
produtividade ou sustentabilidade desses recursos.
Figura 2.2: Diferença de abordagem da AIA e AIC (Elaboração própria baseado em Nunes, 2010)
Os impactos cumulativos resultam de acúmulos temporais e espaciais das
perturbações ao meio ambiente. Os efeitos das atividades humanas podem se
acumular quando uma segunda perturbação ocorre no mesmo local antes que o
ecossistema possa totalmente se recuperar da primeira perturbação(CEQ, 1997). A
Tabela 2.1 apresenta as tipologias de ICs, suas principais características e cita
exemplo para facilitar o entendimento e diferenciação entre os tipos.
9
Tabela 2.1: Natureza dos Impactos Cumulativos (CEQ, 1997; OLIVEIRA, 2008)
Tipo Principais características Exemplos
Acúmulo temporal
(time crowding)
Impactos frequentes, repetitivos
sobre um único sistema ambiental
-Lançamento frequente de efluentes
em corpos hídricos
-Extração de recursos florestais que
superam a reposição natural
Efeito tardio
(time lags)
Longo espaço de tempo entre a
causa e o efeito
-Alterações no lençol freático que
afetam o ecossistema de áreas
úmidas
- Exposição a cancerígenos
Acúmulo espacial
(spacial crowding)
Alta densidade espacial de impactos
sobre um sistema ambiental
-Tráfego congestionado resultante
do aumento de atividades em uma
região
- Poluição difusa em córregos
Efeitos sem limite espacial
(cross-boundary)
Impactos gerados por fontes que
estão distantes do local de
ocorrência
-Dispersão de poluentes
atmosféricos
- Chuva ácida
Fragmentação
(fragmentation)
Mudanças nos padrões da
paisagem, fragmentação de
ecossistemas
-Fragmentação de florestas
-Fragmentação de locais históricos
Composto ou Sinérgico
(compounding effects,
synergisms)
Sinergia ou composição dos
impactos de várias fontes ou
processos ‘pathways’
- Formação de smog devido à
combinação de SOx e NOx
- Sinergismo entre pesticidas
Efeito Indireto
(indirect effects)
Impacto secundário resultante de
um impacto inicial
- Desenvolvimento comercial e
residencial induzidos pela
construção de uma rodovia
- Assoreamento de corpos d’água
causado pela lixiviação do solo em
áreas desmatadas
Superação da capacidade
de assimilação
(triggers na thresholds)
Impactos que são insignificantes ou
não geram consequências até um
determinado limiar crítico. Ao atingir
esse limiar, geram mudanças
estruturais ou funcionais nos
sistemas ambientais e alteram o
comportamento dos ecossistemas
- Mudanças climáticas globais
- Mudança de hábitos provocada por
constante fragmentação de habitat
Em relação ao processo de acumulação, os impactos cumulativos podem surgir
de uma ação individual ou um conjunto de ações que podem resultar em impactos
aditivos ou interativos, conforme apresentado na Tabela 2.2. Os impactos interativos
podem ser subdividos em duas categorais: de compensação - quando o efeito adverso
líquido acumulado é menor que a soma dos efeitos individuais – ou de sinergia -
quando o efeito cumulativo é maior do que a soma dos efeitos individuais. (CEQ, 1997;
COOPER, 2004)
10
Tabela 2.2: Processo de Acumulação (CEQ, 1997; COOPER, 2004)
Aditivo (a+a+a+a...+a) Interativo (a+b+c+...+g)
Ação individual
Tipo 1 – impactos aditivos de ações
repetitivas
Exemplo: construção de uma nova
rodovia cortando um parque nacional,
resultando na constante drenagem de
sal (road salt3) na vegetação marginal
Tipo 2 – estressores de uma fonte única
que interagem com a biota resultando
em um efeito interativo não-linear na
cadeia.
Exemplo: compostos orgânicos, incluído
PCBs, que sofre biomagnificação ao
longo da cadeia alimentar,
proporcionando um nível de toxicidade
elevada para grandes mamíferos
Múltiplas ações
Tipo 3 – impactos decorrentes de
diversas fontes que têm efeito aditivo
nos sistemas ambientais
Exemplo: uso consuntivo da água na
agricultura, residências e indústrias
contribuem para o rebaixamento dos
aquíferos.
Tipo 4 – efeitos decorrentes de múltiplas
ações que afetam os sistemas
ambientais de maneira interativa,
podendo ser compensatória ou sinérgica
Exemplo: descarga de nutrientes e água
quente no rio que interagem causando
‘boom’ de algas que reduzem o nível de
oxigênio dissolvido é maior que o
impacto aditivo de cada poluente.
Embora existam diferenças, principalmente de foco e objetivo, na AIC feita no
âmbito da AIA e AAE, as etapas que constituem o processo de avaliação dos impactos
cumulativos são semelhantes. A Figura 2.3 apresenta o fluxograma das etapas do
processo geral da AIC baseada na síntese de diversos estudos feita por Oliveira
(2008).
Figura 2.3 : Etapas da AIC. (Elaboração própria baseada em OLIVEIRA, 2008)
3 O sal (road salt) é para derreter o gelo utilizado nas estradas, pois ele reduz o ponto
de congelamento e fusão da água (http://www.mcapwa.org/report_road_salt.pdf)
Definição do escopo
Caracterização do ambiente e dos impactos
Determinação da significância
Definição de medidas mitigadoras
Monitoramento
11
1- Definição de Escopo:
Identificar questões regionais de interesse;
Identificar e definir quais são os componentes do ecossistema e/ou
comunidades humanas a serem analisados;
Identificar outras ações passadas, presentes ou futuras que possam afetar
os mesmos componentes e/ou comunidades;
Estabelecer o limite geográfico e temporal adequado para a análise dos
impactos;
Identificar os impactos ambientais a serem considerados;
Identificar os prováveis impactos cumulativos associados à ação proposta e
definir os objetivos da avaliação;
2- Caracterização do ambiente e dos impactos:
Definir uma condição base para os componentes e comunidades;
Caracterizar os componentes e comunidades identificados na definição do
escopo, segundo sua resposta e capacidade de suporte ao impacto;
Caracterizar os impactos que afetam os componentes e comunidades e sua
relação como os limites regulatórios;
Identificar as relações de causa/efeito entre as atividades humanas e os
componentes e ou comunidades
Identificar os impactos cumulativos da ação proposta e suas relações com
outras ações e propostas futuras
3- Determinação da significância:
Determinar a magnitude e a significância dos impactos cumulativos;
Avaliar a importância dos impactos residuais;
Considerar as normas ambientais vigentes, analisando a capacidade de
suporte e uso e ocupação do solo.
4- Definição de medidas mitigadoras:
Identificar alternativas para evitar, minimizar ou mitigar os impactos
cumulativos significativos.
5- Monitoramento:
Monitorar os impactos cumulativos da alternativa escolhida e adaptar sua
gestão
Avaliar a eficiência das medidas mitigadoras adotadas.
12
Apesar do conceito da AIC ser de fácil entendimento, sua prática é considerada
complicada. De modo a facilitar o desenvolvimento da AIC, existem diversos métodos,
técnicas e ferramentas que podem ser aplicados no processo, muitas delas já
utilizadas na AIA tradicional. Segundo o levantamento feito pelo CEQ (1997), existem
três categorias de métodos de análise: os que descrevem ou modelam a relação
causa-efeito (p.e.: matrizes, fluxogramas); os que analisam as tendências de
mudanças ao longo do tempo; e aqueles que sobrepõem feições de mapas para
identificar áreas de sensibilidade, por exemplo. A seguir são descritos os principais
métodos para AIC e suas vantagens e desvantagens (NUNES, 2010; CEQ, 1997):
Questionários, entrevistas e painéis de discussão - são úteis para a
compilação da vasta gama de informações coletadas sobre os recursos e as
ações propostas. As informações coletadas em grupo ou individualmente
através de entrevistas ajudam na formação de um consenso sobre as
questões relevantes dos impactos cumulativos de uma região.
Vantagens: flexibilidade e permitir lidar com informações subjetivas.
Desvantagens: não são quantitativos e a comparação entre as alternativas é
subjetiva.
Checklists – ajudam na identificação dos potenciais impactos cumulativos
através de lista estruturadas com os impactos comuns ou prováveis para as
ações propostas e os recursos afetados.
Vantagens: sistemáticos e concisos.
Desvantagens: podem ser inflexíveis e não reconhecem interações e
relações de causa-efeito.
Matrizes – utilizam a forma tabular para organizar e quantificar as
interações entre as atividades.
Vantagens: fácil compreensão, permitem a comparação das alternativas e
abordam mais de uma ação/projeto.
Desvantagens: normalmente não fazem uma abordagem no espaço e no
tempo, sua apresentação pode ficar complicada dependendo da quantidade
de dados e não apresentam relações de causa-efeito.
Rede de conexões e diagramas – relacionam os componentes de um
sistema ambiental ou social numa rede ou corrente de causalidade,
permitindo assim identificar as relações causa-efeito que podem resultar em
impactos cumulativos.
Vantagens: facilitam a elaboração do modelo conceitual, reconhecem as
relações causa-efeito, identificam impactos indiretos.
13
Desvantagens: geralmente não são compatíveis com impactos secundários,
apresentam problemas na comparação de unidades e não fazem uma
abordagem no espaço e no tempo.
Modelagem matemática – boa técnica para quantificar as relações causa-
efeito que podem resultar em impactos cumulativos. Permite a descrição de
processos cumulativos, através de fórmulas matemáticas.
Vantagens: clareza dos resultados, reconhece as relações causa-efeito,
permite a quantificação do IC e pode ser integrada ao tempo e ao espaço.
Desvantagens: necessita de uma grande quantidade de dados, pode ser
muito cara e inviável dependo do número de variáveis.
Análise de tendências - avalia o estado da componente ao longo do tempo
e desenvolve projeções gráficas de condições passadas ou futuras, levando
em consideração alterações de ocorrência ou de intensidade dos agentes de
pressão Ajuda a identificar impactos cumulativos e a estabelecer cenários
de referência adequados.
Vantagens: reconhece a acumulação ao longo do tempo, permite a
identificação do problema e das condições iniciais dos sistemas.
Desvantagens: necessita de uma grande quantidade de dados e as
extrapolações feitas ainda são muito subjetivas.
Sobreposição de mapas e Sistema de Informações Geográficas (SIG) -
Incorporam informações geográficas na AIC, ajudando a estabelecer os
limites espaciais do estudo, analisar parâmetros paisagísticos e identificar as
áreas onde os impactos terão maiores intensidades.
Vantagens: fornecem um padrão espacial de distribuição e proximidade dos
impactos, fácil visualização, otimizam o desenvolvimento de alternativas.
Desvantagens: limitados aos efeitos na dimensão espacial estudada, não
explicitam impactos indiretos e a magnitude dos impactos.
Análise da capacidade suporte - Identifica limiares (condicionantes ao
desenvolvimento) e fornece mecanismos necessários para o monitoramento
do uso da capacidade das componentes ambientais de forma a averiguar se
o limiar está próximo. Possibilita a determinação da significância dos ICs,
quanto mais próximo do limiar mais significativos são os ICs.
Vantagens: confronta os impactos cumulativos e os limites aceitáveis,
considera os efeitos em um contexto sistêmico e considera fatores
temporais.
Desvantagens: dificilmente consegue medir a capacidade diretamente,
podem existir diversos limiares, requer dados regionais que geralmente não
existem ou não estão disponíveis.
14
Apesar de todos esses métodos considerarem aspectos importantes, como
múltiplas ações e múltiplos efeitos, nenhum deles é considerado completo para AIC,
todos possuem pontos fortes e pontos fracos(CEQ, 1997). Por isso, durante o
desenvolvimento do modelo conceitual causal e para avaliação para impactos
cumulativos, é comum a utilização de mais um método como é explicado na Figura
2.4.
Figura 2.4: Combinação de métodos na AIC (CEQ, 1997 e OLIVEIRA, 2008)
Avaliação dos
Impactos
Matrizes e tabelas
Modelagem
Sobreposição de mapas
Caracterização do ambiente e dos
recursos
Questionários, entrevistas e painéis Checklists
Dimensão Espacial
Sobreposição de mapas
Dimensão Temporal
Análise de tendência
Interação entre os recursos e impactos Redes de interações e diagramas
15
2.3 AIC no Brasil
A Resolução CONAMA nº01/86 estabelece a necessidade de elaboração de
Estudo de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental para o
licenciamento de atividade potencialmente modificadora do meio ambiente. Entre as
diretrizes para a elaboração da EIA, a análise de impactos ambientais do projeto deve
considerar:
“Análise dos impactos ambientais do projeto e de suas alternativas, através de
identificação, previsão da magnitude e interpretação da importância dos prováveis
impactos relevantes, discriminando: os impactos positivos e negativos (benéficos e
adversos), diretos e indiretos, imediatos e a médio e longo prazos, temporários e
permanentes; seu grau de reversibilidade; suas propriedades cumulativas e
sinérgicas; a distribuição dos ônus e benefícios sociais”.
Segundo Sanchéz (2008b), tradicionalmente, a AIA não se ocupa de impactos
insignificantes ou de baixa significância, pois tais situações são tratadas por outros
instrumentos de planejamento e gestão ambiental, como o zoneamento do uso do
solo, o licenciamento convencional e a obrigatoriedade de atendimento a normas e
padrões. Entretanto, em projetos sujeitos à elaboração de EIA/RIMA, a consideração
de impactos cumulativos pode ser crucial no processo de tomada de decisão.
Apesar de alguns outros documentos legais, nas esferas federais e estaduais,
mencionarem a necessidade de consideração dos ICs, não são apontadas diretrizes
para a abordagem ou procedimentos para a realização da AIC (OLIVEIRA, 2008). Fora
do âmbito legal, o setor hidrelétrico tem considerado os ICs através da Avaliação
Ambiental Integrada (AAI). No setor de petróleo e gás natural, especificamente na
Exploração e Produção (E&P), as Portarias MMA nº 442/11 e MME/MMA nº 198/12,
publicadas recentemente, trazem a visão estratégica e regional para a licitação de
blocos exploratórios e para o licenciamento ambiental.
2.3.1 Setor Hidrelétrico
De acordo com o Balanço Energético Nacional 2011 (ano base 2010), apesar
do crescimento de novas fontes energéticas renováveis, como a eólica, e não
renováveis, como o gás natural, a geração hidráulica ainda figura como principal fonte
na geração de energia elétrica no país. A energia produzida por hidrelétricas foi
responsável por 74% da oferta interna de energia elétrica. A construção de grandes
usinas hidrelétricas (UHE) como as UHE de Jirau, Santo Antônio e Belo Monte
evidenciam que essa será ainda principal matriz energética do país nas próximas
décadas.
16
O barramento e a instalação de usina hidrelétrica em um rio causam uma série
de impactos ambientais como desapropriação de pessoas de áreas a serem
inundadas, eutrofização e piora na qualidade da água, aumento da proliferação de
vetores de doença devido à redução de velocidade de escoamento, aumento da
erosão a jusante da barragem devido à retenção de carreamento de sedimentos, entre
outros(TUCCI e MENDES, 2006).
Além do aproveitamento elétrico, os recursos hídricos possuem outros usos
tais como o abastecimento residencial, agrícola, industrial, navegação, turismo, etc,
que também provocam impactos ambientais. Em uma bacia hidrográfica, esses
impactos não ocorrem isoladamente, mas são resultados da integração de efeitos dos
diferentes usos da água e solo pelo desenvolvimento econômico da região (TUCCI e
MENDES, 2006).
Em 2004, diante das deficiências de AIA em avaliar os ICs da UHE de Barra
Grande na bacia do Rio Uruguai durante seu processo de licenciamento ambiental
surgiu através de um termo de compromisso firmado entre o Ministério Público
Federal, o Ministério de Minas e Energia (MME), o Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), entre outros órgãos, a
Avaliação Ambiental Integrada (AAI) de aproveitamentos hidrelétricos(OLIVEIRA,
2008). A partir daí, a AAI passou a ser o instrumento adotado pelo MME para avaliar
os ICs de um conjunto de hidrelétrica em uma mesma bacia hidrográfica. Atualmente,
a Empresa de Planejamento Energético (EPE) disponibiliza em seu site a AAI de 12
bacias hidrográficas, como por exempla a AAI da bacia do rio Paraíba do Sul,
responsável pelo abastecimento da Região Metropolitana do Rio de Janeiro.
A AAI tem como objetivo avaliar a situação ambiental da bacia com os
empreendimentos hidrelétricos implantados e os potenciais barramentos,
considerando seus efeitos cumulativos e sinérgicos sobre os recursos naturais e as
populações humanas e os usos atuais e potenciais dos recursos hídricos no horizonte
atual e futuro de planejamento. Esse instrumento busca a compatibilização da geração
de hidrelétrica com a conservação da biodiversidade e o desenvolvimento
socioeconômico da bacia hidrográfica (MMA apud TUCCI e MENDES, 2006). A Figura
2.5 apresenta as etapas da AAI de aproveitamentos hidrelétricos.
17
Figura 2.5: Etapas da Avaliação Ambiental Integrada(TUCCI e MENDES, 2006)
A questão dos impactos cumulativos de empreendimentos hidrelétricos foi
destaque do jornal O Globo publicado em 21 de agosto de 2012. A reportagem relata o
pedido de suspensão, feito pelos Ministérios Público Federal e Estadual do Mato
Grosso do Sul, da construção de hidrelétricas nos rios do entorno do Pantanal até que
seja feito um estudo único sobre impacto cumulativo das obras.
Além dos 126 empreendimentos já instalados ou em curso na região, mais 23
projetos estão em análise, totalizando 149 empreendimentos. Segundo o texto da
ação citado no jornal, sem o devido estudo de impacto acumulado das atividades e de
medidas eficazes para evitar o colapso do sistema, danos irreversíveis podem ser
causados ao meio ambiente e às mais de quatro mil famílias que dependem
exclusivamente da Bacia Alto Paraguai para sobreviver (JORNAL O GLOBO, 2012).
18
2.3.2 Setor Petróleo e Gás Natural
No Brasil, apesar de iniciativas em alguns setores, a Avaliação Ambiental
Estratégica (AAE) para políticas, planos e programas ainda não é regulamentada por
lei, diferentemente do que já ocorre na União Europeia (Diretiva 2001/42/CE), por
exemplo. Segundo Partidário (2000, apud GARCIA e LA ROVERE, 2011), um dos
principais benefícios desse tipo de avaliação é o fortalecimento da AIA ao nível de
projeto antecipando a identificação dos impactos e dos seus efeitos cumulativos,
considerando as questões estratégicas relacionadas à justificativa e à localização da
proposta, e reduzindo o tempo e esforço necessários à avaliação de esquemas
individuais.
No setor petrolífero, mais especificamente nas atividades de exploração e
produção (E&P), agências governamentais de países como o Canadá, Austrália e
Reino Unido, já realizam a AAE antes do processo de licitação dos blocos
exploratório(GARCIA e LA ROVERE, 2011). Em avaliação às AAE das atividades de
E&P offshore, Fidler e Noble (2012) concluíram que AAE pode ajudar a melhorar a
eficiência dos estudos em nível de projeto (AIA).
Nessa linha de raciocínio, o Ministério de Minas e Energia (MME) e o Ministério
do Meio Ambiente (MMA) publicaram, em abril de 2012, a Portaria Interministerial
MME/MMA nº 198/12 que instituiu a Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares
(AAAS). A AAAS é definida como:
“processo de avaliação baseado em estudo multidisciplinar, com abrangência
regional, utilizado pelos Ministérios de Minas e Energia e do Meio Ambiente como
subsídio ao planejamento estratégico de políticas públicas, que, a partir da análise do
diagnóstico socioambiental de determinada área sedimentar e da identificação dos
potenciais impactos socioambientais associados às atividades ou empreendimentos
de exploração e produção de petróleo e gás natural, subsidiará a classificação da
aptidão da área avaliada para o desenvolvimento das referidas atividades ou
empreendimentos, bem como a definição de recomendações a serem integradas aos
processos decisórios relativos à outorga de blocos exploratórios e ao respectivo
licenciamento ambiental”(BRASIL, 2012).
Embora a variável ambiental seja considerada durante a seleção dos blocos
ofertados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
desde a Quarta Rodada de Licitação, em 2004 (MARIANO e LA ROVERE, 2005), a
portaria deverá fortalecer o processo de integração da avaliação ambiental aos
processos decisórios, permitindo a exclusão de áreas de alta sensibilidade ambiental.
19
Além disso, espera-se que a AAAS promova maior eficiência e racionalidade
no processo de licenciamento ambiental das atividades de E&P, fornecendo dados e
informações que facilitem os estudos de impacto ambiental, principalmente em relação
às sinergias dos empreendimentos. Contudo, cabe destacar que as avaliações
estratégicas propostas pela portaria só incidirão sobre novas áreas a serem outorgada
e, inicialmente, estão restritas às áreas tradicionalmente ocupadas pelo setor, tais
como as Bacias Potiguar, Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Espírito Santo e Campos.
No âmbito de projeto, o licenciamento das atividades marítimas de petróleo é
de responsabilidade do IBAMA. Adicionalmente ao disposto nas Resoluções CONAMA
nº 01/86 e nº 237/97, o setor possui resoluções específicas. A Resolução CONAMA nº
350/04 trata do licenciamento da pesquisa sísmica e a Resolução CONAMA nº23/94
das atividades de perfuração e da produção de hidrocarbonetos.
Segundo o próprio IBAMA (2012), o atual arcabouço regulatório, composto
pelas resoluções supracitadas, é difuso e por vezes contraditório, causando
insegurança jurídica ao processo de licenciamento. Além disso, a maioria dessas
resoluções é considerada ultrapassada frente os avanços recentes no gerenciamento
da informação ambiental, não refletindo adequadamente o estado atual do
conhecimento científico sobre os impactos e riscos das atividades de pesquisa e
produção de petróleo e gás na plataforma continental brasileira.
Neste sentido, a Portaria MMA nº 422/11, de 26 de outubro de 2011, promoveu
a unificação das regulamentações sobre o licenciamento das atividades de E&P no
ambiente marítimo, dando um suporte jurídico mais adequado aos procedimentos
atualmente executados(IBAMA, 2012a). A Tabela 2.3 faz um comparativo entre os
tipos de licença e estudos requeridos nas antigas resoluções e na nova portaria para
cada etapa das atividades de E&P de petróleo e gás natural.
Tabela 2.3: Comparação entre as licenças e estudos requeridos na E&P de petróleo e gás natural pelas Resoluções CONAMA nº 350/04 e nº 23/94 e pela Portaria nº 422/2011 (Elaboração Própria)
Resoluções CONAMA nº 350/04 e
nº23/94 Portaria MMA nº 422/2011
Pesquisa Sísmica
Licença de Pesquisa Sísmica (LPS)
Classe 1 – profundidade < 50 m ou em
área de sensibilidade ambiental:
sujeito a Estudo Ambiental de Sísmica
e seu relatório (EAS/RIAS)*
Classe 2 – profundidade entre 50 e
200 m: sujeito a EAS/RIAS
Classe 3 – profundidade > 200 m:
sujeito a Projeto de Controle Ambiental
de Sísmica (PCAS)
Licença de Pesquisa Sísmica (LPS)
Classe 1 – profundidade < 50 m ou em
área de sensibilidade ambiental: exigido
EIA/RIMA
Classe 2 – profundidade entre 50 e 200
m: exigido EAS/RIAS
Classe 3 – profundidade > 200 m:
exigido EAS ou informações
complementares ao PCAS
20
Perfuração
Licença Prévia para Perfuração
(LPper)
Relatório de Controle Ambiental (RCA)
Licença de Operação (LO)
Classe 1 – profundidade < 50 m ou a
menos de 50 km da costa ou em área
de sensibilidade ambiental: exigido
EIA/RIMA
Classe 2 – profundidade entre 50 e
1000 m e a mais de 50 km da costa:
exigido Estudo Ambiental de Perfuração
e seu relatório (EAP/RIAP)
Classe 3 – profundidade > 1000 m e a
mais de 50 km da costa: exigido EAS
ou informações complementares ai
PCAS
Desenvolvimento
e Produção
Licença Prévia de Produção para
Pesquisa (LPpro)**
Estudo de Viabilidade Ambiental (EVA)
Licença de Instalação (LI)
Estudo de Impacto Ambiental
(EIA/RIMA) ou Relatório de Avaliação
Ambiental (RAA)
Licença de Operação (LO)
Projeto de Controle Ambiental
Licença Prévia (LP)
Estudo de Impacto Ambiental e seu
relatório (EIA/RIMA)
Licença de Instalação (LI) e Licença
de Operação (LO)***
Sem estudo específico. Apresentação
de Informações e documentos
adicionais, além do cumprimento das
condicionantes da licença anterior.
*Obs.1: EIA/RIMA são exigidos quando caso a atividade é considerada, pelo IBAMA, potencialmente causadora de
significativa degradação ambiental.
**Obs.2: Produção para Pesquisa = Teste de Longa Duração.
***Obs.3: No caso de Teste de Longa Duração (TLD) que envolva apenas um poço, com duração de até 180 dias e
seja realizado a mais de 50 km da costa e 50 m de profundidade, é exigido o Estudo Ambiental de TLD e seu relatório
(EATLD/RIATLD). Não há exigência de LP e a LI é facultativa.
Apesar de ser uma prática já adotada pelo IBAMA em projetos anteriores, a
portaria regulamentou o licenciamento integrado de polígonos de perfuração e dos
empreendimentos compostos por diferentes projetos ou diferentes atividades (p.e.:
perfuração, TLD, produção e escoamento). Do ponto de vista da cumulatividade,
licenciamento integrado faz como que a AIA apresente uma maior abrangência
espacial e uma visão mais integrada das atividades que ocorrerão na região estudada,
o que facilita a identificação dos potenciais impactos cumulativos e adoção de medidas
de preventivas e mitigadoras.
21
3 Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural
Este capítulo tem como objetivo descrever operacionalmente as principais
atividades de Exploração e Produção (E&P) e seus principais impactos ambientais.
Essa descrição abrangerá apenas o ambiente offshore por sua maior relevância para o
estudo de caso brasileiro apresentado no Capítulo 6.
Segundo as definições da Lei nº 9.478, citadas por Mariano (2007), o segmento
E&P, também conhecido como upstream, da indústria do petróleo pode ser dividido
em quatro grandes etapas, são elas:
- Exploração - conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliar áreas,
objetivando a descoberta e a identificação de jazidas de petróleo ou gás natural.
- Desenvolvimento - conjunto de operações e investimentos destinados a
viabilizar as atividades de produção e um campo de petróleo ou gás natural.
- Produção - conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou
gás natural de uma jazida e de preparo para a sua movimentação.
- Abandono ou descomissionamento – série de operações destinadas a
restaurar o isolamento entre os diferentes intervalos permeáveis. O abandono pode
ocorre em poços recém-perfurados que não tenham viabilidade econômica de
produção ou em poços antigos onde os reservatórios já atingiram uma saturação de
produção e não são mais economicamente viáveis.
3.1 Exploração e pesquisa
As rochas sedimentares que apresentam relativa porosidade e são cobertas
por uma camada de rocha impermeável são onde mais comumente se encontram as
jazidas de petróleo. Deste modo, as explorações geofísicas consistem no processo de
busca dessas estruturas, potencialmente armazenadoras de hidrocarbonetos, através
de métodos de sensoriamento remoto.
Prospecção Sísmica
As ondas sísmicas, ao atingirem as rochas, têm parte da sua energia absorvida
e outra parte é refletida. Desta forma, os estudos geofísicos utilizam das reflexões das
ondas geofísicas ao longo das diversas camadas do material rochoso para fazer a
caracterização dos tipos de rochas ali presente e averiguar a potencial presença de
hidrocarbonetos (petróleo e gás natural). As prospecções sísmicas constituem o
método mais efetivo para a compreensão da geologia profunda de um
local(MARIANO, 2007).
22
Em ambientes marítimos, são utilizadas embarcações equipadas com canhões
de ar comprimido (“airguns”) e hidrofones. Esses canhões são fontes de energia para
a geração das ondas acústicas, a reflexão dessas ondas é captada pelos hidrofones
que consistem em detectores de pressões muito sensíveis dispostos em intervalos
regulares ao longo de cabos sismográficos. As variações de pressão são transmitidas
na forma de sinais elétricos pelos hidrofones para sistemas de registro e
processamento presentes no navio sísmico. A Figura 3.1 apresenta o princípio da
prospecção sísmica.
Figura 3.1: Prospecção Sísmica (IBAMA, 2003)
Perfuração Exploratória
Após a identificação de rochas com características favoráveis para o
armazenamento de hidrocarbonetos, inicia-se a perfuração dos poços de caráter
exploratório para verificar a existência de jazidas e se as quantidades viabilizam o
desenvolvimento do reservatório. A perfuração de um poço pode ser feita através de
plataformas auto-elevatórias, semissubmersíveis ou navio-sonda, dependendo de
critérios técnicos, como a lâmina d’água presente, e econômicos(MARIANO, 2007).
Na operação, são utilizadas sondas com brocas, que reduzem de diâmetro à
medida que a perfuração avança. Os fluidos utilizados para facilitar a perfuração são
escolhidos de acordo com as características das rochas, podendo ser a base de água,
sintético e óleo de baixa toxicidade. Estes fluidos também são essenciais para a
remoção do cascalho, através dos risers, gerados durante o trituramento da rocha.
Um conjunto de válvulas hidráulicas chamado blowout preventer (BOP) é
instalado na “cabeça” do poço para garantir a interrupção da passagem de óleo em
caso de emergência. O blowout é um fluxo incontrolável dos fluidos do reservatório
23
dentro da coluna de perfuração, podendo ser catastrófico caso atinja a
superfície(SCHLUMBERGER, 2012).
À medida que cada seção do poço é perfurada, a broca de perfuração é
retirada do poço e uma coluna de aço (denominada revestimento de perfuração), de
diâmetro inferior ao diâmetro do poço, é introduzida através do mesmo e cimentada de
forma a impedir o desmoronamento das paredes.
3.2 Desenvolvimento
Dentre os fatores que influenciam o desenvolvimento de um campo de petróleo
para produção, pode-se destacar a economicidade do campo, a disponibilidade de
rotas de transferência dos fluidos produzidos, a viabilidade técnica e fatores
relacionados com o meio ambiente (MARIANO, 2007).
Para o desenvolvimento de um campo, a empresa concessionária deve
apresentar para ANP um plano de desenvolvimento, documento que expõe o
programa de trabalho previsto, bem como o investimento necessário ao
desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na área.
Durante o desenvolvimento são realizadas as seguintes atividades:
Perfuração de poço de desenvolvimento – operação similar a
perfuração de exploração cujas variações vão depender da
funcionalidade do poço que pode ser o poço de produção, propriamente
dito, o auxiliar de injeção de fluido (água ou gás) ou o de
armazenamento de água de produção;
Construção e implantação de instalações de transporte;
Comissionamento dos sistemas e das unidades.
As atividades de desenvolvimento podem se prolongar por grande parte da
fase de produção, mesmo após o campo ter começado a produzir. Para efeito de
simples classificação dos campos, eles são ditos “em desenvolvimento” quando ainda
não iniciaram a produção (antes do ‘primeiro óleo’) (ANP, 2012a)
3.3 Produção
As principais atividades da produção de petróleo consistem na chegada do
fluido até a superfície, na separação de seus componentes líquidos e gasosos e na
remoção de impurezas. Frequentemente, óleo e gás são produzidos pelo mesmo
reservatório. Na medida em que os poços causam a depleção dos reservatórios nos
quais eles são perfurados, a razão gás/óleo aumenta (assim como a razão
água/hidrocarbonetos)(MARIANO, 2007).
24
As principais funções dos sistemas de processamento primário das unidades
de produção são a separação dos fluidos produzidos nas fases líquida e gasosa,
condicionamento do óleo e gás natural para o transporte, fazendo também a remoção
de sólidos, água e outros contaminantes.
A primeira fase da separação é destinada a segregar a fração gasosa do fluido
líquido. Após a separação, o gás natural passa por uma nova etapa de separação que
visa a remoção de contaminantes, tais como sulfeto de hidrogênio (H2S), vapor d’água,
nitrogênio, gás carbônico (CO2), mercúrio, entre outros. Parte do gás natural pode ser
utilizada para o abastecimento energético da própria plataforma. Cabe ressaltar que o
transporte mais empregado do gás natural é através de gasodutos, locais que não
possuem essas instalações geralmente realizam a queima do gás natural através de
flares ou reinjetam o gás no reservatório(MARIANO, 2007).
Apesar de imiscíveis, a água e o óleo formam uma mistura emulsionada devido
à turbulência de extração. Após certo tempo, é viável a separação da água e de
sedimentos, como areia, por processos gravitacionais. O restante da água que
permaneceu junto ao óleo é removido por um aquecedor que realiza a quebra da
emulsão ou através do uso de substâncias química. O óleo com pureza de cerca de
98% é armazenado para o posterior transporte para as refinarias, geralmente através
do offloading para navios aliviadores (Figura 3.2).
Figura 3.2: Operação de Offloading(PETROBRAS, 2011b)
25
3.4 Abandono
O abandono ou descomissionamento de poços pode se dar pela não
consolidação da produtividade do poço, verificada na fase de perfuração exploratória,
bem como quando este poço atinge o fim de sua vida útil.
No abandono, o poço é tamponado com concreto e os condutores são cortados
abaixo do nível do leito marinho, as demais instalações flutuantes são rebocadas e os
risers e âncoras são removidos. Já o descomissionamento de plataformas pode
envolver a remoção completa da estrutura e sua disposição em terra, remoção da
estrutura e sua colocação em local apropriado no oceano ou até mesmo o reuso da
estrutura em outro campo(MARIANO, 2007).
3.5 Impactos Ambientais
Apesar dos potenciais impactos das atividades de E&P de petróleo e gás
natural offshore, algumas etapas possuem tempo limitado de operação, como a
pesquisa sísmica e a perfuração. Dessa forma, os aspectos ambientais que interferem
no meio ambiente também são de caráter temporário(MARIANO, 2007). Entretanto, é
importante considerar as propriedades cumulativas do desenvolvimento dessas
atividades em uma região. A seguir são descritos os principais impactos da atividade
de E&P offshore e posteriormente é apresentada uma discussão sobre os efeitos
cumulativos.
Na fase de atividade sísmica, os impactos podem ocorrer em função dos
disparos de''airguns'' e da área ocupada pelo arranjo sísmico (cabos sismográficos),
resultando na redução temporária da pesca e perturbações à fauna marinha(MMA,
2012a).
Durante a perfuração marítima, ocorre a perturbação do leito marinho e a
suspensão de sedimentos. Nesta fase, os impactos estão relacionados à toxidade dos
fluidos de perfuração, deposição de cascalho no fundo do mar, principalmente em
áreas de corais, além de vazamentos de óleo acidentais por blowout(MMA, 2012a).
Na fase de produção marítima, os impactos ambientais gerados pela
plataforma estão associados ao descarte da água de produção, efluentes sanitários e
as emissões atmosféricas da possível queima do gás natural. Na esfera
socioeconômica, os impactos ocorrem devido à significativa mudança na estrutura e
organização da sociedade regional pelo aquecimento da economia provocado pela
indústria do petróleo(MMA, 2012a), principalmente nos locais onde são instaladas as
bases de apoio marítimo e aéreo. Entretanto, os maiores impactos da produção de
26
petróleo estão associados aos eventos acidentais que resultem no vazamento de
grandes volumes de óleo em regiões oceânicas e, principalmente, em regiões
costeiras(MARIANO, 2007).
Na etapa de descomissionamento, a remoção das instalações submarinas
causa impactos sobre a biota marinha. No meio socioeconômico, o encerramento das
atividades pode resultar em desemprego, diminuição da renda e arrecadação dos
municípios, sobretudo quando essa etapa vem acompanhada da ausência de previsão
e planejamento (MMA, 2012a). A Tabela 3.1 sintetiza os tipos e a natureza dos
impactos causados por cada etapa e suas atividades de E&P de petróleo e gás natural
offshore.
Tabela 3.1 : Tipo e natureza dos impactos das atividades de E&P de petróleo e gás natural offshore (MARIANO, 2007)
Etapa Atividade Tipo e natureza do impacto
Pesquisa Geológica e
Geofísica
Pesquisa Sísmica
Interferência com pescadores e outros
usuários, impacto sobre os organismos
aquáticos e sobre populações de pelágicos
Perfuração Teste (perfuração
estratigráfica profunda e
perfuração rasa de núcleo)
Perturbações no leito marinho, re-
suspensão de sedimentos, aumento de
turbidez da água, descarte de fluidos e
cascalho de perfuração
Exploração
Posicionamento da plataforma e
perfuração exploratória
Emissões e descarga de poluentes,
interferência com pescadores e outros
usuários, blowouts acidentais e entre
outros
Fechamento e abandono do poço Interferência com pescadores e outros
usuários
Desenvolvimento e
Produção
Posicionamento da plataforma,
lançamento dos dutos e
construção de instalações de
apoio
Perturbações físicas, descargas da
construção e do comissionamento das
instalações e interferência com pescadores
e outros usuários
Perfuração de poços de produção
e de injeção
Perturbações no leito marinho, re-
suspensão de sedimentos, aumento de
turbidez da água, descarte de fluidos e
cascalho de perfuração
Operações de produção e
manutenção
Descargas das operações, vazamentos
acidentais, interferência com pescadores e
outros usuários, perturbações físicas
Tráfego de embarcações de
apoio
Emissões e descargas das operações,
separação de aves e mamíferos marinhos
e outros organismos, vazamento de óleo
Descomissionamento Remoção da plataforma (ou outra
estrutura), fechamento e
abandono dos poços, uso de
explosivos
Descargas e emissões operacionais,
interferência com pescadores e outros
usuários, impacto sobre organismos
aquáticos quando são usados explosivos
27
Apesar da definição apresentada no Capítulo 2 desse trabalho classificar o
efeito sinérgico como um tipo de impacto cumulativo, no qual o efeito é maior do que a
soma dos efeitos individuais, para identificação dos potenciais efeitos cumulativos das
atividades de E&P, Mariano (2007) adota o conceito de forma separada. Dessa forma,
a autora entende como sendo impacto(s):
Cumulativo - É o impacto ambiental derivado da soma de outros
impactos ou de cadeias de impacto que se somam, gerado por empreendimentos
isolados, por contíguos num mesmo sistema ambiental.
Sinérgicos - São impactos que, somados, interagem, gerando efeitos
inesperados ou que não podem ser atingidos pela presença de nenhum dos agentes
impactantes isoladamente. O efeito sinérgico não potencializa quantitativamente os
impactos, mas altera qualitativamente os efeitos esperados.
Neste sentido, os impactos cumulativos e sinérgicos das atividades de E&P de
petróleo e gás em áreas offshore, considerados mais significativos por Mariano (2007),
foram:
Presença Física das Instalações – Interferência com outros usuários,
principalmente com a indústria pesqueira, em decorrência da determinação de Zonas
de Exclusão e do possível aprisionamento dos equipamentos de pesca nas estruturas
de produção ou em carcaças. Há um potencial limitado de superposição desses
efeitos.
Ruídos – A probabilidade de que ocorram impactos cumulativos em
decorrência dos efeitos sonoros da pesquisa sísmica depende do período e da
localização das atividades, mas é considerada baixa nos casos de pesquisas
simultâneas, assim como no caso de eventos sequenciais que afetem os mesmos
receptores (por exemplo, mamíferos marinhos). Como as pesquisas sísmicas podem
interferir umas com as outras, são, portanto, gerenciadas de forma cooperativa, com o
objetivo de evitar a interferência acústica entre as buscas. Tal fato minimiza
substancialmente a probabilidade de que um simples receptor seja perturbado
simultaneamente por mais de uma fonte. Os efeitos sinérgicos da sísmica em conjunto
com efeitos decorrentes de outras atividades (operação de sonares militares, por
exemplo), são possíveis, porém pouco prováveis, de acordo com a experiência
internacional.
Danos Físicos – As fontes potenciais de perturbação física no leito
marinho identificadas são o ancoramento das plataformas, cabeças de poço,
templates e fixação das jaquetas, e o entrincheiramento dos dutos; dos quais o
ancoramento das plataformas e o entrincheiramento dos dutos são os mais extensos.
28
Há pouco potencial de superposição desses efeitos. Os efeitos sinérgicos de danos
físicos às comunidades bênticas são, de longe, dominados pelas situações onde há
arrastes de fundo.
Descarga de Efluentes no Oceano – Águas de Produção – Plumas
de água de produção têm grande potencial de dispersão de acordo com os padrões de
circulação residual dos oceanos. Entretanto, estudos indicam que com referência à
toxidade e outros efeitos biológicos, os níveis máximos são alcançados próximo aos
pontos de descarga, sendo improvável que se formem “zonas de impacto” onde as
concentrações se sobreponham. As principais fontes de efeitos sinérgicos
correspondem à emissão de substâncias contaminantes tais como metais e
hidrocarbonetos.
Descarga de Efluentes no Oceano – Descargas da Perfuração – É
provável que os rastros dos efluentes de perfuração se sobreponham, mas
provavelmente seus efeitos ecológicos não serão detectáveis. Os impactos sinérgicos
decorrentes do descarte de contaminantes particulados incluem os materiais dragados
e os descartes costeiros, apesar de serem insignificantes no contexto das partículas
naturalmente em suspensão nos oceanos.
Emissões Atmosféricas – As emissões de gases de efeito estufa e de
gases acidificantes da atmosfera contribuem de forma efetiva para as mudanças
regionais e globais, sendo, portanto, consideradas cumulativas. Os efeitos sinérgicos
com emissões atmosféricas onshore são desprezíveis.
Disposição de Resíduos em Terra – Os impactos das emissões e do
tratamento onshore dos cascalhos e seus efeitos sobre os aterros terrestres são
cumulativos com aqueles decorrentes de outros desenvolvimentos da indústria de
petróleo numa mesma área. A contribuição em termos de sinergia para os impactos
em escala global ou regional é desprezível.
Eventos Acidentais – Derramamentos de Óleo – Derramamentos de
petróleo terão efeito cumulativo com o descarte de água de produção e com os efeitos
de outras fontes menores de liberação (vazamentos) da substância.
Cabe ressaltar que é os efeitos cumulativos citados são os mais comuns para
os ambientes offshore, mas não apresentam uma contextualização em uma região
específica. Portanto, para efetiva avaliação dos efeitos cumulativos é preciso um
conhecimento profundo das componentes ambientais e suas peculiaridades, como a
capacidades de suporte dos ecossistemas potencialmente afetados contexto da
região. O estudo de caso 1, apresentado no Capítulo 4 a seguir, possui diferentes
variáveis que resultaram em impactos cumulativos.
29
4 Estudo de Caso 1: North Slope do Alasca
O estudo “Cumulative Environmental Effects of Oil and Gas Activities on
Alaska’s North Slope”, publicado pela National Research Council (NRC) nos Estados
Unidos em 2003, foi o resultado do trabalho de dois anos de um comitê formado por
diversos especialistas para a avaliação dos impactos cumulativos das atividades de
petróleo nessa região do Alasca. O escopo e os objetivos da avaliação foram:
Especificar a classe de ações cujos efeitos seriam analisados - foram
consideradas todas as ações relacionadas com o desenvolvimento das atividades
de petróleo na região;
Determinar as escalas temporal e espacial da análise - a escala temporal
escolhida foi de 1965 até 2025 e em alguns casos até 2050. A delimitação espacial
englobou o North Slope e regiões marinhas adjacentes;
Identificação e caracterização dos receptores - os receptores considerados
foram sistemas físicos, biológicos e humanos;
Determinação da magnitude dos efeitos sobre os diferentes receptores e suas
possíveis cumulatividades ou interação com outros efeitos.
4.1 Descrição do North Slope
O North Slope of Alaska possui uma área de 230.000 km² formada por feições
típicas de uma região “permafrost” e bioma tundra. As temperaturas na costa variam
entre 5 e 15°C no verão e entre -18 e -40º durante o inverno. A região é divida em três
grandes sub-regiões, conforme é apresentado na Figura 4.1, a Planície Costeira do
Ártico (Artic Coastal Plain), o Sopé do Ártico (Artic Foothills) e a Cadeia Montanhosa
de Brooks Range. As atividades de E&P de petróleo se desenvolveram na planície
costeira, entretanto, há uma crescente expansão das atividades de exploração no
sopé. A região montanhosa é afetada somente pela passagem do duto Trans-Alaska.
30
Figura 4.1: Sub-regiões do North Slope(NRC, 2003)
Entre os animais vertebrados, somente os de sangue quente conseguem
sobreviver nas baixas temperaturas do Ártico. Assim, a biota terrestre da região é
composta principalmente por aves aquáticas e marinhas como patos e cisnes, por
mamíferos como caribus, alces, ursos pardos, bois almiscarados, raposas e lobos. A
maioria das espécies de peixe de água doce vive em lagos e rios, apenas algumas
espécies migram para ambientes costeiros. No ambiente marinho, a região próxima à
costa possui uma alta produtividade com a presença de diversas espécies de
fitoplânctons, zooplânctos, bentos. Entre os mamíferos marinhos estão a foca-anelada,
a foca- barbuda, o urso polar, espécies típicas da zona ártica, e a foca-pintada, a
morsa, a baleia-beluga e a baleia-da-Groelândia, típicas do subártico que migram
sazonalmente para a região.
Inicialmente, a população nativa do North Slope sobrevivia do desenvolvimento
de atividades de subsistência. O primeiro contato com a cultura ocidental ocorreu em
meados do século XIX quando missionários e baleeiros mercantis visitaram a região.
Os primeiros empregos surgiram em 1940, com o início da exploração de petróleo pela
Marinha Americana. Entretanto, nas décadas de 1950 e 1960 os empregos
assalariados ainda eram escassos e a maioria das famílias ainda vivia de subsistência.
Com o anúncio da descoberta de petróleo na Baía de Prudhoe (o maior campo
produtor de petróleo da América do Norte), em 1968, a estrutura socioeconômica da
região sofreu grandes alterações.
A composição física do North Slope dificulta o desenvolvimento de
comunidades humanas. A agricultura e a silvicultura são inviáveis. A madeira para
construção vem de troncos que chegam através dos rios à zona costeira. O
deslocamento entre as comunidades é feito principalmente pelo ar, pela água no verão
31
ou através de veículo de neve no inverno quando a tundra está congelada. O custo do
transporte e das mercadorias é mais elevado do que no resto do Alasca e nos Estados
Unidos (continental) e como a renda percapita é mais baixa, o padrão de vida acaba
por ser menor.
4.2 Histórico da E&P: Passado, Presente e Futuro
O primeiro programa sísmico do North Slope ocorreu em 1962. Nos cinco anos
seguintes, a perfuração exploratória mal sucedida de 11 poços fez com que o
interesse na região diminuísse. Entretanto, após o primeiro leilão de concessão de
1964, em 1968, foi anunciada a descoberta do campo de Prudhoe Bay, o maior da
América do Norte, com reservas estimadas na época de 9,6 bilhões de bbl.
No ano seguinte, foram descobertos os campos de Kuparuk, West Sak e Milne
Point. Porém, os leilões de concessão foram suspensos durante 10 anos devido às
reinvindicações da população nativa. Os nativos questionavam a construção do
oleoduto Trans-Alaska que cruzaria suas terras para escoar a produção de petróleo
pelo Porto de Valdez. O impasse terminou com a aprovação da Alaska Native Claims
Settlement Act em 1971 e a criação da Artic Slope Regional Corporation. Depois de
seis anos, em 1977, o oleoduto entrou em operação.
Entre 1974 e 1976, a exploração ao longo do Barrow Arch foi financiada pelo
governo federal. Em 1976, a Marinha transferiu para o Departamento do Interior a
Naval Petroleum Reserve-4, criada em 1923 com uma área de 95.000 km², cujo novo
nome passou a ser National Petroleum Reserve – Alaska (NPR-A). A primeira
concessão na NPR-A ocorreu em 1982 e o primeiro poço exploratório foi perfurando
em 1985.
Em 1979, começaram as concessões na plataforma continental do Mar de
Beaufort. O primeiro poço exploratório foi perfurado após dois anos. Durante 1984 e
1985, pesquisas sísmicas foram desenvolvidas na área 1002 do Artic National Wildlife
Refuge (ANWR). Seu primeiro poço foi perfurado no ano seguinte.
Em 1994, foi descoberto o campo de Alpine na parte nordeste do NPR-A. Em
2001, o campo de Northstar iniciou sua produção. A Figura 4.2 mostra a localização
dos campos de produção de petróleo e o oleduto Trans-Alaska (TAPS), bem como o
Barrow Arch, a NPR-A e a ANWR.
32
Figura 4.2: Localização dos campos de produção de petróleo no North Slope(HOUSEKNECHT e BIRD, 2005)
Diversas áreas pertencentes à Artic Slope Regional Corporation foram
concedidas ao longo das últimas décadas. A Figura 4.3 apresenta os poços já
perfurados e a Figura 4.4 as áreas concedidas nos leilões ao longo das cinco décadas.
Figura 4.3: Evolução da perfuração de poços no North Slope (1940-2001)(NRC, 2003)
33
Figura 4.4: Blocos de exploração ofertados nos leilões de concessão (1960-2002)(NRC, 2003)
Desde o início da produção no North Slope do Alaska no cerca 14 bilhões de
barris de petróleo já foram produzidos e estima-se que a região ainda seja capaz de
produzir entorno de 20 bilhões Se no início da exploração de petróleo em 1968, a
infraestrutura instalada era composta por apenas uma pista de pouso, um
acampamento e uma estrada de acesso ao poço. Em 2001, a região já possuía 19
campos de produção de petróleo com 115 instalações de E&P onshore e 20 offshore e
20 plantas de processamento, atendidos por uma complexa rede composta por cerca
de 960 km de estradas, 725 km de oleodutos e 353 km de linhas de transmissão e 20
instalações aeroportuárias. A Figura 4.5 apresenta a expansão da malha rodoviária
entre 1968 e 2001.
Figura 4.5: Expansão da malha rodoviária no Alasca (1968 e 2001)(NRC, 2003).
34
Devido à “permafrost”, as fundações das instalações devem resistir aos
derretimentos de gelo. Para isso, grandes quantidades de cascalho são empregadas
na fundação das instalações e das rodovias. A Figura 4.6 mostra o uso do cascalho no
aeroporto de Deadhorse Airport, na Prudhoe Bay.
Figura 4.6: Fotografia aérea do Aerporto de Deadhorse, na Prudhoe Bay(PANORAMIO, 2012).
Para determinar os cenários futuros, especialista levaram em consideração
premissas como: a manutenção dos altos preços do petróleo para viabilizar sua E&P;
as mudanças climáticas não serem tão drástica nos próximos 50 anos de modo a
comprometerem os métodos atuais de exploração; as novas atividades de E&P
utilizarão tecnologias confiáveis; a exploração offshore irá continuar, porém em ritmo
do mais lento ao longo da costa; a exploração onshore continuará sua expansão tanto
para o sopé da Cadeia de Montanhas Brooks Range quanto para a NPR-A; a E&P do
gás natural se tornará importante e será construído um gasoduto e o número de
empresas de exploração, especialmente aqueles interessadas na exploração do gás
natural, irá crescer, resultando no aumento da competitividade.
O declínio da produção em campos mais antigos como os de Prudhoe Bay e de
Kuparuk, o desenvolvimento tecnológico e o mercado do gás motivaram os
investidores a procurarem novas áreas. As áreas de Colville-Canning e do Mar de
Beaufort permanecerão como foco central de exploração por algum tempo, onde o
maior potencial está na plataforma continental. Entretanto, a probabilidade de se
encontrar reservas como a da Prudhoe Bay nessas áreas é pequena.
Apesar de menores que o de Prudhoe Bay, os campos de Barrow, Simpson e
Walakpa na parte noroeste da NPR-A, onde se encontraram reservas de gás e o
35
campo de Alpine no nordeste da NPR-A, com reservas de petróleo, evidenciam o
potencial de E&P na NPR-A. Além disso, há um avanço das atividades em direção ao
sul nas proximidades dos sopés.
Embora seja uma área sensível ambientalmente e politicamente, o ANWR é
considerado a região com maior potencial para a descoberta de grandes novas
reservas de petróleo. Estima-se que as reservas recuperáveis sejam de 7,7 bilhões de
bbl, podendo chegar aos 11,8 bilhões de bbl.
Com a possibilidade de construção do gasoduto para viabilizar o consumo
doméstico no North Slope e escoamento para o mercado mundial, o interesse na E&P
do gás é crescente. As maiores reservas de gás já descobertas são a Gubik (1951)
com volume estimado em 2,83 bilhões de m³, de Kavik (1969), com 8,49 bilhões de m³
e de Kemik (1972) com 11,32 bilhões de m³. Apesar das grandes reservas estarem
associadas aos campos de petróleo ao longo do Barrow Arch, diversos campos
menores já foram descobertos no sopé da Cadeia Montanhosa de Brooks Range.
4.3 Impactos Cumulativos
Cabe ressaltar que esse estudo foi elaborado entre 2001 e 2003, logo os
cenários de desenvolvimento das atividades de E&P aqui apresentados podem
apresentar uma discrepância se comparado com o cenário atual devido a fatores
econômicos, tecnológico, políticos e até mesmo pela descoberta de novas reservas
em áreas que ainda não tinham sido exploradas. Contudo, a AIC apresentada a seguir
tem como base de cenário atual o ano de 2003, ano de publicação do estudo.
A AIC das atividades de E&P de petróleo e gás natural no North Slope concluiu
que alguns dos impactos que ainda não se manifestaram, deverão ocorrer como
consequência das atividades passadas e atuais, mesmo se as atividades se
encerrassem agora. Outros impactos decorreram do acúmulo das atividades futuras. A
maioria dos impactos será incremental, porém é possível que novos impactos surjam.
A seguir são descritos os principais impactos cumulativos destacados no estudo.
Alterações sociais
O desenvolvimento das atividades de E&P de petróleo e gás trouxe
significativas e, provavelmente, irreversíveis modificações no estilo de vida no North
Slope. O primeiro veículo responsável por essas alterações, considerado positivo pela
população, foram às receitas geradas no município pelos impostos pagos pela
indústria do petróleo para instalar suas infraestruturas.
36
Entretanto, as atividades colocam em risco culturas tradicionais como os
Inupiaq e Gwich’in. Há séculos, a população do North Slope tem uma relação cultural
e nutricional com as baleia-da-groelândia e com os caribus. O ruído causado pelas
pesquisas sísmicas e perfurações marítimas faz com que as baleia mudem suas rotas,
obrigando aos caçadores a navegarem para regiões mais distantes da costa e
consequentemente mais perigosas. O risco de vazamento de óleo também é vista
como uma ameaça aos costumes tradicionais.
As atividades de subsistência em terra também foram afetadas. Houve redução
das áreas de colheita e caça, principalmente nos campos de Prudhoe Bay, onde a
caça foi proibida, e de Kuparuk, onde a interferência causada por grande quantidade
rodovias, dutos, blocos de perfuração que dificultam também o trânsito de veículos de
neve. A redução de áreas disponíveis para as atividades de subsistência deve
continuar com a expansão da indústria petrolífera. Esses impactos são considerados
cumulativos, pois há pressões e ameaças contínuas sobre as culturas tradicionais.
A alteração paisagem também vista pela população como um impacto
cumulativo causado pelo desenvolvimento dessa indústria na região. Muitas das áreas
afetadas provavelmente não conseguirão voltar às condições iniciais mesmo após o
encerramento das atividades industriais.
Tundra
Os caminhos abertos, principalmente pelas pesquisas sísmicas e rodovias,
causaram alterações visíveis na tundra, como danos a vegetação e erosão nas
margens de córregos. Algumas localidades são afetadas por novas pesquisas antes
mesmo que a tundra se recupere dos danos causados por pesquisas anteriores,
resultando na sobreposição desses impactos. O avanço das pesquisas em direção
áreas mais íngremes, onde a “permafrost” é mais variável, por exemplo, o sopé da
Cadeia Montanhosa de Brooks Rang, aumenta a probabilidade de que os veículos
usados causem danos a vegetação, aumentando a erosão e exposição do solo
promovendo o desenvolvimento do “thermokarst”.
As rodovias cobertas por cascalho causam ainda impactos indiretos na
vegetação da tundra devido à poeira e ao acúmulo de neve em suas margens. Esses
impactos se acumulam e interagem com os impactos causados por dutos paralelos as
vias e outras vias não “pavimentadas”.
37
Biota
A abertura de estradas também altera o habitat e o comportamento da biota,
facilitando o acesso de caçadores e turistas.
Como já mencionado, o ruído causado pelas atividades sísmicas e de
perfuração alteraram as rotas as baleias-da-Groelândia. Os ursos polares e de caribus
também sofreram distúrbios. No caso dos caribus, houve uma redução na taxa de
reprodução em regiões onde há o desenvolvimento da atividade industrial.
A disponibilidade de alimentos nos campos de E&P fez como que a densidade
de predadores como o urso pardo e a raposa do ártico fosse maior que a normal.
Como esses animais predam ninhos de diversas espécies de aves, há um
desequilíbrio na população de pássaros próximos aos campos. Apesar de esforços
para se reduzir a disponibilidade de alimentos nos campos, como campanhas
educativas, uso de lixeira que impeçam o acesso dos animais aos alimentos, as taxas
de reprodução de pássaros, nos últimos anos, foram insuficientes para balancear com
as taxas de mortalidade.
Vazamento de Óleo
Os três maiores vazamento na região ocorream em segmentos do oleoduto
Trans-Alaska. Os demais vazamentos que ocorreram nos campos de E&P não foram
frequentes ou grandes suficientes para causar danos cumulativos, apenas
contaminaram o cascalho que não pode ser reaproveitado pela dificuldade de limpeza.
Entretanto, apesar nunca ter ocorrido um grande vazamento de óleo no North
Slope e nas regiões oceânicas próximas, a ameaça, especialmente de desastres
offshore como o ocorrido no sul do Alasca com o navio avaliadores ExxonValdez em
1989, causa uma preocupação constante aos habitantes, sendo considerada um
impacto cumulativo. Os impactos ambientais potenciais de um grande vazamento
devem ser significativos e cumulativos pelas características do ambiente e pela
ineficiência dos métodos de remoção para esse tipo de ambiente.
Áreas degradadas pelas estruturas abandonadas
Apesar dos progressos feitos pela indústria petrolífera e agências reguladoras
para reduzir os efeitos cumulativos do uso de cascalhos e dos esforços para recuperar
áreas degradadas, apenas 1% dos habitats afetados pelo cascalho foi recuperado. A
ausência de padrões, critérios de desempenho e métodos de monitoramento têm
dificultado a recuperação dessas áreas. A contaminação do cascalho por petróleo
também dificulta o reuso.
38
Os dutos enterrados são alvos de preocupação, uma vez que a remoção
desses ao fim das atividades pode causar sérios problemas. Como a legislação que
obrigam a recuperação de áreas degradadas não é clara e o processo envolve
elevados custos, especialistas acreditam que a maior parte dessas áreas no North
Slope não será recuperada. Devido ao clima extremo do Ártico, a recuperação natural
ocorre de forma muito lenta, assim, os impactos das estruturas abandonadas devem
persistir ao longo das décadas e se acumular com as instalações futuras.
Geração de renda
As comunidades do North Slope são extremamente dependentes do fluxo
monetário gerado pelas atividades de E&P de petróleo e gás. O atual estilo de vida só
poderá ser mantido sem as receitas das atividades, se houver ajuda externa. Assim, a
sociedade local deve buscar se adaptar para não sofrer com possíveis mudanças.
39
5 Cenário Brasileiro de E&P de Petróleo e Gás Natural
5.1 Histórico
O poço DNPM-163, perfurado em Lobato, na Bahia, foi responsável pela
descoberta da primeira jazida de petróleo no Brasil em 1939. Em 1941, no município
de Candeiras, também na Bahia, foi descoberta a primeira acumulação comercial de
petróleo.
Em 1953, a Lei nº 2004/53 foi um marco importante no desenvolvimento da
indústria petrolífera no país. A lei que dispôs sobre a Política Nacional do Petróleo, foi
responsável pela criação da Petrobras e pela determinação do monopólio estatal para
exploração desse recurso.
A primeira descoberta de petróleo na plataforma continental ocorreu em 1968
no Campo de Guaricema, em Sergipe. A década de 1970 foi marcada por descobertas
na Bacia de Santos e, principalmente, na Bacia de Campos. Em 1984 e 1985, foram
descobertos os campos de Albacora e Marlim, respectivamente, na Bacia de Campos,
considerado os primeiros campos gigantes do país(PLANALTO, 2009).
Em 1997, a Lei nº 9478, também conhecida como Lei do Petróleo, pôs fim ao
monopólio estatal do petróleo e criou a ANP e o Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE). Dentre as responsabilidades da ANP, está a concessão dos
blocos de exploração de petróleo de acordo com regime de concessão.
Em 2005, foi descoberto Campo de Mexilhão na Bacia de Santos, considerado
a maior jazida de gás natural na plataforma continental brasileira. Entretanto, a década
de 2000 foi marcada pela exploração em águas profundas e a descoberta da província
do pré-sal.
Após os primeiros indícios de petróleo na camada pré-sal em 2005 e as
primeiras perfurações em 2006, a Petrobrás concluiu, através da análise do poço no
bloco BM-S-11 (Tupi), a presença de um grande reservatório com volumes
recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural. Diante
desse novo cenário, o CNPE excluiu da Nona Rodada de Licitações 41 blocos
localizados nas possíveis acumulações do pré-sal, localizados nas Bacias de Santos,
Campos e Espírito Santo(PLANALTO, 2009).
40
A chamada província do pré-sal, localizada nas Bacias de Santos e Campos,
se estende do litoral de Espírito Santo até o litoral do Santa Catarina, possui cerca 800
km de extensão e 200 km de largura, em lâminas d’água variáveis entre 2 a 3 mil
metros (PETROBRAS, 2011b). A Figura 5.1 mostra a diferença de profundidade dos
reservatórios do pós-sal e do pré-sal.
Figura 5.1: Reservatório do pré-sal(PETROBRAS, 2011b)
5.2 Regime Regulatório
A confirmação do pré-sal fez com que o marco regulatório fosse revisado,
resultando na introdução do modelo de partilha para as áreas do chamado polígono do
pré-sal e outras áreas estratégica através da Lei nº 12.351/2010. Assim, o país passou
a adotar um regime regulador misto no qual o modelo de concessão, estabelecido pela
Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/97), continuou a vigorar para as demais áreas das bacias
sedimentares A Tabela 5.1 apresenta as principais características dos modelos que
constituem o regime regulatório misto atualmente em vigor no país.
41
Tabela 5.1: Características dos Modelos de Concessão e de Partilha (Elaboração própria baseado em ANP, 2012b)
Modelo de Concessão Modelo de Partilha
A Empresa ou consórcio contratado pela União
assume o risco exploratório de investir e não
encontrar petróleo e gás nas áreas cedidas
A Empresa ou consórcio contratado pela União
assume o risco exploratório de investir e não
encontrar petróleo e gás nas áreas cedidas
Todo petróleo e gás descobertos na área de
concessão são de propriedade da empresa ou
consórcio
A União e a empresa contratada partilham a
produção de petróleo e o gás natural extraídos
daquela área
A empresa ou consórcio paga participações
governamentais (taxas) tais como o bônus de
assinatura (na assinatura do contrato), o
pagamento pela retenção de área (no caso dos
blocos terrestres), royalties e, em caso de campos
de grande produção, participação especial
No caso de descobertas comerciais, os
investimentos e custos de E&P são descontados
da produção através do “custo em óleo”. Após o
desconto do “custo em óleo”, o excedente da
produção é partilhado entre a União e a empresa.
A empresa ainda paga royalties e participações
especiais sobre sua parcela de produção
Compatível com bacias petrolíferas de baixa
rentabilidade e alto risco, cenário brasileiro antes
da descoberta do pré-sal
Compatível com áreas detentoras de grandes
reservas e com grande volume de produção, ou
seja, alta rentabilidade e baixo risco, como as
reservas do pré-sal
De forma complementar a nova regulação, outras duas leis foram promulgadas.
Na Lei nº 12.276/2010, a União cedeu de forma onerosa áreas ainda não exploradas
no pré-sal à Petrobras, autorizando a produção de até 5 bilhões de barris de petróleo.
Em contrapartida, a União obteve mais ações da Petrobras aumentando sua
participação de menos de 40% para 47,8% do capital social da companhia.
A Lei nº 12.304/2010 criou a empresa estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA)
que representará a União nos consórcios de E&P no pré-sal. Assim, o comitê
operacional dos consórcios deverá ser formado por membros da PPSA (50%) e por
membros da Petrobras, que deverá ser a operadora de todos os blocos do pré-sal por
determinação legal, e por membros das demais empresas vencedoras das licitações
de partilha.
5.3 Cenário Atual
Segundo a ANP (2012b), o Brasil possui 29 bacias sedimentares com interesse
para pesquisa de hidrocarbonetos. São 7,5 milhões de km² de bacias sedimentares
das quais aproximadamente 2,5 milhões de km² estão situados no mar. Entretanto, a
E&P ocorre em apenas 4,5% da área das bacias brasileiras. Em maio de 2011, eram
apenas 311 mil km² sob concessão, incluindo da Rodada Zero e da Cessão Onerosa.
A Figura 5.2 apresenta a divisão das bacias sedimentares brasileira, com destaque
para o Polígono do pré-sal, nas Bacias de Santos e Campos, delimitado pela Lei
nº12.351/2010.
42
Figura 5.2 : Bacias Sedimentares Brasileiras (Adaptado de ANP, 2012b)
De acordo com os Boletins de Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP
(ANP, 2012c) referentes aos meses de setembro de 2010, setembro de 2011 e junho
de 20124, a Bacia de Campos é a principal produtora, sendo responsável por mais de
80% produção nacional de petróleo e mais de 30 % de gás natural. A Tabela 5.2
apresenta os valores da produção de petróleo e gás natural nos meses mencionados
anteriormente.
4 Na ocasião da consulta, em agosto de 2012, o site da ANP só disponibilizava os
boletins entre setembro de 2010 e junho de 2012. Por isso, para efeito comparativo da produção de petróleo e gás entre os anos 2010, 2011 e 2012, não foi possível usar sempre o mesmo mês de referência.
43
Tabela 5.2 : Produção de Petróleo e Gás Natural, por bacia sedimentar (ANP, 2012c)
Bacia Sedimentar
Setembro/2010 Setembro/2011 Junho/2012
Petróleo (bbl/d)
Gás Natural (m³/d)
Petróleo (bbl/d)
Gás Natural (m³/d)
Petróleo (bbl/d)
Gás Natural (m³/d)
Campos 1.685.438 27.227 1.773.844 25.770 1.662.601 25.945
Santos 47.883 2.010 80.830 6.789 142.195 11.206
Solimões 35.618 10.317 37.133 11.776 33.788 11.890
Espírito Santo 70.081 6.592 51.306 8.505 39.100 7.581
Potiguar 61.393 19.001 60.644 1.744 60.878 1.530
Recôncavo 43.927 3.200 42.902 2.683 43.579 2.641
Sergipe 40.775 3.421 40.867 2.327 40.902 2.970
Camamu 766 7.142 428 3.964 711 6.706
Alagoas 5.501 1.840 5.480 1.525 4.544 1.392
Ceará 6.259 138 5.756 90 4.485 60
Tucano Sul 25 132 20 84 13 62
Embora a produção de petróleo da Bacia de Santos ainda não alcance 10%
(referente a junho/2012) da produção da Bacia de Campos, é importante destacar seu
expressivo crescimento nos últimos dois anos. Entre setembro de 2010 e setembro de
2011, sua produção de petróleo e gás natural cresceu 69% e 238%, respectivamente.
Já entre setembro de 2011 e junho de 2012, houve aumento 76% da produção de
petróleo e 65% de gás natural, conforme apresentado na Figura 5.3 e na Figura 5.4.
Figura 5.3: Variação da Produção de Petróleo, por bacia sedimentar (Elaboração própria baseado em ANP, 2012c)
5%
69%
4%
-27%
-1% -2%
0%
-44%
0% -8% -20%
-6%
76%
-9% -24%
0% 2% 0%
66%
-17% -22% -35%
-60%
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Set/10 - Set/11 Set/11 - Jun/12
44
Figura 5.4: Variação da Produção de Gás Natural, por bacia sedimentar (Elaboração própria baseado em ANP, 2012c)
A maior representatividade da Bacia de Santos no cenário nacional está
diretamente relacionada como o início da produção na província do pré-sal, mais
especificamente no Piloto de Produção de Lula5. Em junho de 2012, o Campo de Lula6
já era o quinto maior produtor de petróleo e possuía os maiores poços produtores de
petróleo do país. O poço 7LL3DRJS ocupava a primeira posição com uma produção
de 28.675 bbl/d, seguido pelo poço 3BRSA496RJS com 25.664 bbl/d e na quarta
posição estava o poço 9BRSA716RJS com 24.060 bbl/d.
De acordo como o Plano de Negócios 2011-2015 da Petrobrás, mais de 25%
dos investimentos da empresa nesses cinco anos são destinados ao desenvolvimento
do pré-sal da Bacia de Santos, o que significa um investimento de US$53,4
bilhões(BRASIL, 2011). Desta forma, diante das perspectivas de grande crescimento
das atividades de E&P de petróleo e gás natural na Bacia de Santos nos próximos
anos, espera-se que ocorram significativas alterações nos ambientes que compõem a
região, quer seja pela instalação das infraestruturas como portos, aeroportos, vias de
acessos, terminais de armazenamento, estaleiros, etc, pela a presença física das
plataformas ou pelo incremento na economia através de receitas e royalties.
5 A nomenclatura “Piloto de Produção” foi aplicada devido ao pioneirismo no Pré-Sal.
espera-se adquirir informações importantes ao desenvolvimento da produção de todo o Polo Pré-sal(PETROBRAS, 2011b)
6 Antes da Declaração de Comercialidade, o Campo de Lula era conhecido como Área
de Tupi (BM-S-11)
-5%
238%
14% 29%
-91%
-16% -32% -44% -17% -35% -36%
1%
65%
1%
-11% -12% -2%
28%
69%
-9% -33% -26%
-150%
-100%
-50%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
Set/10 - Set/11 Set/11 - Jun/12
45
Assim, a proposta do próximo capítulo é analisar a Bacia de Santos no que se
refere aos potenciais efeitos cumulativos do desenvolvimento das atividades de E&P
de petróleo e gás natural. Contudo, tendo em vista a ausência de estudos científicos
sobre impactos cumulativos das atividades na região, o presente trabalho fará uma
análise qualitativa dos principais aspectos relacionados à cumulatividade de impactos
dadas as características e as novas perspectivas de expansão das atividades.
Portanto, não é objetivo desse trabalho desenvolver uma avaliação de
impactos cumulativos que englobe todos os aspectos ambientais das atividades de
E&P na Bacia de Santos. O que se busca é promover uma visão regional das
atividades, apresentar os componentes ambientais, bem como identificar medidas que
visem , controlar ou mitigar alguns dos potenciais impactos cumulativos.
Particularmente, com exceção da atividade pesqueira, não serão abordados
nesse trabalho os impactos cumulativos no meio socioeconômico. Também não é foco
desse trabalho os impactos cumulativos causados nas demais fases do ciclo de vida
do petróleo e de seus derivados.
46
6 Estudo de Caso 2: Bacia de Santos
Para o desenvolvimento desse estudo de caso, foram utilizadas como
principais fontes de informações o banco de dados da ANP, o BDEP, os EIA/RIMA
disponibilizados pelo IBAMA, o Atlas de Sensibilidade Ambiental ao Óleo da Bacia
Marítima de Santos publicado pelo MMA e produções científicas, como artigos,
dissertações e teses, entre outros.
De forma semelhante ao estudo de caso do Alasca, será apresentada uma
breve descrição da região e de suas componentes ambientais e o histórico das
atividades de E&P, incluído ações passadas, presentes e futuras, razoavelmente
previsíveis.
6.1 Descrição da Bacia de Santos
A Bacia de Santos é uma bacia sedimentar marítima que ocupa uma área de
aproximadamente 352 mil km², compreendida entre Cabo Frio, litoral do Rio de
Janeiro, e Florianópolis, litoral de Santa Catarina, incluindo todo o litoral de São Paulo
e Paraná. (BACIA DE SANTOS, 2012).
Nessa região do país, há predominância de inverno seco e verão chuvoso, com
ventos de leste no inverno e de nordeste no verão. Os ventos de nordeste são
responsáveis pelo fenômeno da ressurgência costeira em Cabo Frio (RJ) e Cabo de
Santa Marta (SC), provocando o aumento da produção primária no
verão(PETROBRAS, 2010a).
O relevo do litoral apresenta uma composição variada, com a presença de
montanhas no Rio de Janeiro e no norte de São Paulo, como a Serra do Mar, e de
áreas mais planas e baixas entre o sul de São Paulo e Santa Catarina. O relevo
marinho é formado pela Plataforma Continental que varia entre 230 km de extensão
próximo a cidade de Santos e 50 km em Cabo Frio, e o Talude Continental que se
apresenta de forma bastante íngreme com profundidades superiores a 1.000
metros(PETROBRAS, 2010a).
Seu ambiente natural é composto por praias arenosas, restingas, dunas,
costões rochosos, manguezais e marismas, planícies de maré abrigada e bancos de
algas calcárias(MMA, 2007). No litoral fluminense, merecem destaque o embaiamento
Búzios- Cabo Frio, os compartimentos da Região dos Lagos, da Baía de Guanabara,
da Baía de Sepetiba e da Baía de Ilha Grande, nesses locais há a presença de
costões rochosos intercalados com praias arenosas. Destaca-se ainda a importante
presença de manguezais como nas Área de Proteção Ambiental de Guapimirim,
47
banhada pela Baía de Guanabara, e na Reserva Biológica e Arqueológica de
Guaratiba(MMA, 2007).
No litoral de São Paulo, há predominância de praias de areia fina e média. O
estado ainda apresenta grande número de ilhas como o compartimento Tabatinga-
Picinguaba e as ilhas de São Vicente e Santo Amaro. As partes centrais e sul
apresentam as maiores concentrações de manguezais, principalmente na área de São
Vicente, estuário de Santos e no canal de Bertioga, no centro, e com destaque para a
região de Cananéia, Iguape e Ilha Comprida, no sul, onde esses ambientes
apresentam alto grau de preservação devido ao limitado desenvolvimento urbano e
industrial(MMA, 2007).
No Paraná, as praias também predominam a região, com pequenas
interrupções por pontais rochosos e desembocaduras de baías como a Baía de
Paranaguá, onde também há a presença de importantes manguezais.
Em Santa Catarina, as praias arenosas oceânicas são mais extensas e
ocorrem associadas a sistemas de dunas. Dentre as formações de manguezais,
destaca-se o manguezal presente no complexo estuarino da Baía de Babitonga,
representando 75% dos manguezais do estado. Além disso, o estado apresenta
algumas regiões propícias para o desenvolvimento de marismas, como ao sul do
município de Laguna. No estado, há ainda a ocorrência de bancos rasos de algas
calcárias, principalmente na Reserva Biológica Marinha (REBIO) de Arvoredo(MMA,
2007).
Recurso Biológico
As regiões costeiras, principalmente na plataforma interna (até 40m de
profundidade) nas proximidades de baías e estuários, são onde ocorrem as maiores
abundâncias de fitoplânctons e zooplânctons. A comunidade bêntica do litoral varia de
acordo com o substrato presente, como por exemplo, a presença da ostra-do-mangue,
bancos bivalvo e caranguejos nos manguezais da Baía de Guanabara.
Cabe destacar que o ambiente marinho composto pelas províncias neríticas e
oceânicas não oferecem substrato suscetíveis à contaminação por óleo como no caso
dos ecossistemas costeiros. O impacto de derramamento de óleo nesse ambiente está
associado principalmente a rotas de aves migratórias, quelônios e mamíferos
marinhos, além dos recursos pesqueiros devido ao impedimento da atividade de
pesca(MMA, 2007).
Entre os principais recursos pesqueiros da região destaca-se a sardinha, o
namorado, o peixe-batata, a pescada, o cherne, o congro rosa e o
48
goete(PETROBRAS, 2010a), encontrados principalmente em águas costeiras com até
100 metros de profundidade. Em profundidades maiores, encontram-se espécies de
atum e de peixes formadores de cardumes como o peixe-lanterna e o bonito-
listrado(MMA, 2007). As espécies de tubarões e raias são altamente suscetíveis à
sobrepesca, pelo menos sete, das 82 espécies de tubarões e 45 de raias descritas,
estão ameaças de extinção, outras sete estão em condição de risco.
Existem cinco espécies de tartaruga marinha que desovam no litoral brasileiro,
a tartaruga-cabeçuda, a tartaruga-de-couro, a tartaruga-de-pente, a tartaruga-verde e
a tartaruga-oliva. Apesar dos pontos de desova estarem concentrados principalmente
no norte do Rio de Janeiro, Espírito Santo, Bahia e Sergipe, essas espécies podem
ser encontradas ao longo de litoral da Bacia de Santos.
Quanto aos mamíferos marinhos (baleias e golfinhos), há registros de 43
espécies na Bacia de Santos, entre elas estão a baleia-minke-anã, a baleia-azul, a
baleia-franca-do-sul, a baleia-jubarte, a cachalote, a toninha ou franciscana e o
golfinho-nariz-de-garrafa. As baleias franca-do-sul e jubarte ocorrem na região de julho
a novembro, quando realizam seus ciclos migratórios(PETROBRAS, 2010a). As
avistagens de baleia-azul são raras, provavelmente em função de sua excessiva
exploração no passado(MMA, 2007).
Nos ecossistemas costeiros, existem diversas aves marinhas, como gaivotas,
atobás e fragatas, que fazem ninho em ilhas litorâneas, além de espécies migratórias,
como os maçaricos e batuíras. Essas espécies migratórias são geralmente oriundas
do hemisfério norte, entre setembro e maio, e do extremo sul, entre maio e agosto
(meses mais frios nessas regiões)(PETROBRAS, 2010a).
No litoral da Bacia de Santos, ainda existem diversas unidades de conservação
(UC) que preservam o bioma Mata Atlântica, como o Mosaico da Bocaina, conjunto de
UCs localizado entre litoral sul do Rio de Janeiro e o litoral norte de São Paulo.
Publicada pelo Ministério do Meio Ambiente, a carta-síntese da biodiversidade
integra o Macrodiagnóstico da Zona Costeira e Marinha, instrumento de gestão
territorial que reúne informações sobre as características físico-naturais e
socioeconômicas da costa. A Figura 6.1 apresenta a carta-síntese do Platô de Santos,
em verde mais escuro são destacadas as áreas consideradas de extrema importância
biológica; em verde mais claro, as de muito alta; em amarelo, são as de alta; e em
laranja, as de conhecimento insuficiente. O mapa ainda destaca as áreas de
ocorrência (hachurado em azul) e desova (hachurado em vermelho) das tartarugas
marinhas, e de ocorrência da baleia-franca e de corais profundos.
49
Figura 6.1: Macrodiagnóstico da Zona Costeira e Marinha - Biodiversidade do Platô de Santos(MMA, 2012b)
50
Recursos Socioeconômicos
A Bacia de Santos apresenta a maior concentração populacional do litoral
brasileiro, consequentemente, devido à sua diversidade de recursos socioeconômicos,
há uma alta complexidade em seu padrão de ocupação(MMA, 2007).
A região apresenta uma intensa atividade pesqueira na qual predomina a
pesca industrial, contribuindo com cerca de 70% das capturas regionais(MMA, 2007).
Os principais portos pesqueiros da região estão situados em Itajaí e Navegantes, em
Santa Catarina, Santos, em São Paulo, e Rio de Janeiro e Niterói, no estado do Rio de
Janeiro. A pesca industrial é praticada durante o ano inteiro em águas que variam de
150 a 600 metros de profundidade. Já a pesca artesanal é pratica nas proximidades
da costa em profundidades que variam de 10 a 50 metros(PETROBRAS, 2010a).
O turismo é outra atividade econômica de destaque e está diretamente
vinculado às beleza naturais e composição paisagística do litoral da Bacia de Santos.
No Rio de Janeiro, além da própria capital, a Região dos Lagos e a Costa Verde são
os principais polos de atração para esse tipo de turismo. Esse padrão é seguido ao
longo do Litoral Norte de São Paulo. Já no litoral Sul de São Paulo, destaca-se o
turismo ecológico nas unidades de conservação de região de Cananéia. No Paraná, a
ocupação turística no litoral é reduzida devido à sua pequena extensão e pela
ocorrência de extensos manguezais. Em Santa Catarina, além do turismo sazonal
associado aos ambientes costeiros, as cidades de Joinville, Blumenau, Itajaí e
Florianópolis apresentam grande aporte de visitantes, fazendo do turismo uma das
principais atividades econômicas do estado(MMA, 2007).
Com relação à atividade industrial, a região apresenta uma vasta diversidade
industrial, com intensa presença de infraestrutura de transporte de carga e
passageiros. No Rio de Janeiro, as áreas industriais e portuárias mais relevantes são
a Baía de Guanabara, onde estão localizados os portos do Rio de Janeiro e de Niteroí,
a Refinaria de Duque de Caxias (REDUC), entre outras dezenas de indústrias, as Baía
de Sepetiba e de Ilha Grande, onde se encontram os portos de Itaguaí e de Angra dos
Reis e as Usinas Nucleares de Angra I e II, além de siderúrgicas, indústrias químicas,
estaleiros, etc.
Em São Paulo, a região do estuário de Santos abriga o maior complexo
industrial e portuário do país. Além do Porto de Santos, estão instaladas indústrias
químicas, refinarias, como a Refinaria de Cubatão, estaleiros e indústrias de
beneficiamento. Outro ponto importante é o terminal de óleo de São Sebastião
(TEBAR). O TEBAR é um importante ponto de transbordo de produtos químicos, com
51
intenso tráfego de embarcações de grande porte, principalmente navios petroleiros
(MMA, 2007).
No Paraná, as atividades industriais estão concentradas na Baía de
Paranaguá, mais especificamente no entorno do porto de Paranaguá, onde ocorre
exportação de grãos e transbordo de cargas variadas, incluindo petróleo e seus
derivados. As atividades portuárias causam grande pressão sobre as áreas de
manguezal que dominam o interior da baía.
Os portos de São Francisco do Sul, próximo a Joinville, e de Itajaí concentram
as atividades industriais de Santa Catarina. Ambos os portos são de extrema
importância para o transporte de petróleo e seus derivados, produtos químicos, além
de serem pontos de desembarque para atividade pesqueira. O estado ainda possui
dois portos de menor porte ao sul, o porto de Florianópolis e de Imbituba.
6.2 Histórico da E&P: Passado, Presente e Futuro
As atividades exploratórias na Bacia de Santos tiveram início na década de
1960, mas somente a partir da década de 1970 foi perfurado o primeiro poço,
denominado 1-PRS-1. O alto custo da exploração na Bacia de Santos, associado ao
grande sucesso das atividades realizadas na Bacia de Campos, fizeram com que os
esforços para novas descobertas diminuíssem por algum tempo(PETROBRAS,
2010a). A Tabela 6.1 apresenta a cronologia das descobertas na Bacia de Santos.
Tabela 6.1 : Histórico das Atividades de E&P na Bacia de Santos (1960-2010) (PETROBRAS, 2011b)
52
A retomada de interesse na Bacia de Santos, no final da década de 1990,
resultou em importantes descobertas no Polo Uruguá e Mexilhão e, sobretudo, no Polo
Pré-sal. Esse interesse pode ser confirmado pela intensificação das atividades de
perfuração tanto de carácter exploratório e quanto para a produção (incluindo poços
produtores e injetores), conforme apresenta a Figura 6.2 sobre evolução da perfuração
de poços na Bacia de Santos entre 1970 e 2011.
É notável a intensificação das atividades de perfuração desde a descoberta do
pré-sal, em 2006. Nos últimos seis anos (2006-2011), foram perfurados 210 dos 410
poços da Bacia de Santos. Só, em 2011, a quantidade de poços perfurados superou
toda a atividade da década de 1990. O mapa permite também visualizar o avanço das
atividades em águas profundas, no Polo Pré-sal, onde a lâmina d’água varia entre
2.000m e 3.000m. No entanto, não se pode desconsiderar as recentes perfurações em
águas rasas, nas proximidades dos demais polos.
53
Figura 6.2: Mapa da localização dos poços perfurados na Bacia de Santos entre 1970-2011 (Elaboração própria baseado em ANP, 2012d)
54
Apesar da Lei de Petróleo (Lei nº 9478/97) ter acabado com monopólio da
Petrobras, a empresa figura como a grande responsável pelas atividades de E&P na
Bacia de Santos. A maioria dos atuais campos em produção é proveniente da Rodada
Zero 7. Além disso, a Petrobras participa do consórcio de todos os campos existentes,
sendo quase sempre responsável pela operação, conforme mostra a Tabela 6.2.
Tabela 6.2: Campo em fase de produção na Bacia de Santos(ANP, 2012d)
¹ Operadora / * Obs.: Os campos de Baúna e Piracaba foram declarados comerciais em
fevereiro/2012.
7 Na Rodada Zero, também conhecida com Rodada Petrobras, a ANP concedeu à
Petrobras, sem processo licitatório, 115 blocos exploratório, 51 campos em fase de
desenvolvimento, 231 em fase de produção (MARIANO, 2007)
Campos na etapa de produção da Fase de Produção - Data de Referência: 31/12/2011
Campo Estado Rodada Concessionários (%)
CARAVELA PR Rodada Zero Petrobras¹ (100)
CORAL PR Rodada Zero Panoro Energy (35) / Petrobras¹ (35) / Brasoil Coral (15) / Queiroz Galvão (15)
LULA RJ Rodada 2 Petrobras¹ (65 )/ BG Brasil (25) / Petrogal Brasil (10)
URUGUÁ RJ Rodada Zero Petrobras¹ (100)
LAGOSTA SP Rodada Zero Petrobras¹ (100)
MERLUZA SP Rodada Zero Petrobras¹ (100)
MEXILHÃO SP Rodada Zero Petrobras¹ (100)
Campos na etapa de desenvolvimento da Fase de Produção - Data de Referência: 31/12/2011
Campo Estado Rodada Concessionários (%)
ESTRELA DO MAR PR Rodada Zero Panoro Energy (65) / Petrobras¹ (35)
ATLANTA RJ Rodada Zero Petrobras (40) / Shell Brasil¹ (40) / Barra Energia (20)
CARAPIA RJ Rodada Zero Petrobras¹ (100)
OLIVA RJ Rodada Zero Petrobras (40) / Shell Brasil¹ (40) / Barra Energia (20)
PIRAPITANGA RJ Rodada Zero Petrobras¹ (100)
TAMBAÚ RJ Rodada Zero Petrobras¹ (100)
TAMBUATÁ RJ Rodada Zero Petrobras¹ (100)
CAVALO-MARINHO SC Rodada Zero Panoro Energy (50) / Petrobras¹ (35) / Brasoil Cav Marinho (15)
TUBARÃO SC Rodada Zero Petrobras¹ (100)
GUAIAMÁ SP Rodada 1 Petrobras¹ (100)
PIRACUCÁ SP Rodada 2 Petrobras¹ (63) / Repsol (37)
SAPINHOÁ SP Rodada 2 Petrobras¹ (45) / BG Brasil (30) / Repsol (25)
BAÚNA* SC Rodada 5 Petrobras¹ (100)
PIRACABA* SC Rodada 2 Petrobras¹ (100)
55
Com relação aos blocos exploratórios, a Petrobras também apresenta
significativa participação, com destaque para os blocos da Rodada 5 no quais a
empresa é a única concessionária. Além disso, a empresa recebeu importantes áreas
no polo pré-sal, através da cessão onerosa estabelecida pela Lei nº 12.276/2010.
Além das plataformas de produção propriamente ditas, outros
empreendimentos compõem as atividades de E&P na Bacia de Santos. Segundo
informações da ANP (2012e), atualmente, há duas rotas de gasoduto na região, são
elas:
Gasoduto Merluza-RPBC - escoa a produção de gás do Polo Merluza para a
Refinaria Presidente Bernardes-Cubatão, na Baixada Santista;
Gasodutos Tambaú-Uruguá, Uruguá-Mexilhão, Lula-Mexilhão e Mexilhão-
UTCGA – escoam a produção do Polo Uruguá e do Polo Pré-sal (Piloto de Lula) para
a Plataforma de Mexilhão e, posteriormente, para a Unidade de Tratamento de Gás de
Caraguatatuba, no litoral norte de São Paulo.
Na Bacia de Santos, o escoamento de petróleo é integralmente realizado por
navios aliviadores. Os principais terminais aquaviários responsáveis por receber,
armazenar e escoar a produção de petróleo e seus derivados na região são
(TRANSPETRO, 2012):
Terminal da Ilha D’água, Baía de Guanabara (RJ) – realiza operações de
cabotagem, de importação e exportação de produtos claros, escuros e de petróleo,
facilitando o escoamento de/para REDUC e outras empresas. Também fornece
bunker, por oleoduto, para navios atracados no terminal ou para navios fundeados na
Baía de Guanabara, por meio de barcaças. Na Baía de Guanabara, ainda está
localizado o Terminal da Ilha Redonda, onde ocorrem carga e descarga de navios de
GLP, butadieno e propeno.
Terminal de Angra dos Reis (RJ) – realiza cabotagem e importação de petróleo
para atender as refinarias de Duque de Caxias (REDUC/RJ) e da Gabriel Passos
(REGAP/MG). O terminal também funciona como entreposto de exportação e
cabotagem para terminais de menor porte e atende também a elaboração de bunker e
a exportação de óleo combustível excedente da produção nacional
Terminal de São Sebastião (TEBAR/SP) – é o maior terminal da Transpetro,
recebe petróleo nacional e importado por navio-petroleiro. Abastece, através de
oleodutos, quatro refinaria no estado de São Paulo, a REPLAN (Paulínia), REVAP
(Vale do Paraíba), RECAP (Capuava) e RPCB (Presidente Bernardes);
56
Terminal de Santos (SP) – opera com regulador do estoque de produção de
derivados de petróleo através da transferência e recebimento de produtos de navios,
abastecimento de bunker, recebimento e expedição de produtos para a RPCB e para o
terminal terrestre de Cubatão.
Terminal de Paranaguá (PR) – opera interligado à Refinaria Presidente Getúlio
Vargas (REPAR/PR), também fornece bunker para navios atracados no porto.
Terminal de São Francisco do Sul (SC) – recebe petróleo de navios através de
monobóia que segue por óleo duto até o terminal. O terminal é utilizado para
armazenar e transferir produtos para a REPAR por meio do oleoduto Santa Catarina-
Paraná.
Além dos terminais aquaviários, destaca-se também a presença dos terminais
terrestre de Campo dos Elíseos, em Duque de Caxias (RJ), o Terminal de Cubatão
(SP) e o Terminal de Itajaí (SC) que são importantes pontos de recepção e
armazenamento de derivados de petróleo para abastecer a sua região de influência e
para exportação(TRANSPETRO, 2012).
A Figura 6.3apresenta os campos em fase de produção (etapa de produção e
de desenvolvimento) e os blocos exploratórios existentes na Bacia de Santos de
acordo com a Rodada de Licitação da ANP e com a Cessão Onerosa. A Figura 6.3
ainda destaca a localização espacial dos gasodutos e terminais aquaviários
supracitados.
57
Figura 6.3: Campos em produção e Blocos Exploratórios, por rodada de licitação, e gasodutos e terminais aquaviários na Bacia de Santos (Elaboração própria baseado em ANP, 2012d ;TRANSPETRO, 2012).
58
No cenário futuro da Bacia de Santos, haverá uma continuidade da E&P nos
Polos de Uruguá e Sul, este último através do Desenvolvimento da Produção dos
Campos de Baúna e Piracaba, já em fase de licenciamento. Entretanto, espera-se
uma expressiva intensificação das atividades de E&P no Polo Pré-sal nas próximas
décadas.
De acordo com o Plano de Negócios da Petrobrás 2012-2016, a empresa
espera duplicar sua produção até o ano de 2020. Os reservatórios do pré-sal, tanto na
Bacia de Santos, quanto na Bacia de Campos, têm importante papel para o alcance
dessa meta. Estima-se que dos 4,2 milhões de barris de petróleo produzidos em 2020,
37% serão provenientes das áreas do pré-sal, incluindo as áreas de concessão e de
cessão onerosa(PETROBRAS, 2012). A Figura 6.4 destaca entre os projetos de
produção previstos para os próximos anos aqueles que serão desenvolvidos no pré-
sal e no pós-sal da Bacia de Santos
Figura 6.4: Curva de produção de óleo e LGN no Brasil (Adaptado de PETROBRAS, 2012)
Dos projetos do pré-sal citados, pode-se destacar o projeto da Petrobras
denominado “Atividade de Produção e Escoamento do Polo Pré-sal – Etapa 1”, o único
cujos estudos ambientais (EIA/RIMA) do processo licenciamento ambiental já foram
elaborados. Esse projeto prevê a implantação dos Pilotos de Produção de Lula
Nordeste e de Sapinhoá, com início de produção previsto para 2013 e do
Desenvolvimento de Produção Iracema, iniciando em 2014. Paralelamente, 11 TLD
deverão ser realizados para avaliar a viabilidade comercial de diversos blocos
exploratórios do polo. Para escoar as grandes quantidades de gás natural previstas
para os campos do pré-sal, o projeto ainda conta com a expansão do Gasoduto Lula-
MXL-UTGCA(PETROBRAS, 2011b).
Ainda relacionado ao escoamento da produção de gás, estão em processo de
licenciamento os projetos dos gasodutos Rota 2, que deverá ligar o Polo Pré-sal à
59
Macaé, e Rota 3, que levará o gás do pré-sal para o Complexo Petroquímico de
Itaboraí (COMPERJ) ainda em fase de construção.
Destacam-se ainda os desafios da indústria naval para atender o crescimento
da demanda por sondas de perfuração e unidades estacionárias de produção (UEPs),
como FPSO, plataformas semissubmersíveis, etc. Esse desafio é explicitado através
dos números apresentados na Figura 6.4. Para o desenvolvimento dos projetos
previstos até 2020, serão necessárias 38 UEPs das quais uma parcela deverá ser
produzida em estaleiros brasileiros, como os de Niterói e de Angra dos Reis.
6.3 Impactos Cumulativos
O objetivo deste item é identificar, a partir da caracterização dos recursos
presentes na Bacia de Santos e do desenvolvimento das atividades de E&P na região,
os efeitos que possuem caráter cumulativo. Adicionalmente, são citadas algumas das
medidas de controle ou mitigadoras que atuam na redução desses efeitos. Cabe
destacar que esse levantamento é de caráter qualitativo, uma vez que há uma
carência de estudos científicos que quantifiquem esses impactos na região.
Atividade Pesqueira
As plataformas atuam como recifes artificiais, favorecendo a fixação de
comunidades biológicas incrustantes. Consequentemente, tornam-se ponto de atração de
espécies pelágicas e, por isso, de grande interesse para a pesca.(PETROBRAS, 2010c)
Entretanto, por questões de segurança, é proibida a pesca e a navegação, com exceção
de embarcações autorizadas como os barcos de apoio e os navios aliviadores, em um
raio de 500 m das plataformas marítimas (NORMAN 08). Apesar dessa exclusão, no caso
da Bacia de Santos, os campos do pré-sal estão localizados em águas profundas, onde
não há pesca artesanal e mesmo a pesca industrial é improvável.
Contudo, as rotas das embarcações de apoio e de navios aliviadores causam
interferência na atividade pesqueira. Dessa forma, com a expansão do polo pré-sal nos
próximos anos, espera-se que ocorra um significativo aumento do trânsito de
embarcações, resultando em impactos cumulativos sobre a atividade pesqueira. Esse
cenário já pode ser notado em regiões portuárias como a Baía de Guanabara. A Figura
6.5 mostra o conflito de uso do espaço marítimo entre pequenos barcos de pesca e
grandes embarcações de apoio da indústria do petróleo na Baía de Guanabara.
60
Figura 6.5: Conflito no uso do espaço marítimo na Baía de Guanabara(JORNAL O GLOBO, 2012)
O número de navios atracados no Porto do Rio cresceu 146% entre 2009 e 2011
(CIA. DOCAS DO RIO DE JANERIO, 2012, apud JORNAL O GLOBO, 2012). Esse
crescimento é induzido principalmente pelas atividades de E&P offshore, conforme mostra
a Figura 6.6.
Figura 6.6: Movimentação Marítima na Baía de Guanabara(JORNAL O GLOBO, 2012)
Biota Marinha
Conforme apresentado na caracterização dos recursos biológicos da Bacia de
Santos (Figura 6.1), a região apresenta áreas de extrema e muito alta importância
biológica. Novamente, o trânsito de embarcações tem efeitos sobre o nécton,
principalmente mamíferos marinhos, como as baleias, e quelônios marinhos
(tartarugas). Com o aumento do tráfego, há maior possibilidade de colisão com esses
seres.
61
Apesar da falta de estudos conclusivos sobre as alterações na biota marinha
causadas pelo ruído submarino gerado pelas pesquisas sísmicas e demais atividades
de E&P, não permitindo caracterizar os efeitos cumulativos, atualmente são adotadas
um conjunto de medidas que visam minimizar esses efeitos. Nas sísmicas, pode-se
destacar o soft-start, método que consiste no aumento gradual dos disparos dos
canhões, possibilitando o deslocamento da biota de forma evitar danos físicos diretos
em seus organismos. Outra medida adotada é a observação visual para a detecção da
presença desses seres no momento do disparo e ainda tem se evitado esse tipo de
pesquisa durante o período de reprodução de algumas espécies.
O descarte dos cascalhos de perfuração tem impacto direto sobre a
comunidade bêntica, em especial quando estão associados a vestígios dos fluidos de
base não aquosa, pois a pluma de descarte formada é estreita. Entretanto, o grande
soterramento ocorre nas proximidades do lançamento, em um raio de 300
metros(SCHAFFEL, 2002). Além disso, o avanço das perfurações em águas profundas
reduz a presença de componentes ambientais passíveis de serem afetadas. Dessa
forma, apesar da possibilidade de ocorrência de sobreposição desses impactos, é
pouco provável seu efeito cumulativo na biota marinha.
O predomínio da Petrobras frente às atividades de E&P na Bacia de Santos
pode ser um fator interessante quanto ao monitoramento e mitigação de impactos
cumulativos sobre a biota marinha na região, pois uma única empresa concentra as
informações de todas as atividades desenvolvidas e seus respectivos aspectos
ambientais, facilitando a gestão dos impactos cumulativos.
Dentre os compromissos do Termo de Ajuste de Conduta firmado pela
Petrobrás com o IBAMA para as Atividades de Perfuração na Área Geográfica da
Bacia de Santos, a empresa deverá elaborar o Projeto de Caracterização Ambiental
Regional da Bacia de Santos, que proporcionará um maior conhecimento da região,
em especial em águas profundas, e Projeto de Avaliação de Impactos Ambientais das
atividades de perfuração realizadas na Bacia de Santos(PETROBRAS, 2010a), que
trará informações importantes para o desenvolvimento de estudos científicos sobre os
efeitos cumulativos desse conjunto de operações. Atualmente, o conhecimento dos
recursos biológicos de algumas áreas da Bacia de Santos, como no caso do Polo Pré-
sal, é considerado insuficiente para avaliar a importância (Figura 6.7), que também
dificulta avaliar os impactos causados pelas atividades de E&P.
62
Figura 6.7: Insuficiência de conhecimento sobre os recursos biológicos em águas profundas, principalmente no pré-sal
(Elaboração Própria baseado em ANP, 2012d; MMA, 2007; MMA, 2012b)
63
As considerações sobre o predomínio da Petrobras podem ser extrapoladas
para os demais aspectos das atividades de E&P como o lançamento de efluentes,
geração de resíduos, emissões atmosféricas, vazamento de óleo, entre outros.
Alteração da Qualidade da Água
Os principais efluentes descartados nas atividades de E&P são os fluidos de
perfuração, água de produção, resíduos alimentares e efluentes sanitários. Do ponto
de vista da cumulatividade, é improvável que haja sobreposição das zonas impactadas
devido ao grande potencial de dispersão dos oceanos.
Entretanto, é importante destacar que muitos projetos já preveem a reinjeção
da água de produção no reservatório como método de recuperação secundária,
visando para aumentar sua produtividade de óleo. O descarte de água de produção
deve ser realizado em conformidade com a Resolução CONAMA nº 393/07, ou seja,
teor de óleos e graxas (TOG) médio mensal de até 29 mg/L, com valor máximo diário
de 42 mg/L.
Embora, a Resolução exija um monitoramento semestral da água de produção
para compostos inorgânicos (arsênio, cromo, mercúrio, níquel, chumbo, zinco, entre
outros), radioisótopos (rádio-226 e rádio-226), composto orgânicos (HPA, BTEX e
HTP), toxicidade crônica e outros parâmetros complementares, não há exigência de
adequação a um padrão de lançamento. Segundo, o texto da própria resolução, esses
padrões deveriam ter sido estabelecidos por outra resolução um ano após sua
publicação, ou seja, em agosto de 2008. O lançamento indiscriminado desses
componentes podem ter impactos significativos e de caráter cumulativo, como é o
caso da bioacumulação.
Destaca-se que, de acordo com Nota Técnica CGPEG/DILIC/IBAMA nº 01/11
referente ao Projeto de Controle da Poluição (PCP), outros efluentes oleosos, como a
água de convés, só podem ser descartados no mar se apresentarem TOG de até 15
ppm. Em relação os resíduos sólidos, a nota proíbe o descarte no mar, com exceção
dos resíduos alimentares cujo descarte é condicionado à previa trituração, resultando
em tamanhos inferiores a 25 mm. Tanto para resíduos alimentares quanto para
efluentes sanitários ainda é imposta uma distância mínima da costa para o descarte.
Entretanto, as atividades de E&P na Bacia de Santos estão situadas em distância
muito superiores.
Quanto aos fluidos de perfuração, apesar do PCP não apontar diretrizes para
seu descarte, o Projeto de Monitoramento Ambiental (PMA) realiza testes
ecotoxicológicos para avaliar a toxicidade dos fluidos, sendo cada vez mais exigido
64
pelo IBAMA o uso de fluidos de base aquosa, em situações nas quais não há
impedimento técnico para o seu uso.
Emissões Atmosféricas
Conforme citado no Capítulo 3, são desprezíveis os efeitos cumulativos e
sinérgicos dos poluentes atmosféricos emitidos nas plataformas na alteração da
qualidade do ar onshore. Entretanto, alguns poluentes possuem caráter regional e
global, como o SOx e CO2, respectivamente.
Existe uma grande expectativa quanto o aumento do controle das emissões
atmosféricas das plataformas petrolíferas, a própria Nota Técnica CGPEG/DILIC/
IBAMA nº 01/11 já exige a realização de inventário semestral e indica que o tema
deverá ser tratado com mais especificidade em nota técnica futura. Entretanto, ainda
há uma carência de metodologias e estudos que quantifiquem e monitorem os efeitos
dessas emissões.
Com o grande potencial de produção de gás natural, alguns projetos do Polo
Pré-sal, como o Piloto de Lula NE e de Sapinhoá, necessitam reduzir o teor de CO2
para viabilizar o escoamento via gasoduto(PETROBRAS, 2011b). O CO2 removido
nesses projetos não será ventilado na atmosfera e sim reinjetado no reservatório.
Outro ponto relevante é de que apesar dos projetos dos TLD inviabilizarem, tanto o
escoamento do gás produzido quanto sua reinjeção, o volume de gás queimado no
flare é controlado pela ANP através do disposto na Portaria nº 249/2000.
Disposição de Resíduos Sólidos
Conforme destacado anteriormente, os resíduos sólidos gerados nas
plataformas não podem ser descartados no mar. Eles devem seguir para terra onde
devem receber uma destinação correta. A produção de resíduos das atividades de
E&P dificilmente causará pressão sobre a infraestrutura de aterros das grandes
cidades da Bacia de Santos, onde geralmente os resíduos são desembarcados. Além
disso, o PCP controla as destinações dos resíduos das plataformas e embarcações,
reduzindo a possibilidade de uma disposição inadequada.
Ainda referente ao PCP, nesse são estabelecidas metas de redução de
geração para as unidades marítimas e metas de disposição final. A Tabela 6.3
apresenta um resumo das metas e diretrizes do PCP tanto para resíduos sólidos,
como também para lançamento de alguns efluentes e emissões atmosféricas.
65
Tabela 6.3: Resumo das metas e diretrizes do Projeto de Controle da Poluição(IBAMA, 2011)
66
Vazamento de óleo
Dentre os impactos ambientais, os grandes vazamentos são os que possuem o
maior potencial de causar danos ao meio ambiente em um curto espaço de
tempo(CALIXTO, 2011). A eficiência dos Planos de Contingência é essencial para
mitigar os efeitos, evitando que ecossistemas sensíveis sejam severamente afetados.
Apesar da ausência de um banco de dados público sobre os acidentes
envolvendo vazamento de hidrocarbonetos no Brasil, a Companhia Ambiental do
Estado de São Paulo (CETESB) apresenta uma listagem das ocorrências de acidentes
no país entre 1960 e 2012, baseada em reportagens divulgadas pela impressa, dados
da marinha, entre outras fontes, conforme mostra a Tabela 6.4 a seguir.
Tabela 6.4: Acidentes envolvendo petróleo e derivados no Brasil entre 1960-2012(CETESB, 2012a)
Fonte/Causa Data Local / áreas atingidas Vol. Vazado
estimado
Transporte marítimo - Explosão do navio Sinclair Petrolore
Dez-60 Costa do Espírito Santo
próximo da Ilha de Trindade 66.530 m³ de
petróleo
Transporte marítimo - Colisão do navio Takimyia Maru com rocha
Ago-74 Canal de São Sebastião (SP)
praias e costões/ Ubatuba 6.000 m³ de
petróleo
Transporte marítimo - Colisão do navio Tarik Ibn Zyiad com rocha
Mar-75 Baía de Guanabara (RJ)
praias e costões 6.000 m³ de
petróleo
Transporte marítimo - Colisão do navio Brazilian Marina c/ rocha submersa
Jan-78 Canal de S.Sebastião (SP)
praias e costões 6.000 m³ de
petróleo
Rompimento de oleoduto Bertioga Linha S. Sebastião-Cubatão
Out-83 Canal de Bertioga (SP)
mangue, praias e costões 2.500 m³ de
petróleo
Rompimento de oleoduto - Vila Socó Linha Cubatão/Santos
Fev-84 Cubatão (SP)
mangue/mortos e feridos Não estimado de gasolina
Terminal de Armazenamento Incêndio no Córrego do Outeiro
Jun-84 Centro urbano de S. Sebastião
um óbito, pânico, praias Não estimado
Transporte marítimo - Colisão do navio Marina com píer do terminal
Mar-85 S. Sebastião (SP)
praias e costões litoral norte 2.500 m³ de
petróleo
Refinaria de Cubatão - Explosão em tanque de armazenamento
Jul-85 Cubatão (SP) Rio Cubatão
500 m³ de óleo combustível
Transporte marítimo - Vazamento de embarcação perto da REDUC
Jan-87 Baia da Guanabara (RJ) 12 m³ de óleo
lubrificante
Transporte marítimo - Navio Horta Barbosa/Terminal TORGUA
Ago-90 Baia da Guanabara (RJ) 20 m³
de petróleo
Transporte marítimo - Petroleiro Theomana (causa não apurada)
Set-91 Bacia de Campos (RJ)
alto mar 2.150 m³ de
petróleo
Rompimento de oleoduto – Costão do Navio linha São Sebastião/Cubatão
Mai-94 São Sebastião (SP)
Vegetação, praias e costões 2.700 m³ de
petróleo
Rompimento de oleoduto - Linha REDUC/Ilha d’Água
Mar-97 Baía da Guanabara (RJ)
manguezal 2.700/2.800 m³
óleo MF 180
Transporte marítimo - Colisão entre navios Smyrni e Elizabeth Rickmers
Jul-98 Porto de Santos 40 m³ de
óleo MF 180
Rompimento de oleoduto - Refinaria de Manaus - REMAN
Ago-99 Manaus (AM)
Igarapés e Rio Negro 1/3 m³ de óleo combustível
E&P - Sonda em campo terrestre Nov-99 Carmópolis (SE)
Rio Iriri/pesca Não estimado
de petróleo
Rompimento de oleoduto - REDUC - Ilha d’Água
Jan-00 Baía da Guanabara (RJ)
Praia/costão/mangue/pesca 1.300 m³ de Óleo MF 180
Transporte marítimo/monobóia - Falha transferência de petroleiro para terminal
Mar-00 Tramandaí (RS) mar/praia/pesca
18 m³ de petróleo
67
Refinaria do Paraná – rompimento de oleoduto Falha interna
Jul-00 Paraná
Rios Barigui e Iguaçu 4.000 m³ de
óleo
Rompimento de oleoduto Fev-01 Mato Grosso
Córrego Caninana 4 .000 m³ de
diesel
E&P - Plataforma P36 Mar-01 Bacia de Campos (RJ)
alto mar
1.200 m³ diesel e 350 m³ petróleo
E&P - Plataforma P7 Abr-01 Bacia de Campos (RJ)
alto mar 124 m³ de petróleo
Transporte marítimo - Encalhe do navio Norma em banco de areia
Out-01 Baía de Paranaguá (PR)
um óbito/fauna 5.000 m³ de
nafta
Aparecimento de manchas de petróleo tipo árabe, na Bahia
Ago-01 Litoral norte da Bahia
30 km de praias Não estimado
Transporte marítimo Explosão do navio Alina P
Dez-01 Canal de S. Sebastião
Um óbito Não estimado (peq. quant.)
Transporte marítimo - Falha transferência do navio Nortic Marita para terminal no Canal de S. Sebastião (SP)
Jun-03
Praias, costões, mangue e lagoa costeira de São
Sebastião a Ubatuba
25 m³ de petróleo
Rompimento de oleoduto - Linha S. Sebastião-Cubatão
Fev-04 Guaecá – S. Sebastião (SP)
Vegetação, rio, praia 300 m³ de petróleo
Transporte marítimo - Explosão do navio Vicuña no píer do terminal
Nov-04 Porto Paranaguá (PR)
praias,costões, mangue,fauna
4079,23 ton metanol
285 ton bunker
Transporte marítimo - Naufrágio de barcaça próximo de Manaus
Nov-05 Rio Negro (AM) Não estimado
Óleo combustível
Transporte marítimo - Embarcação empurradora NORSUL
Jan-08 Baía de S. Francisco (SC)
Praias e costões 116 m³de
diesel/lubrif.
Transporte marítimo - Colisão navio Chembulk Shangai com rebocador
Mar-08 Porto de Mucuripe (CE)
Praia de Icaraí 3 ton de óleo combustível
Refinaria - Vazamento interior da refinaria/Bahia
Abr-09 Baía de Todos os Santos
Rio, mar e praias Não estimado Mistura oleosa
Transporte Aquaviário - Vazamento de embarcação
Jan-09 Acre
Rio Purus 25 m³ de
óleo diesel
Transporte Aquaviário - Naufrágio de embarcação
Jun-09 Rio Negro (AM) 5 m³ L
de óleo diesel
Plataforma Xareú (PXA 1) - Falha no mangote de conexão
Jan-10 Litoral do Ceará - 42 km de
Paracuru e 85 km de Fortaleza 0,14 m³
de petróleo
Explosão da embarcação - Praia do Sancho durante serviço de reparo
Ago-10 Porto de Recife (PE)
2 óbitos, 2 feridos Não estimado
(gasolina)
E&P - Plataforma de Mexilhão - Falha na movimentação interna de diesel
Ago-10 Bacia de Santos
Poluição em alto mar 0,05 m³ de óleo
diesel
Refinaria - Extravasamento de tanque de resíduo oleoso
Jan-11 Cubatão (SP)
Contaminação do Rio Cubatão Não estimado
E&P - Plataforma da Chevron Dez-11 Bacia de Campos – RJ
Campo de Frade
365 m³ de petróleo (ANP)
Transporte marítimo - Falha na operação da monobóia (6 km da costa)
Jan-12 Tramandaí (RS) ~1,2 m³
(Petrobras)
E&P – FPSO Dynamic Producer Campo Carioca Nordeste
Jan-12 Bacia de Santos TLD no Pré-
sal, a 253 km do litoral norte de São Paulo
26 m³ de petróleo
Dentre esses acidentes citados, o rompimento do oleoduto REDUC – Terminal
da Ilha D’água, em janeiro de 2001 e o vazamento de óleo na Refinaria do Paraná, em
julho de 2001 mostrou a necessidade de uma estrutura nacional de atendimento à
emergência (CALIXTO, 2011), dada as proporções dos vazamentos, a sensibilidade
das áreas impactadas e a proximidade temporal dos eventos.
68
De acordo com Calixto (2011), no acidente ocorrido em 18 de janeiro de 2000,
cerca de 1.300 m³ de óleo combustível marítimo (MF-380) vazaram na Baía de
Guanabara, afetando diversos ecossistemas, incluindo praias, costões rochosos e
manguezais localizados na parte norte/nordeste da baía. Entre os principais
ambienteis atingidos, está a Área de Proteção Ambiental de Guapimirim, severamente
afetada, um dos mais importantes nichos ecológicos da região que possui cerca de 14
mil hectares de manguezal.
O acidente na Refinaria Presidente Vargas (REPAR), no Paraná, ocorrido em
16 de julho de 2000, também foi causado pelo rompimento de um oleoduto. O
vazamento de cerca de 4.000 m³ de petróleo durou aproximadamente 2 horas e
atingiu o Rio Barigui, afluente do Rio Iguaçu. Os ecossistemas próximos ao ponto de
derramamento foram severamente afetados (GABARDO et al, 2003 apud CALIXTO,
2011).
Quanto às ações de resposta para o acidente da Baía de Guanabara, a
Petrobras, empresa responsável pelo acidente, acionou seu Plano de Ação
Emergencial e todas as suas embarcações para o lançamento das barreiras de
contenção disponíveis. Além disso, contratou a empresa inglesa Oil Spill Response
Limited (OSRL), de modo a promover ações de proteção dos ecossistemas, com o uso
de barreiras de contenção; recolhimento do óleo da superfície da água; recolhimento
da areia contaminada, do lixo oleoso e do não oleoso das praias; e hidrojateamento
das pedras, costões e muros para remoção da película de óleo (CALIXTO, 2011).
Adicionalmente a FEEMA (atual INEA), acionou o Plano de Emergência da
Baía de Guanabara (PEBG), no qual empresas como a ESSO, Refinaria de Petróleo
de Manguinhos, SHELL e São Miguel auxiliaram nas ações de contingência. O
acionamento do PEBG ressaltou suas eficiências, quando foi constatado que a
quantidade de barreiras de contenção e de absorção era insuficiente para atender a
evento daquele porte, e não era prevista a participação dos municípios e de ONGs e
socorro à fauna(CALIXTO, 2011).
Por causa do acidente, a Petrobras teve regularizar o licenciamento ambiental
de todas as unidades da REDUC e do Terminal da Ilha D’água, além de assinar
diversos convênios e termos de colaboração com municípios, para execução de
avaliação de impactos ambientais, sociais e econômicos; projetos de monitoramento,
educação ambiental, proteção, recuperação e valorização do patrimônio natural e
cultural e dos espaços públicos; além de patrocinar projetos culturais(CALIXTO, 2011).
69
Entretanto, a mais relevante ação da Petrobras após o acidente foi a criação do
Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional (PEGASO),
cinco dias após o acidente. O programa promoveu uma série de investimentos em
segurança e meio ambiente de modo a reduzir os riscos e os efeitos dos vazamentos,
como a automação de oleodutos, contenção de vazamento, recuperação de áreas
afetadas, monitoramento, compensação e indenizações(CALIXTO, 2011).
Do ponto de vista de estrutura de resposta aos derramamentos, o programa
culminou na criação do Centro de Defesa Ambiental (CDA) da Baía de Guanabara. A
estrutura de um CDA dispõe de barcos recolhedores, balsas, dispersantes químicos,
agentes biorremediadores e barreiras de contenção e absorção de óleo(PEDROSA,
2012). Na última década, a Petrobras expandiu o número de CDA espalhados pelo
país. Em 2010, Rede Nacional de Proteção da Petrobras era composta por dez CDAs
como mostra a Figura 6.8 a seguir.
Figura 6.8: Rede Nacional de Proteção da Petrobras(PETROBRAS, 2010b)
70
Em termos legais, de modo reativo ao acidente na Baia de Guanabara, foi feita
uma revisão da legislação nacional relacionada a derramamentos de óleo, resultando
na promulgação da Lei nº 9.966, conhecida como a Lei do Óleo, em 28 de abril de
2000, que dispôs sobre a prevenção, o controle e a fiscalização da poluição causada
por lançamento de óleo e outras substâncias nocivas ou perigosas em águas
nacionais. A lei estabelece uma hierarquia de planos de emergência e contingência
para a resposta a acidentes envolvendo vazamento de óleo em águas nacionais,
conforme apresenta a Tabela 6.5.
Tabela 6.5: Tipos de Planos de Emergência e Contingência no Brasil (Elaboração Própria)
Planos Situação Atual Descrição
Plano de Emergência Individual
(PEI)
Exigência vinculada ao licenciamento ambiental de portos, plataformas, terminais, dutos, entre outros, cujo conteúdo mínimo de seguir o disposto na Resolução CONAMA nº 398/08
Documento ou conjunto de documentos, que contenha as informações e descreva os procedimentos de resposta da instalação a um incidente de poluição por óleo, em águas sob jurisdição nacional, decorrente de suas atividades.
Plano de Área (PA)
Estabelecido pelo Decreto Lei nº 4781/03 para áreas de concentração
Porto de São Sebastião: em implementação desde 2009 (CETESB, 2012b)
Baía de Guanabara: Existência de instrumentos semelhantes de auxílio mútuo (PEDROSA, 2012)
Documento ou conjunto de documentos que contenham as informações, medidas e ações referentes a uma área de concentração de portos organizados, instalações portuárias, terminais, dutos ou plataformas e suas respectivas instalações de apoio, que visem integrar os diversos PEIs da área para o combate de poluição por óleo, bem como facilitar e ampliar a capacidade de resposta deste Plano e orientar as ações necessárias na ocorrência de acidentes de poluição por óleo de origem desconhecida.
Plano Nacional de Contingência
(PNC)
Minuta do decreto elaborada e em período de análise e aprovação por parte dos ministérios envolvidos e da Casa Civil (IBAMA, 2012b)
Documento, ainda não publicado, que fixa responsabilidades, estabelece uma estrutura organizacional nacional e define diretrizes que permitem aos órgãos do Poder Público e entidades privadas atuarem de maneira coordenada em incidentes de poluição por óleo, que possam afetar as águas jurisdicionais brasileiras (águas interiores e águas marítimas), ou, ainda, as dos países vizinhos, com o objetivo de reduzir os danos ambientais (CALIXTO, 2011)
No ambiente offshore, durante as atividades de E&P, apesar de não ter grande
significância em termos de danos ambientais causados pelo vazamento de óleo, o
acidente da P-36, em 2001, provocou grande comoção nacional devido à morte de
onze operários e ao naufrágio da plataforma (CALIXTO, 2011).
Mais recentemente, em 2011, embora não tenha se configurado um caso de
acionamento de uma estrutura nacional de contingência e de não tenha sido
71
comprovado o dano ambiental, o acidente no Campo de Frade da Chevron teve
grande repercussão na mídia e reacendeu a discussão sobre a necessidade do Plano
Nacional de Contingência. No ano anterior, a discussão já havia sido retomada devido
ao gravíssimo acidente no Golfo do México, o blowout do poço de Macondo durante a
atividade de perfuração em abril de 2010. Apesar da pouca relevância devido ao
pequeno volume de óleo vazado, acidente envolvendo o FPSO Dynamic Producer
durante o TLD na área de Carioca Nordeste, em janeiro de 2012, foi a primeira
ocorrência nas atividades de E&P do pré-sal.
Diante das informações apresentadas, a seguir são feitas algumas
considerações sobre aspectos relevantes do vazamento de óleo na Bacia de Santos:
A ocorrência de acidentes que resultem em grandes vazamentos de óleo é a
principal preocupação ambiental do desenvolvimento das atividades de E&P na Bacia
de Santos. Assim, como apresentado no estudo de caso do North Slope, essa
constante preocupação por parte da sociedade de uma forma geral, em especial por
grupos envolvidos com unidades de conservação, pesca e turismo, pode se
caracterizar um impacto cumulativo.
A intensificação das atividades, ou seja, um maior número de sondas
perfurando, mais plataformas em produção e mais navios aliviadores transitando, etc,
faz com que cresça a probabilidade de ocorrência de um evento acidental, pois há um
aumento da exposição aos perigos. Este aumento da exposição pode ser interpretado
como uma cumulatividade de riscos. Além disso, a introdução de novas tecnologias de
E&P, em especial em águas profundas e na camada pré-sal, dificulta a análise de
riscos dos empreendimentos, uma vez que não se tem disponível um histórico de
falhas e acidentes envolvendo esses equipamentos.
Atualmente, a avaliação de riscos de acidentes com derramamento de óleo é
feita a nível operacional, vinculada ao licenciamento ambiental, quando as decisões
estratégicas já foram tomadas, havendo pouca margem de manobra para a seleção de
alternativas de menor risco (GARCIA e LA ROVERE, 2011). Dessa forma, de forma
análoga ao apresentado no Capítulo 2, a avaliação de risco a nível estratégico, ou
seja, incorporada a AAE, pode contribuir para reduzir a cumulatividade de riscos e
impactos das atividades de E&P na região estudada. A exemplo disso, pode-se citar a
metodologia de Avaliação Estratégica de Risco à Biodiversidade desenvolvida por
Garcia e La Rovere (2011).
Como já descrito anteriormente, o ambiente marinho não oferece substratos
suscetíveis à contaminação por óleo como nos casos dos ecossistemas costeiros
72
(MMA, 2007). Os vazamentos que não alcancem a costa afetam principalmente aves,
quelônios e mamíferos marinhos, além de interferir na atividade pesqueira. A distância
entre o polo pré-sal e a zona costeira, reduz a probalidade de toque de óleo na costa
mesmo em cenários catastróficos, minimizando a possibilidade de ocorrência de
graves danos a ambientes costeiros mais sensíveis como marismas e manguezais.
A Figura 6.9 retirada do EIA do Polo Pré-sal (PETROBRAS, 2010c), mostra o
cenário castrófico, o pior caso, resultante do afundamento do FPSO (24 horas de
vazamento + 30 dias sem ações de contingência). Ressalta-se que essa é uma
modelagem probabilística, ou seja, apresenta apenas a tendência de deslocamento da
mancha de óleo de acordo com as condições meteoceanográficas, não trazendo
informações sobre volume de óleo e espessura da mancha.
Figura 6.9: Área total com probabilidade de óleo na água e toque na linha de costa para a Área do Pré-sal, decorrente do pior cenário (24 horas de vazamento contínuo e 30 dias sem intervenções),
durante os meses do inverno(PETROBRAS, 2010c).
Apesar de ser considerada uma modelagem conservadora, por ser pouco
provável que um acidente desse porte ocorra e que nenhuma medida de contigência
seja tomada, acidentes como o recente blowout no Golfo do México mostram que
existe sim a possibilidade de ocorrência de acidentes mais severos e incontroláveis do
que os piores casos habitualmente requeridos nos estudos ambientais para a
elaboração dos planos de emergência. Além disso, a cumulatividade de riscos deverá
resultar no aumento da ocorrência de acidente tanto de pequeno porte quanto de
73
grandes proporções, o que aumenta também a probalidade de que ambientes
costeiros sejam atingidos.
Embora, o desenvolvimento do pré-sal marque uma nova etapa na Bacia de
Santos na qual os futuros acidentes possam ter causas e consequências distintas das
apresentadas no atual histórico de acidentes, ainda são relevantes as informações
obtidas na análise de ocorrências passadas. Destaca-se que grande parte dos
acidentes já ocorridos se situou nas regiões portuárias e nas proximidades dos
terminais aquiviários, como a Baía de Guanabara e o Canal de São Sebastião, e foi
causada por problemas em navios aliviadores (navios-tanque) ou por rompimento de
oleodutos. Os ecossistemas dessas regiões foram impactados por sucessivos
acidentes (frequência), envolvendo volumes expressivos de óleo (severidade),
sugerindo a ocorrência de impactos cumulativos e revelando o risco (frequência x
severidade) das atividades de escoamento da produção de petróleo nas regiões
costeiras.
A exemplo disso, pode-se citar os dois acidentes ocorridos no mesmo oleoduto
na Baía de Guanabara. Antes do acidente de 2001, já descrito, em 1997, o
rompimento do oleoduto REDUC-Ilha D’água resultou no vazamento de quase 3.000
m³ de óleo, um dos maiores acidentes ocorridos na baía(CALIXTO, 2011). A
proximidade temporal e a coincidência espacial dos eventos indicam que não houve
tempo suficiente para que os ecossistemas afetados se recuperassem, caracterizando
a ocorrência de impactos cumulativos.
Dessa forma, ressalta-se a importância dos Planos de Áreas nessas regiões
que concentram atividades portuárias, terminais, dutos. Outro elemento importante
desses planos é o combate às chamadas manchas órfãs ou manchas de origem
desconhecida, aumentando a eficiência de resposta e reduzindo os efeitos
cumulativos de vazamentos que pela ausência de conhecimento da fonte causadoras.
De acordo com Pedrosa (2012), apesar de ter sido instituído em 2003 e de
haver algumas iniciativas, nenhum plano de área foi formalmente estabelecido. O
Plano de Área do Porto de São Sebastião que integra as estruturas de resposta da
Companhia de Docas do Porto de São Sebastião, da DERSA – Travessia da Balsa
São Sebastião/Ilhabela e da Petrobras/Transpetro – TEBAR, vem sendo implantado
desde 2009 (CETESB, 2012b). Na Baía de Guanabara, pode-se notar a existência de
ações de auxílio mútuo, como simulados envolvendo empresas como a Petrobras e
órgãos públicos(PEDROSA, 2012).
74
No caso da Petrobras, adicionalmente aos PEIs das plataformas, exigidos para
o licenciamento ambiental, a empresa possui estruturas de caráter regional como o
Plano de Emergência de Vazamento de Óleo da Bacia de Santos (PEVO-BS)
composto por CDAs, embarcações dedicadas, centros de recuperação da fauna entre
outros elementos e procedimentos de resposta.
Nota-se que devido à ausência dos Planos de Áreas e principalmente do Plano
Nacional de Contingência, a estrutura de resposta a vazamento de óleo hoje
estabelecido no país é baseado no sistema implementado pela Petrobras(PEDROSA,
2012). De certa forma, esse pode ser considerado um dos pontos positivos do
predomínio da Petrobras na Bacia de Santos, mencionado anteriormente, desde que o
PEVO-BS consiga incorporar os novos cenários acidentais provenientes do
incremento das atividades.
Contudo, a ausência do PNC, uma estrutura organizacional nacional, frente à
intensificação das atividades de E&P na Bacia de Santos e, consequentemente, o
maior risco de ocorrência de acidentes, expõe a fragilidade da capacidade de resposta
a acidentes como no Golfo do México em 2010, tornando os ecossistemas marinhos e
costeiros, as atividades econômicas (pesca, turismo, etc.), a sociedade como um todo,
mais vulneráveis a graves danos socioambientais.
75
7 Conclusões
O presente trabalho buscou ressaltar a importância da cumulatividade de
impactos ambientais no desenvolvimento das atividades de E&P. Embora exista uma
carência de estudos científicos sobre o tema no Brasil, nota-se sua relevância através
da experiência internacional apresentada, que apesar de ser de um ambiente com
características bastante distintas, contribuiu para o desenvolvimento do estudo de
caso da Bacia de Santos. A seguir, são apresentadas as considerações finais nas
quais são retomados os principais pontos abordados ao longo do trabalho.
A consideração dos impactos cumulativos é essencial para se
avaliar o impacto total, sobre as componentes ambientais, causado por uma
série de ações que ocorrem ou ocorrerão em uma região ao longo do tempo.
Nas últimas décadas, é notável o aumento da preocupação quanto aos
impactos cumulativos causados pela realização de uma série de ações em uma
mesma região, com proximidade temporal. O objetivo da avaliação de impactos
cumulativos é entender como uma componente ambiental é ou pode ser afetada por
todas essas ações.
A avaliação de impactos cumulativos em nível estratégico
apresenta benefícios se comparada com a avaliação em nível operacional, de
projeto.
Diversos países do mundo, como o Brasil, exigem a consideração dos
impactos cumulativos na Avaliação de Impacto Ambiental realizada no âmbito do
licenciamento ambiental de projetos. Entretanto, a ineficiência e a limitação da AIA
para considerar impactos causados por outras ações tem motivado o desenvolvimento
da Avaliação de Impactos Cumulativos em nível estratégico, vinculada à Avaliação
Ambiental Estratégia. Além de normalmente apresentar maior abrangência espacial, a
AAE permite a prévia identificação dos potenciais impactos cumulativos, possibilitando
a seleção de planos, programas e políticas que causem menos efeitos cumulativos,
bem como a adoção de medidas mais eficientes de mitigação.
No Brasil, o setor hidrelétrico é o que possui maior experiência em
considerar os impactos cumulativos. No setor de petróleo e gás, começam a
surgir instrumentos estratégicos.
O setor hidrelétrico já avalia a interferência cumulativa da instalação de uma
série de hidrelétricas em uma mesma bacia hidrográfica através da Avaliação
Ambiental Integrada. Recentemente, a Portaria MME/MMA nº 198/12, instituiu a
Avaliação Ambiental das Áreas Sedimentares que permitirá a tomada de decisão em
76
nível estratégico quanto à oferta de blocos exploratórios de petróleo e gás natural,
além de contribuir para o licenciamento ambiental.
A descoberta do pré-sal fará com que as atividades de E&P na
Bacia de Santos se intensifiquem nos próximos anos, trazendo alterações
ambientais e socioeconômicas para a região.
Desde a descoberta dos reservatórios do pré-sal, em 2006, nota-se um
expressivo crescimento das atividades de E&P no país. No foco desse crescimento,
está a Bacia de Santos que, nos últimos dois anos, quase triplicou sua produção
devido ao início da produção do Campo de Lula, no polo pré-sal. Diferentemente da
Bacia de Campos, a maior produtora do país onde as atividades de E&P já estão
consolidadas, a expansão das atividades ainda provocará muitas modificações
ambientais e socioeconômicas na Bacia de Santos.
O predomínio da Petrobras frente às atividades de E&P na Bacia de
Santos pode facilitar a gestão dos impactos cumulativos.
O histórico das atividades de E&P na Bacia de Santos mostra que mesmo com
o fim do monopólio a Petrobras permanecerá como a principal empresa responsável
pelas atividades na região, sobretudo, nas áreas do pré-sal devido à cessão onerosa.
Esse predomínio pode ser vantajoso para a avaliação e gestão dos impactos
cumulativos, visto que a adoção de medidas de controle e mitigadoras será feita
praticamente por uma única empresa. Isso evita que uma empresa se negue a mitigar
os impactos causados pelas demais. Porém é preciso que os órgãos responsáveis,
principalmente o IBAMA, sejam incisivos no estabelecimento e na fiscalização de tais
medidas.
No ambiente offshore, os impactos cumulativos são improváveis
devido às altas capacidades de assimilação e dispersão do mar e da atmosfera.
Destaca-se, entretanto, a falta de conhecimento científico, principalmente em
águas profundas.
Apesar da relevância dos efeitos cumulativos o desenvolvimento das atividades
de E&P de petróleo e gás natural, como foi apresentado no estudo de caso sobre o
North Slope no Alasca, há uma carência de estudos científicos sobre o tema no Brasil.
No ambiente offshore, a sobreposição de impactos é muitas vezes desconsiderada
devido à distância física entre as fontes emissoras, à alta capacidade de dispersão da
água e do ar.
Porém, deve-se destacar também a falta de conhecimento científico mais
profundo das componentes ambientais existentes, sobretudo nas áreas do pré-sal,
como apresentado na Figura 6.7, o que dificulta a avaliação e a gestão dos impactos
77
cumulativos. Sendo este também um fator que ressalta a necessidade de se agir com
responsabilidade ambiental no controle dos aspectos ambientais, através de
regulamentações e fiscalizações, independente da potencial capacidade de
assimilação do meio.
Os principais impactos cumulativos na Bacia de Santos não estão
vinculados diretamente às atividades de E&P, e sim às atividades associadas
que apresentam maior grau de interferência na zona costeira.
Cabe ressaltar que a intensificação das atividades de E&P não se traduz
apenas no aumento do número de sondas e plataformas perfurando e produzindo,
existe uma cadeia de atividades e serviços relacionada, formada por embarcações de
apoio, navios aliviadores, entre outros. Portanto, a interferência das atividades nas
componentes socioambientais não se limita aos impactos gerados pelas unidades de
E&P, é preciso avaliar o efeito total, ou seja, os efeitos cumulativos.
Pelo contrário, constata-se que os aspectos ambientais gerados pelas sondas
de perfuração e plataformas de produção, como o descarte de cascalho, lançamento
de água de produção e efluentes, emissões atmosféricas (locais), entre outros,
dificilmente provocarão efeitos que se sobreponham. A cumulatividade de impactos
acontece de forma mais significativa nas atividades associadas à E&P que
apresentam maior grau de interferência nas atividades desenvolvidas na zona
costeira, como ilustrado no conflito pelo uso do espaço marítimo da Baía de
Guanabara (Figura 6.5). Cabe ainda destacar, que apesar de não ter sido o foco desse
trabalho, as alterações no meio socioeconômico motivadas pela geração de
empregos, pagamento de royalties, entre outros fatores, possuem grande potencial de
acumulação.
Neste sentindo, questiona-se a capacidade da AIA em avaliar e gerir os
impactos cumulativos gerados pelas atividades associadas à E&P. Nota-se a ausência
de instrumentos a nível estratégico no desenvolvimento do pré-sal, o que não só
dificulta o processo de licenciamento como reduz a possibilidade de seleção de
alternativas menos impactantes e de medidas de mitigação mais eficazes.
Os maiores impactos da E&P offshore são causados quando
ocorrem grandes derramamentos de óleo, principalmente próximos às regiões
costeiras.
A maior preocupação da sociedade quanto à expansão das atividades de E&P
na Bacia de Santos é referente aos potenciais danos causados por acidentes com
vazamento de óleo. Somente essa constante preocupação já pode ser considerado
um impacto cumulativo. Outro fato relevante é que o histórico de acidentes mostra
78
uma série de ocorrências com proximidade temporal em locais como a Baía de
Guanabara e o Canal de São Sebastião, onde há um intenso tráfego de navios
aliviadores devido aos terminais e demais instalações ali presentes, indicando que os
ecossistemas não tiveram tempo suficiente para se recuperarem, caracterizando a
ocorrência de impactos cumulativos.
A intensificação das atividades de E&P não provoca só a
cumulatividade de impactos como também a cumulatividade de riscos.
A intensificação das atividades faz como que o risco de ocorrência de
acidentes aumente, devido ao aumento da exposição aos perigos, caracterizando a
cumulatividade de riscos. Aliado a isso, a introdução de novas tecnologias é um
desafio para a análise de riscos dos empreendimentos. Novamente, a incorporação da
avaliação de riscos apenas na fase operacional de licenciamento ambiental, reduz a
possibilidade de manobras e de adoção de opções que forneçam o menor risco para o
meio ambiente.
A estrutura de resposta a grandes vazamentos de óleo é frágil
devido à ausência dos planos de área e do PNC.
Os Planos de Emergência e Contingência são essenciais para minimizar
potenciais impactos causados pelo vazamento de óleo, principalmente, no que se
refere à proteção de ambientes mais sensíveis como manguezais. Atualmente, o
Plano de Emergência Individual, o primeiro no nível hierárquico de resposta e com
menor capacidade, é o único plano efetivamente existente devido sua exigência
durante o licenciamento ambiental. O sistema de resposta brasileiro, instituído pela Lei
nº 9.966/00, ainda carece da implementação dos Planos de Área e, principalmente, do
Plano Nacional de Contingência.
Na ausência desses elementos, nota-se que o desenvolvimento das atividades
de E&P no país é resguardado pela capacidade de resposta da Petrobras, que após
os sucessivos acidentes na Baía de Guanabara, por exemplo, investiu na criação da
Rede Nacional de Proteção. Dessa forma, as atividades da Bacia de Santos contam
com um plano regional de resposta a acidentes, o PEVO-BS.
Contudo, a intensificação das atividades, a cumulatividade de riscos, a
introdução de novos cenários acidentais devido ao uso de novas tecnologias, entre
outros elementos, expõem a fragilidade da ausência de uma estrutura organizacional
nacional, como o PNC, principalmente frente à possibilidade de ocorrência de
acidentes de grandes proporções como o ocorrido no Golfo do México em 2010.
79
Bibliografia
ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Portaria
ANP nº 249, de 01 de novembro de 2000 - Aprova o Regulamento Técnico de
Queimas e Perdas de Petróleo e Gás Natural, que dispõe sobre as questões
relacionadas com as queimas em flares e as perdas de gás natural., 2000.
Disponivel em:
<http://nxt.anp.gov.br/nxt/gateway.dll/leg/folder_portarias_anp/portarias_anp_tec/2000/
novembro/panp%20249%20-%202000.xml?fn=document-
frame.htm$f=templates$3.0>. Acesso em: setembro 2012.
ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
Desenvolvimento e Produção, 2012a. Disponivel em:
<http://www.anp.gov.br/?pg=14479&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1345
666616087>. Acesso em: agosto 2012.
ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Regime
Regulatório Misto, 2012b. Disponivel em: <http://www.anp.gov.br/?pg=57842>.
Acesso em: agosto 2012.
ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Boletim
Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, 2012c. Disponivel em:
<http://www.anp.gov.br/?pg=61388&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1345
684169636>. Acesso em: agosto 2012.
ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. BDEP -
Banco de Dados de Exploração e Produção - WebMaps, 2012d. Disponivel em:
<http://maps.bdep.gov.br/website/mapas/viewer.htm>. Acesso em: julho 2012.
ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Relação
de gasodutos de transferência e escoamento da produção, 2012e. Disponivel em:
<http://www.anp.gov.br/?id=358:>. Acesso em: agosto 2012.
BACIA DE SANTOS. Bacia de Santos.com. A Bacia de Santos, 2012.
Disponivel em: <http://www.baciadesantos.com/baciadesantos.htm>. Acesso em:
agosto 2012.
BRASIL. Resolução CONAMA nº 393, de 8 de agosto de 2007 - Dispõe
sobre o descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas
marítimas de petróleo e gás natural, e dá outras providências. Disponivel em:
<http://www.mma.gov.br/port/conama/legiabre.cfm?codlegi=541>.
80
BRASIL. Resolução CONAMA nº 01, de 23 de janeiro de 1986 - Dispõe
sobre critérios básicos e diretrizes gerais para a avaliação de impacto
ambiental., 1986. Disponivel em:
<http://www.mma.gov.br/port/conama/res/res86/res0186.html>. Acesso em: julho
2012.
BRASIL. Resolução CONAMA nº23, de 7 de dezembro de 1994 - Institui
procedimentos específicos para o licenciamento das atividades relacionadas à
exploração e lavra de jazidas de combustíveis líquidos e gás natural., 1994.
Disponivel em: <http://www.mma.gov.br/port/conama/res/res94/res2394.html>. Acesso
em: julho 2012.
BRASIL. Resolução CONAMA nº 237, de 19 de dezembro de 1997 - Dispõe
sobre a revisão e complementação dos procedimentos e critérios utilizados para
o licenciamento ambiental., 1997. Disponivel em:
<http://www.mma.gov.br/port/conama/legiabre.cfm?codlegi=237>. Acesso em: agosto
2012.
BRASIL. Lei nº 9478, de 6 de agosto de 1997 - Dispõe sobre a política
energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o
Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá
outras providências., 1997. Disponivel em:
<http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9478.htm>. Acesso em: agosto 2012.
BRASIL. Lei nº 9966, de 28 de Abril de 2000 - Dispõe sobre a prevenção, o
controle e a fiscalização da poluição causada por lançamento de óleo e outras
substâncias nocivas ou perigosas em águas sob jurisdição nacional e dá outras
providências., 2000. Disponivel em:
<http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/L9966.htm>. Acesso em: setembro 2012.
BRASIL. Decreto nº 4.871, de 6 de novembro de 2003 - Dispõe sobre a
instituição dos Planos de Áreas para o combate à poluição por óleo em águas
sob jurisdição nacional e dá outras providências., 2003. Disponivel em:
<http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/2003/d4871.htm>. Acesso em: setembro
2012.
BRASIL. Resolução CONAMA nº 350, de 6 de julho de 2004 - Dispõe sobre
o licenciamento ambiental específico das atividades de aquisição de dados
sísmicos marítimos e em zonas de transição., 2004. Disponivel em:
<http://www.mma.gov.br/port/conama/legiabre.cfm?codlegi=451>. Acesso em: julho
2012.
81
BRASIL. Resolução CONAMA nº398, 11 de junho de 2008 - Dispõe sobre o
conteúdo mínimo do Plano de Emergência Individual para incidentes de poluição
por óleo em águas sob jurisdição nacional., 2008. Disponivel em:
<http://www.mma.gov.br/port/conama/legiabre.cfm?codlegi=575>. Acesso em: agosto
2012.
BRASIL. Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010 - Dispõe sobre a
exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos
fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas
estratégicas;, 2010. Disponivel em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-
2010/2010/Lei/L12351.htm>. Acesso em: agosto 2012.
BRASIL. Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010 - Autoriza a União a ceder
onerosamente à Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS o exercício das
atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos., 2010. Disponivel em:
<http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2007-2010/2010/Lei/L12276.htm>. Acesso
em: agosto 2012.
BRASIL. Lei nº 12.304, de 2 de agosto de 2010 - Autoriza o Poder
Executivo a criar a empresa pública denominada Empresa Brasileira de
Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e dá
outras providências., 2010. Disponivel em:
<http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12304.htm>. Acesso
em: agosto 2012.
BRASIL. Portaria MMA nº 422, de 26 de outubro de 2011 - Dispõe sobre
procedimento para o licenciamento ambiental federal de atividades e
empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural no
ambiente marinho e em zona de transição terra-mar., 2011. Disponivel em:
<http://www.ibama.gov.br/licenciamento/modulos/arquivo.php?cod_arqweb=Port422_1
1>. Acesso em: agosto 2012.
BRASIL. Brasil.gov.br. Pré-sal da Bacia de Santos mais de 25% dos
investimentos da Petrobras até 2015, 2011. Disponivel em:
<http://www.brasil.gov.br/noticias/arquivos/2011/07/25/pre-sal-da-bacia-de-santos-vai-
receber-mais-de-25-dos-investimentos-da-petrobras-ate-2015>. Acesso em: agosto
2012.
BRASIL. Portaria Interministerial MME/MMA nº 198, de 5 de abril de 2012 -
Institui a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar, disciplinando sua relação
82
com o processo de outorga de blocos exploratórios e com processo de
licenciamento ambiental., 2012. Disponivel em:
<http://www.mme.gov.br/mme/galerias/arquivos/noticias/2012/Port_198_MME_MMA_
AAAS.pdf>. Acesso em: agosto 2012.
CALIXTO, E. Contribuições para Plano de Contigência para Derramento de
Petróleo e Derivados no Brasil. PPE/COPPE/UFRJ. Rio de Janeiro. 2011. Tese
(Doutorado).
CEAA. Canadian Environmental Assessment Agency. Addressing Cumulative
Environmental Effects under the Canadian Environmental Assessment Act, 2007.
Disponivel em: <http://www.ceaa.gc.ca/default.asp?lang=En&n=1F77F3C2-1>. Acesso
em: julho 2012.
CEQ. Considering Cumulative Effects under the National Environmental
Policy Act. Council on Environmental Quality. [S.l.], p. 122. 1997.
CETESB. Companhia Ambiental do Estado de São Paulo. Emergências
Qímicas - Principais acidentes no Brasil, 2012a. Disponivel em:
<http://www.cetesb.sp.gov.br/gerenciamento-de-riscos/vazamento-de-oleo/262-
panorama-geral>. Acesso em: setembro 2012.
CETESB. Companhia Ambiental do Estado de São Paulo. Encontro técnico
discute Plano de Área do Porto de São Sebastião (15/05), 2012b. Disponivel em:
<http://www.cetesb.sp.gov.br/noticia/393>. Acesso em: setembro 2012.
COOPER, L. M. Guidelines for Cumulative Effects Assessment in SEA of
Plans. EPMG - Imperial College London. Londres. 2004.
EPE. Empresa Pesquisa Energética. Balanço Energético Nacional 2011 (Ano
Base 2010), 2011. Disponivel em: <https://ben.epe.gov.br/default2011.aspx>. Acesso
em: julho 2012.
EPE. Empresa de Pesquisa Energética. Avaliação Ambiental Integrada,
2012. Acesso em: agosto 2012.
http://www.epe.gov.br/MeioAmbiente/Paginas/default.aspx?CategoriaID=101.
FERREIRA, L. D. C.; CANTARINO, A. A. A. Análise do Processo de Avaliação
de Impactos Ambientais Indiretos, Cumulativos e Sinérgicos nos Estudos de Impacto
Ambiental de Grande Projetos do PAC. VII Congresso Nacional de Excelência em
Gestão, 2011.
83
FIDLER, C.; NOBLE, B. Advancing strategic environmental assessment in the
offshore oil and gas sector: Lessons from Norway, Canada and the United Kingdom.
Environmental Impact Assessment Review, n. 34, p. 12-21, 2012.
GARCIA, K. C.; LA ROVERE, E. L. Petróleo - Acidentes Ambientais e
Riscos à Biodiversidade. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2011.
HOUSEKNECHT, D. W.; BIRD, K. J. Oil and Gas Resources of Artic Alaska
Petroleum Province. U.S. Geological Survey Porfessional Paper, 2005. Disponível
em http://pubs.usgs.gov/pp/pp1732/pp1732a/pp1732a.pdf. Acesso em agosto/2012.
IAIA. International Association for Impact Assessment. Principles of
Environmental Impact Assessment - Best Practice, p. 4, 1999. Disponivel em:
<http://www.iaia.org/publicdocuments/special-
publications/Principles%20of%20IA_web.pdf>. Acesso em: julho 2012.
IAIA. International Association for Impact Assessment. Cumulative Effects
Assessment and Management (CEAM), 2009. Disponivel em:
<http://www.iaia.org/iaiawiki/cea.ashx>. Acesso em: Julho 2012.
IBAMA. Informação ELPN/IBAMA nº012/03 - Impactos Ambientais da
Atividade de Prospecção Sísmica Marítima. Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e
dos Recursos Naturais Renováveis. Rio de Janeiro. 2003.
IBAMA. Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis. Informação ELPN/IBAMA nº012/03 - Impactos Ambientais da
Atividade de Prospecção Sísmica Marítima, Rio de Janeiro, 2003. Disponivel em:
<http://www.anp.gov.br/brnd/round6/guias/SISMICA/SISMICA_R6/Infotec.pdf>. Acesso
em: agosto 2012.
IBAMA. Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis. Nota Técnica CGPEG/DILIC/IBAMA nº 01/2011 - Projeto de Controle
da Poluição, 2011. Disponivel em:
<http://www.ibama.gov.br/licenciamento/anexos/Nota%20Tecnica%20CGPEG-DILIC-
IBAMA%2001-11%20-%20Projeto%20de%20Controle%20da%20Poluicao%20-
%20PCP.pdf>. Acesso em: setembro 2012.
IBAMA. Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais.
Licenciamento Ambiental - Perguntas Frequentes, 2012. Disponivel em:
<http://www.ibama.gov.br/perguntas-frequentes/licenciamento-ambiental>. Acesso em:
agosto 2012.
84
IBAMA. Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis. Licenciamento Ambiental - Perguntas Frequentes, 2012a. Disponivel
em: <http://www.ibama.gov.br/perguntas-frequentes/licenciamento-ambiental>. Acesso
em: agosto 2012.
IBAMA. Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis. Definições e criação de novos modelos eficazes de prevenção,
contingência e atendimento aos acidentes voltados, especificamente, para a
exploração e produção de petróleo, oriundo da camada do Pré-Sal, 2012b.
Disponivel em:
<http://www.google.com.br/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=7&cad=rja&ve
d=0CEcQFjAG&url=http%3A%2F%2Fwww2.camara.gov.br%2Fatividade-
legislativa%2Fcomissoes%2Fcomissoes-
permanentes%2Fcmads%2Feventos%2Faudiencias-publicas%2F08-05-2012-
definicao-e-criaca>. Acesso em: setembro 2012.
JORNAL O GLOBO. Navios fazem fila no mar e mudam paisagem da orla
da Zona Sul (15/06), 2012. Disponivel em: <http://oglobo.globo.com/rio/navios-fazem-
fila-no-mar-mudam-paisagem-da-orla-da-zona-sul-5209580>. Acesso em: setembro
2012.
JORNAL O GLOBO. Número de barcos na Baía de Guanabara cresce 146%
em três anos e preocupa ambientalistas (24/03), 2012. Disponivel em:
<http://oglobo.globo.com/rio/numero-de-barcos-na-baia-de-guanabara-cresce-146-em-
tres-anos-preocupa-ambientalistas-4406364>. Acesso em: setembro 2012.
JORNAL O GLOBO. Hidréltricas do Pantanal são alvo de ação, Rio de
Janeiro, 21 ago. 2012. Disponivel em:
<http://oglobo.globo.com/economia/hidreletricas-do-pantanal-sao-alvo-de-acao-
5839442>. Acesso em: agosto 2012.
MARIANO, J. B. Proposta de Metodologia de Avaliação Integrada de
Riscos e Impactos Ambientais para Estudos de Avaliação Ambiental Estratégica
do Setor de Petroleo e Gás Natural em Áreas Offshore. PPE/COPPE/UFRJ. [S.l.].
2007. Tese (Doutorado).
MARIANO, J. B.; LA ROVERE, E. L. A Inserção da Variável Ambiental no
Processo de Seleção dos Blocos Ofertados nas Rodadas de Licitação de E&P da
ANP. 3º Congresso Brasileiro de P&D em Petróleo e Gás, Salvador, 2005.
Disponivel em: <http://www.portalabpg.org.br/PDPetro/3/trabalhos/IBP0342_05.pdf>.
85
MMA. Atlas de Sensibilidade Ambiental ao Óleo da Bacia Marítima de
Santos. Ministério do Meio Ambiente. Brasília. 2007.
MMA. Ministério de Meio Ambiente. Licenciamento Ambiental, 2012a.
Disponivel em: <http://www.mma.gov.br/governanca-ambiental/portal-nacional-de-
licenciamento-ambiental/licenciamento-ambiental/atualidades-
empreendimentos/item/8324>. Acesso em: agosto 2012.
MMA. Ministério do Meio Ambiente. Gerenciamento Costeiro -
Macrodiagnóstico, 2012b. Disponivel em: <http://www.mma.gov.br/gestao-
territorial/gerenciamento-costeiro/macrodiagnostico>. Acesso em: agosto 2012.
NRC. National Research Council. Cumulative Environmental Effects of Oil
and Gas Activities on Alaska's North Slope, 2003. Disponivel em:
<http://www.nap.edu/catalog/10639.html>. Acesso em: julho 2012.
NUNES, D. A. L. A. A Avaliação Ambiental Estratégica e os Impactes
Cumulativos. Instituto Superior Técnico. Lisboa. 2010. Dissertação (Mestrado).
OLIVEIRA, V. R. S. D. Impactos Cumulativos na Avaliação de Impactos
Ambientais : Fundamentação, metodologia, legislação, análise de experiências e
formas de abordagem. UFSCar. São Carlos, p. 160. 2008. Dissertação (Mestrado).
PANORAMIO. Fotografia área do Aeroporto de Deadhorse, 2012. Disponivel
em:
<http://www.panoramio.com/photo/4643503?source=wapi&referrer=kh.google.com>.
Acesso em: julho 2012.
PARTIDÁRIO, M. D. R. Agência Portuguesa do Ambiente. Guia de Boas
Práticas para Avaliação Ambiental Estratégica - Orientações metodológicas,
2007. Disponivel em: <http://www.apai.org.pt/m1/1201095788guiaaae.pdf>. Acesso
em: julho 2012.
PEDROSA, L. F. Análise dos Mecanismos de Planejamento e Resposta
para Incidentes com Derramamento de Óleo no Mar: Uma Proposta de Ação.
PPE/COPPE/UFRJ. Rio de Janeiro. 2012. Dissertação (Mestrado).
PETROBRAS. Relatório de Impacto Ambiental - Atividade de Perfuração
Marítima na Área Geográfica Bacia de Santos e Termo de Ajuste de Conduta da
Bacia de Santos. [S.l.]. 2010a.
PETROBRAS. Fatos e Dados. Conheça os Centros de Defesa Ambiental,
2010b. Disponivel em:
86
<hhttp://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2010/06/02/conheca-os-centros-de-
defesa-ambiental/>. Acesso em: setembro 2012.
PETROBRAS. EIA/RIMA - Projetos Integrados de Produção e Escoamento de
Petróleo e de Gás Natural no Polo Pré-Sal, Bacia de Santos. PEI FPSO BW Cidade
de São Vicente, 2010c. Disponivel em:
<http://siscom.ibama.gov.br/licenciamento_ambiental/Petroleo/Projetos%20Integrados
%20do%20Pr%C3%A9-
sal,%20Bacia%20de%20Santos,%20etapa%20I%20%28Revis%C3%A3o%2001%29/
EIA_Proj_Int_BS/Item-II-9_PEI-BW_Completo.pdf>. Acesso em: setembro 2012.
PETROBRAS. Relatório de Impacto Ambiental - RIMA para o
Desenvolvimento da Produção de Petróleo no Bloco BM-S-40, Áreas de Tiro e
Sídon, Bacia de Santos, 2011a. Disponivel em:
<http://siscom.ibama.gov.br/licenciamento_ambiental/Petroleo/Desenvolvimento%20da
%20Produ%C3%A7%C3%A3o%20de%20Petr%C3%B3leo%20np%20Bloco%20BM-
S-
40,%20%C3%81reas%20de%20Tiro%20e%20S%C3%ADdon,%20Bacia%20de%20S
antos/028125-EIA-RL-0001-01_Item-II-15-RIMA.pdf>. Acesso em: agosto 2012.
PETROBRAS. Relatório de Impacto Ambiental Projetos Integrados de
Escoamento de Petróleo e Gás Natural no Polo Pré-sal, Bacia de Santos, 2011b.
Disponivel em:
<http://siscom.ibama.gov.br/licenciamento_ambiental/Petroleo/Projetos%20Integrados
%20do%20Pr%C3%A9-
sal,%20Bacia%20de%20Santos,%20etapa%20I%20%28Revis%C3%A3o%2001%29/
EIA_Proj_Int_BS/Item_II-15_RIMA.pdf>. Acesso em: agosto 2012.
PETROBRAS. Plano de Negócio de Gestão 2012-2016 / Plano Estratégico
Petrobras 2020, 2012. Disponivel em:
<http://www.investidorpetrobras.com.br/lumis/portal/file/fileDownload.jsp?fileId=8A78D
684377273C001382F2F43EA33C0>. Acesso em: setembro 2012.
PLANALTO. Blog do Planalto. O Petróleo no Brasil, 2009. Disponivel em:
<http://blog.planalto.gov.br/o-petroleo-no-brasil/>. Acesso em: agosto 2012.
SÁNCHEZ, L. E. Avaliação Ambiental Estratégica e sua Aplicação no
Brasil, São Paulo, 2008a. Disponivel em: <http://www.iea.usp.br/iea/aaeartigo.pdf>.
Acesso em: julho 2012.
SÁNCHEZ, L. E. Avaliação de Impacto Ambiental: Conceitos e métodos. São
Paulo: Oficina de textos, 2008b.
87
SCHAFFEL, S. B. A questão ambiental na etapa de perfuração dos poços
marítimos de óleo e gás no Brasil. PPE/COPPE/UFRJ. Rio de Janeiro. 2002.
Disponível em:. Acesso em: setembro de 2012.
SCHLUMBERGER. Glossário da Schlumberger. Blowout, 2012. Disponivel
em: <http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=blowout>. Acesso em:
agosto 2012.
SPALING, H. Cumulative Effects Assessment: Concepts and Principles. Impact
Assessment, Ontário, Canadá, v. 12, n. 3, p. 231-251, 1994.
TEIXEIRA, I. M. V. O Uso da Avaliação Ambiental Estratégica no
Planejamenyo da Oferta de Blocos para Exploração e Produção de Petróleo e
Gás Natural no Brasil: Uma Proposta. PPE/COPPE/UFRJ. Rio de Janeiro, p. 308.
2008. Tese (Doutorado).
THERIVEL, R.; ROSS, B. Cumulative effects assessment: Does scale matter?
Environmental Impact Assessment Review, 2007.
TRANSPETRO. Terminais e Oleodutos. Terminais Aquaviários, 2012.
Disponivel em:
<http://www.transpetro.com.br/TranspetroSite/appmanager/transpPortal/transpInternet
?_nfpb=true&_windowLabel=barraMenu_3&_nffvid=%2FTranspetroSite%2Fportlets%2
FbarraMenu%2FbarraMenu.faces&_pageLabel=pagina_base&formConteudo:codigo=9
3>. Acesso em: agosto 2012.
TUCCI, C. E. M.; MENDES, C. A. Curso de Avaliação Ambiental Integrada
de Bacia Hidrográfica. Ministério do Meio Ambiente / RHAMA Consultoria Ambiental.
[S.l.]. 2006.
