SMS

Sergio de Carvalho, MScBrasil2015

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Objetivos: subsidiar a empresa quanto às vantagens e desvantagens das tecnologias modernas em trabalhos na área de petróleo e gás; aplicar tecnologias disponíveis pa ra trabalhos em trabalhos na área de petróleo e gás em termos de EPI e EPC visando segurança no trabalho e eficiência à empresa; atuar de modo preventivo frente aos riscos das tecnologias utilizadas em trabalhos na área de petróleo e gás; propor ações práticas e corretivas necessárias para garantir a saúde e o bem estar do trabalha-dor, de acordo com as NR e a política de SMS da empresa em trabalhos em espaços confinados; detectar e analisar gases e vapores; planejar o trabalho para que seja rea-lizado de forma segura, considerando os riscos relacionados à atividade; elaborar procedimentos de emergências considerando a planta física e a organização da empre sa; elaborar relatórios técnicos segundo a ABNT e a NR do MTE e das agências de controle do governo; gerenciar ações relativas ao meio ambiente e segurança do traba-lho; realizar treinamentos e simulações sobre procedimentos de emergências; avaliar o desempenho dos envolvidos nos treinamentos / simulações; elaborar relatórios téc nicos de conformidades e não conformidades segundo as ABNT e a legislação pertinente ao setor petroquímico de SMS; acompanhar a execução das atividades realizadas no processo produtivo de petróleo e gás, visando à SMS, evitando incidentes e acidentes; orientar o profissional enfermeiro para o setor de saúde ocupacional, capacitan do-o para desempenhar funções específicas de prevenção, manutenção e reabilitação com conhecimentos de gestão, higiene e segurança.

1. Legislação específica da área de petróleo e gás

Conselho nacional de política energética (CNPE): proposição da política energética nacional, em coordenação com as demais políticas públi-cas.Ministério de minas e energia (MME): formulação e implementação das políticas para o setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, de acordo com os princípios e objetivos da política energética nacional.Legislação Lei nº- nº 12.490, de 16⁄9⁄2011 – lei do petróleo, gás natural e biocombustíveis – dispõe sobre a introdução do biodiesel na matriz ener-gética

brasileira; a ANP passou a denominar-se agência nacional do petróleo, gás natural e biocombustíveis; atribuindo à ANP a regulação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria de biocombustível dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás na tural, de que trata o art. 177 da CFRB, bem com o sobre as atividades de tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural.

Decreto nº 8063, de 1º/8/2013; cria a empresa pública denominada empresa PPSA, tem por objeto a gestão dos contratos de partilha de

produção celebrados pelo MME e a gestão dos contratos para a comercialização de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos flui-dos da união; com a finalidade maximizar o resultado econômico dos contratos de partilha de produção e de comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da união.Contrato de cessão onerosa: modelo pelo qual nos foi concedido, excepcionalmente, o direito de produção de cinco bilhões de barris de óleo equivalente (boe), contra o pagamento de, em média, US$ 8,51 / boe; não há incidência de participação especial e os royalties são menores que no regime de concessão, sob esse modelo foram concedidos: Florim, Guará Sul, Iara, Tupi NE (Petrobras), campo de Búzios (Franco) e ca m po sul de Lula (sul de Tupi) uma área de 3.865 km², a duração do contrato é de 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos.Partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adqui-re o direito à apropriação do custo em óleo, do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do exceden-te em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato (lei n° 12.351, de 22/12/2010).Royalties: compensação financeira devida pelos concessionários, paga mensalmente, com relação a cada campo, a partir do mês em que o-correr a respectiva data de início da produção, sendo distribuída entre estados, municípios, Marinha do Brasil, ministério da ciência e tecno-logia e um fundo especial, administrado pelo Ministério da Fazenda.

2. Conhecimentos básicos da química orgânica (hidrocarbonetos e reações orgânicas)

Existe a idéia de que o petróleo é uma substância pertinente à modernidade e que sua função está diretamente interligada à produção de e-nergia. Desde os tempos passados, já se tinha o petróleo como necessidade do dia-a-dia. Exemplos das utilidades do petróleo na antiguida-de: mumificação – no Egito, o petróleo era conhecido como betume e era usado no tratamento de objetos de madeira, moradias, templos e nas “múmias”, era usado para calafetar as pirâmides, e também para mumificarem mortos e para pavimentação de estradas; impermeabiliza-ção de embarcações – usado por Noé para vedar as juntas de sua arca e torná-las resistente, e depois foi aprimorada pelos fenícios para que estes aventurassem na pirataria marítima; construção de edificações dos palácios suspensos da Babilônia por Nabucodonozor. substituía o ci-mento de hoje e fazia a ligadura entre a alvenaria de toda a construção; iluminação – Rockfeller leva para a China as primeiras lamparinas m ovidas a querosene, que substituía o óleo de baleia, que era muito mais caro que o petróleo; na idade antiga e média utilizavam o betume na ponta dos instrumentos de guerra, lançados contra o inimigo, para aumentar o poder de ação de suas tropas.Nas Américas, antes da chegada do homem branco, os incas já conheciam e usavam o petróleo para muitas aplicações, inclusive para a gue r ra.Na metade do século XIX, o americano coronel Edwin Laurentine Drake, nascido em New York, em 25/3/1819, cresceu numa família de fazen-deiros, antes de sair de casa aos 19 anos de idade, trabalhava em uma ferrovia comoescriturário, mensageiro e maquinista de trem. Em 1857, Drake cria a Seneca Oil Company para explorar petróleo o encontradas em Titusville, Pensilvânia, se interessou pela empresa e compra algu-

gumas ações. Contratou Drake por 1000 dólares anuais e o enviou à cidade em dezem-bro de 1857, construiu a 1ª torre de perfuração a partir de um poço para extrair o pe-tróleo com profundidade de 21m. Esta descoberta possibilitou a produção do petróleo em larga escala, dando início à indústria do petróleo no mundo na Pensilvânia, EUA, em 21/8/1859. Início da exploração nos EUA com o monopólio da Standard Oil Com-pany; editada a lei anti-truste “sherman act”, criando-se as 4 grandes empresas Esso, Texaco, Socony e Socal, por conta da divisão da Standard Oil, criada em 1870 por John Rockfeller. As 4 se juntaram a ENI, Shell e Amoco para formarem as chamadas “7 ir-mãs”, o poder das “7 irmãs” somente começa a declinar quando os países produtores começam a tomar controle sobre produção; atualmente, entre as companhia mais po-derosas estão também as estatais petrolíferas, sendo Aramco (Arábia Saudita), Gaz-prom (Rússia), CNPC (China), NIOC (Irã), PDVSA (Venezuela), Petrobras (Brasil) e Petro-nas (Malasia).

No Brasil, o início da exploração ocorreu em 1861, a constituição de 1891 não se manifestou a respeito; na fase do império, marquês de Olin-da concedeu à José Barros de Pimentel de realizar a extração de betume na Bahia, as margens do rio Marau. Até 1930, com Manoel Inácio de Bastos dando o inicio a fase moderna do petróleo no Brasil a partir de informações com base em relatos de que os moradores da região de Lo-bato – BA utilizavam uma “lama preta” como material combustível de suas na fase do império, o marquês de Olinda concedeu José Barros de Pimentel de realizar a extração de betume na Bahia, as margens do rio Marau. Até 1930, com Manoel Inácio de Bastos dando o inicio a fase moderna do petróleo no Brasil a partir de informações com base em relatos de que os moradores da região de Lobato – BA utilizavam uma “l a ma preta” como material combustível de suas lamparinas, pesquisadores desenvolveram várias buscas e chegaram a perfurar alguns poços, porém, sem grande êxito; aconteceu no ano de 1897, a 1º perfuração de um poço terrestre, na mesma cidade. Em 1907 foi criado o serviço ge ológico e mineralógico brasileiro, seguido pelo departamento nacional de produção mineral Manoel de Bastos, em 1932, entrega ao presiden te Getúlio Vargas um relatório em formato de laudo técnico que atestava o seu achado. Com idéia de assegurar os direitos das riquezas na-cionais, uma serie de medidas institucionais foram tomadas pelo governo brasileiro. O debate sobre a utilização e exploração dos recursos do subsolo, culminou na criação do CNP, em 1938. Entre tantas medidas, a mais importante, fora a de tornar todo o recurso do subsolo per-tencente à união. Apenas em 1941, após inúmeras prospecções, a união conseguiu anunciar o inicio da exploração petrolífera em Candeias, BA. Com o surgimento de outras descobertas – ainda que nem tão significativas, incentivaram o desenvolvimento e em 3/10/1953 é fundada a Petrobras, 32ª- maior companhia de energia do mundo, atuando na indústria de óleo, gás e energia, nos segmentos de exploração e produ-ção, refino, comercialização, transporte, petroquímica, distribuição de derivados, gás natural, energia elétrica, gás-química e biocombustíveis; localizada em 17 países, incluindo o Brasil; total de servidores: 80.908 empregados; plano de negócios 2014 – 2018: US$ 220,6 bilhões. A ex-ploração de petróleo em reservatórios situados na área offshore no Brasil iniciou-se em 1968, na bacia de Sergipe, campo de Guaricema pela

Petrobras 1 (P-1) 1ª- plataforma de petróleo no Brasil. Hoje, desativada e localizada em Salvador, BA; será transformada em museu. Em 1974, 1 ano depois de instalada a crise mundial, a Petrobras deu um grande salto que marcou sua história: a descoberta de petróleo na Bacia de Campos (RJ), no campo de Garoupa. A plataforma Sedco 135-D foi a 1ª- a produzir no campo de Enchova, em 1977, e a uma profundidade de 120m. Petróleo: todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado. Petróleo brent: mistura de pe-tróleos produzidos no mar do Norte, oriundos dos sistemas petrolíferos brent e ninian, com grau API de 39,4 e teor de enxofre de 0,34%. Pe-tróleo WTI: petróleo com grau API entre 38 e 40 e aproximadamente 0,3% em peso de enxofre, cuja cotação diária no mercado spot reflete o preço dos barris entregues em cushing, Oklahoma, nos EUA. Petróleo estabilizado: com pressão de vapor < a 70 kPa, na temperatura de medi- ção. Petróleo extra-pesado: todo petróleo com densidade > a 1,00 (ou grau API < a 10°). Petróleo leve: com densidade ≤ a 0,87 (ou grau API ≥ a 31°). Petróleo mediano: com densidade > a 0,87 e ≤ a 0,92 (ou grau API ≥ a 22° e < a 31°). Petróleo pesado: com densidade > a 0,92 e ≤ a 1,0 0 (ou grau API ≥ a 10° e < a 22°). Biocombustível: substância derivada de biomassa renovável, tal como biodiesel, etanol e outras substâncias estabelecidas em regulamento da ANP, que pode ser empregada diretamente ou mediante alterações em motores a combustão interna ou para outro tipo de geração de ener-gia, podendo substituir parcial ou totalmente combustíveis de origem fóssil. Gás associado ao petróleo: gás natural produzido de jazida onde ele é encontrado dissolvido no petróleo ou em contato com petróleo subja-cente saturado de gás. Gás canalizado: gás produzido a partir da nafta, consumido predominantemente pelo setor residencial. É distribuído nos centros urbanos, através das redes de distribuição das companhias estaduais de gás. Gás de refinaria: mistura contendo princi- palmente hidrocarbonetos gasosos (além de, em muitos casos, alguns compostos sulfurosos), produzida nas unidades de processo de refino do petró-leo. Os componentes mais comuns são hidrogênio, metano, etano, pro- pano, butanos, pentanos, etileno, propileno, butenos, pentenos e pe-quenas quantidades de outros componentes, como o butadieno. É utilizado principalmente como fonte de energia na própria refinaria. Gás de xisto: gás obtido da retortagem do xisto, após a separação do gás liquefeito de xisto. Gás liquefeito de petróleo (GLP): mistura de hidrocar-bonetos com alta pressão de vapor obtida do gás natural em unidades de processo especiais, que é mantida na fase líquida, em condições es-peciais de armazenamento na superfície. Gás natural comprimido (GNC): todo gás natural processado e condicionado para o transporte em r e servatórios, à temperatura ambiente e pressão próxima à condição de mínimo fator de compressibilidade, para fins de distribuição deste pro-duto. Gás natural liquefeito (GNL): fluido no estado líquido em condições criogênicas, composto predominantemente de metano, e podendo conter quantidades mínimas de etano, propano, nitrogênio ou outros componentes normalmente encontrados no gás natural. Gás natural não associado: gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e condensado (gás úmido). Gás natural ou gás: todo hidrocar-boneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gasíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros. Gás natural veicular (GNV): mistura combustível gasosa, tipicamente proveni-ente do gás natural e biogás, destinada ao uso veicular e cujo componente principal é o metano, observadas as especificações estabelecidas pela ANP.

Gás queimado: gás queimado no flare. Gás reinjetado: gás não-comercializado, que é retornado ao reservatório de origem, com o objetivo de forçar a saída do petróleo da rocha-reservatório, deslocando-o para um poço produtor. Este método é conhecido como "recuperação secun-dária", e é empregado quando a pressão do poço torna-se insuficiente para expulsar naturalmente o petróleo. Gás residual ou seco: todo hi-drocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça inteiramente na fase gasosa em quaisquer condições de reservatório ou de su-perfície. Gás úmido: todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que, embora originalmente na fase gasosa, venha a apresentar a formação de líquidos em diferentes condições de reservatório ou de superfície.Derivados de petróleo: produtos decorrentes da transformação físico-química do petróleo. Derivados energéticos de petróleo: derivados de petróleo utilizados predominantemente como combustíveis, isto é, com a finalidade de liberar energia, luz ou ambos, a partir de sua queima. Esta denominação abrange os seguintes derivados: GLP, gasolina A, gasolina de aviação, querosene iluminante, QAV, óleo diesel, óleo com-bustível e coque. Derivados não energéticos de petróleo: derivados de petróleo que, embora tenham significativo conteúdo energético, são u tilizados para fins não energéticos. Esta denominação abrange os seguintes derivados: graxas, lubrificantes, parafinas, asfaltos, solventes, co-que, nafta, extrato aromático, gasóleo de vácuo, óleo leve de reciclo, resíduo atmosférico (RAT), diluentes, n-parafinas, outros óleos de petró-leo, minerais betuminosos, bem como outros produtos de menor importância. Derivados básicos: hidrocarbonetos obtidos através do refino do petróleo de poço ou de xisto, bem como as frações recuperáveis do gás natural, relacionadas a seguir: gás liqüefeito de petróleo; gasoli-nas; naftas; querosenes; óleo diesel; gasóleos e óleos combustíveis.

3. Processos produtivos da área petroquímica (sísmica, prospecção, extração, refino, armazenamento e transporte)

O petróleo leva milhões de anos para ser formado nas rochas sedimentares e pode es-tar a mais de 5000m de profundidade no mar. Para se chegar à descoberta desses cam- pos, é preciso muito estudo e investimento, em um esforço que começa bem antes da perfuração de um poço e vai além da comprovação da presença desse óleo no solo. Quais os locais mais prováveis para uma descoberta? Qual o melhor ponto para perfu-rar? Qual o volume estimado de óleo? Essas são apenas algumas das questões que pre cisam ser respondidas na chamada fase de exploração, que é fundamental para garan-tir a reposição das reservas de petróleo e o suprimento das demandas por essa impor-tante fonte de energia. Confira o passo a passo: Aquisição de blocos exploratórios: o processo de descoberta de um campo de petróleo e gás natural tem início com a definição das áreas consideradas potenciais para as ati-vidades de exploração e produção. Isso é feito pela ANP com base em dados que de-monstrem indícios da presença de petróleo e gás natural. Com essas informações, a A NP delimita os blocos que serão disponibilizados para as empresas. Na indústria do pe

tróleo, o marco regulatório de exploração e produção define os diferentes modelos de transferência dos direitos de exploração do subsolo do governo para companhias públicas, privadas ou mistas. Nesses contratos, são previstas as atividades e os prazos da fase exploratória. O co-nhecimento geológico sobre as bacias sedimentares brasileiras é fundamental para a expansão contínua da atividade exploratória da indús-tria do petróleo. A união, proprietária exclusiva das riquezas minerais do subsolo, também ganha com a ampliação do potencial petrolífero, que gera emprego, renda, fortalece a economia nacional, impulsiona as economias locais e garante receitas. Por isso, a promoção de estudos geológicos é também uma atribuição legal da ANP. A atividade exploratória consiste na aquisição de dados, obtidos através de pesquisas nas bacias sedimentares (depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não), por concessionários, empresas de aquisição de dados (EAD), instituições acadêmicas ou pela própria ANP.

Estudos da bacia: após adquirir um bloco (parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produ-ção de petróleo e gás natural), a empresa ou consórcio de empresas analisa a bacia sedimentar para definir o local que tem maior chance de conter petróleo ou gás natural. Isso é feito com base nas condições que favoreceram no passado a acumulação de hidrocarbonetos. Pesquisa ou exploração: conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliar áreas, objetivando a descoberta e a identificação de jazidas de pe-tróleo ou gás natural (reservatório ou depósito já identificado e possível de ser posto em produção). Campo de petróleo ou de gás natural: área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um re-servatório, a profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção. São levantados e analisados: PEM – conjunto de atividades de geofísica e/ou geologia destinadas ao cumprimento das obrigações contratuais de um período exploratório, realizadas em áreas sob concessão de exploração. Sistema de informações gerenciais de exploração e produção (Sigep): base de dados responsável pelo controle dos estudos geológicos, atividades exploratórias e controle da produção de petróleo e gás natural, além do licenciamento ambiental; este sistema e todos os seus dados pertencem à ANP e devem ser usados e alterados em conformi-dade com as regulamentações adequadas. Cada atividade, seja levantamento de dados geofísicos, dados geoquímicos e dados geológicos, ou ainda perfuração de poços – é computada quantitativamente de acordo com a sua abrangência dentro de uma área de exploração e possui u-ma equivalência em unidades de trabalho (UT), correspondente ao parâmetro de oferta vencedor da área de exploração licitada. Dados geo-físicos – referentes à estrutura e composição das rochas em camadas profundas, obtidos por métodos de observação indireta, como a análise sísmica. Sísmica – técnica para obtenção de informações geológicas através da captação de sinais sonoros refletidos nas camadas subterrâne-as. Dados geofísicos não sísmicos – dados obtidos com a utilização de métodos geofísicos distintos da refração e reflexão das ondas sísmicas, tais como, mas não limitados a estes: métodos gravimétricos, magnetométricos e eletromagnéticos. Dados geofísicos sísmicos – dados obti- dos com a utilização de métodos geofísicos de reflexão de ondas sísmicas e/ou refração de ondas sísmicas. Gravimetria – método geofísico que envolve medidas do campo gravitacional terrestre, buscando identificar distribuições de massas e seus contrastes de densidade nos ma-teriais em sub superfície. É usado na prospecção mineral e petrolífera para determinar variações de densidade e espessura das rochas através da decomposição do campo gravimétrico no campo gravitacional. As rochas sedimentares caso preenchidas com óleo ou gás, geram anomali- as negativa dentro da própria formação geológica, podendo ser usada como um indicador direto na exploração de óleo e gás. Historicamente na prospecção petrolífera é usado como um método secundário a sísmica, porém de aplicação importante em ambientes de baixo contraste de impedância acústica. Através das anomalias do campo gravitacional é possível estimar variações laterais e verticais de densidade nas ro-chas reservatórios. A gravimetria como a magnetometria são classificadas como métodos potenciais, e possuem ótimo poder de investigação quanto a profundidade do embasamento, geralmente constituído por rochas metamórficas de alto grau e ígneas. Magnetometria – método geofísico baseado no poder de magnetização do campo magnético terrestre e na susceptibilidade magnética diferenciada dos materiais da te r ra. Eletromagnetometria – método que emprega campos eletromagnéticos, gerados por correntes alternadas de origem artificial ou natural. Essas correntes geram um campo magnético secundário que é analisado relativamente ao campo primário. Dados geológicos – obtidos atra-

vés da observação direta de rochas na superfície ou de amostras retiradas de poços perfurados. Método sísmico de reflexão: observa-se o comportamento das ondas sísmicas, após penetrarem na crosta, serem refletidas em contatos de 2 camadas de diferentes propriedades físi-cas, digo, elásticas, e retornarem à superfície, sendo, então detectadas por sensores (geofones ou hidrofones). É o principal método usado na prospecção do petróleo e gás por fornecerem detalhes da estrutura da crosta, bem como de propriedades físicas das camadas que compõem. O cálculo da profundidade em que se encontram as camadas, lembrando que a onda sísmica descreve um triângulo isóscele na sua trajetória. A principal variável do processo e o tempo de trânsito da onda sonora a partir do momento do disparo até a captação. Na sísmica de reflexão no mar; as ondas sonoras são produzidas por canhões de ar comprimido. Vibro 6 – processo sísmico de reflexão utilizando um dispositivo me-cânico montado sobre caminhões para produzir as ondas sonoras. Navio de pesquisa sísmica (research vessel - RV): embarcação destinada ao levantamento sísmico de determinada região a ser explorada ou revisada; seus equipamentos de levantamento geológico utilizam cabos com bóias e transdutores muito sensíveis lançados pela popa.

Rochas ígneas ou magmáticas são formadas a partir do resfriamento direto do magma do manto, são conhecidas como rochas primárias. Ro-chas metamórficas são rochas secundárias formadas a partir de outras rochas. Rochas sedimentares formadas pelo acúmulo de sedimentos o-riginados de outras rochas (ígneas, metamórficas ou mesmo sedimentares). Rocha geradora são as que contém matéria orgânica (querogênio), em quantidade e qualidade. Esta rocha deve ter passado por evolução térmica adequada para geração / expulsão de quantidades significati-vas de petróleo. São preferencialmente folhelhos, margas e calcilutitos. Rocha reservatório: corpo de rochas termoporosas, estratigraficamen-te definido e correlacionável. corpo de rochas termoporosas, estratigraficamente definido e correlacionável. Rocha selante são de baixas per-meabilidades que não permitem a migração do petróleo; caso estejam associadas adequadamente (estrutural ou estratigraficamente) às ro-chas reservatório formam a armadilha. Elementos de sub-superfície que têm influência na ocorrência do petróleo; os movimentos tectônicos

(falha normal, falha inversa e falha de deslocamento horizontal); as do-bras (anticlinal, sinclinal e arrastro), as discordâncias (angular, erosiva e inconformidade) e intrusões (paralela, domo salinas e vulcânicas).Pré-sal: rochas reservatórios que se encontram abaixo de uma extensa ca-mada de sal, que abrange o litoral do estado do ES até SC, ao longo de mais de 800 km de extensão por até 200 km de largura, em lâmina d’água que varia de 1500m a 3000m e soterramento entre 3000 e 4000 m.Pós-sal: camada do subsolo que se encontra acima da camada de sal situa da alguns quilômetros abaixo do leito do mar.Prospecto: feição geológica mapeada como resultado de estudos geofísi-cos e de interpretação geológica, que justificam a perfuração de poços ex-ploratórios para a localização de petróleo ou gás natural.

Observação 4D

A perfuração de um poço (fase de exploração – upstream) é a etapa que demanda maior investimento. O processo é feito por meio de uma sonda, que conta com uma coluna de perfuração com uma broca na extremidade, dentre outros equipamentos. As rochas são perfuradas por meio de movimentos de rotação. No mar, podem ser utilizados navios-sondas ou plataformas preparadas para realizar a perfuração. Somente nessa etapa pode-se afirmar efetivamente se naquela localidade há petróleo ou gás natural. Quando essa expectativa se confirma, configura-se uma descoberta, que deve ser notificada à ANP num prazo máximo de 72 h. Nas áreas contempladas no contrato de cessão onerosa, no pré-sal da UN-BS, perfurou-se 16 poços com índice de sucesso de 100%, ou seja, encontramos acumulações de petróleo em todos os poços perfurados.Plano de avaliação: na fase de perfuração, na maioria das vezes ainda não se tem informações suficientes para julgar se a descoberta é ou não viável comercialmente. Desta forma, o consórcio pode solicitar um tempo adicional negociado com a ANP para avaliar a nova jazida. Nesse caso, delimita uma área dentro do bloco, aprovada pela ANP, para fazer a avaliação da descoberta. Essa solicitação deve ser concretizada num documento chamado plano de avaliação, que contém o programa de trabalho e os investimentos necessários à avaliação de uma descoberta, incluindo possíveis testes.Avaliação da descoberta consiste na aquisição de novas informações técnicas, seja por meio de sísmicas, perfuração de poços, recolhimento de amostras ou testes de longa duração (TLD – água injetada em reservatório, com o objetivo de forçar a saída do petróleo da rocha-reservat ó rio, deslocando-o para um poço produtor. Este método é conhecido como “recuperação secundária”, e é empregado quando a pressão do po-ço torna-se insuficiente para expulsar naturalmente o petróleo). Com esses dados, é feita uma análise técnico-econômica com o intuito de ve-rificar a viabilidade comercial da descoberta. Caso a empresa ou o consórcio considere que a descoberta é economicamente atrativa, deve e-fetuar a declaração de comercialidade junto à ANP, apresentando à agência um documento que comprova sua afirmação, que é o relatório fi-nal de avaliação de descobertas. Este documento deve conter também a proposta de área a ser retida para desenvolvimento. É nesse mo-mento que se configura um campo de petróleo ou gás natural. Se a empresa ou consórcio decidir não fazer a declaração de comercialidade de uma descoberta avaliada, a área em questão deve ser integralmente devolvida. Na sequência da declaração de comercialidade, é feita uma revisão dos contratos junto à ANP. Em seguida, o campo passa para a fase de desenvolvimento, quando serão construídas as instalações ne-cessárias para a produção. A partir daí, teremos um campo produtor.Para fins de esclarecimento, poço – buraco perfurado no solo, através do qual se obtém ou se intenciona obter petróleo ou gás natural; bura-co perfurado no solo para a introdução de água ou gás sob pressão ou outros fluidos, em um reservatório; os poços exploratórios servem pa-ra extrair o óleo da rocha reservatório, podendo ser: de produção – poço que visa drenar uma ou mais jazidas de um campo; E são divididos em: pioneiro – visa testar a ocorrência de petróleo ou gás natural em um ou mais objetivos de um prospecto geológico, baseado em indicado- res obtidos por métodos geológicos ou geofísicos; estratigráfico – poço perfurado com a finalidade de se conhecer a coluna estratigráfica de uma bacia e obter outras informações geológicas de sub superfície; extensão – visa delimitar a acumulação de petróleo ou gás natural em um reservatório, podendo ser perfurado em qualquer fase do contrato de concessão; pioneiro adjacente – poço cujo objetivo é testar a ocorrên-cia de petróleo ou gás natural em área adjacente a uma descoberta; para jazida mais rasa – destina-se a testar a ocorrência de jazidas mais ra-

sas em determinada área; para jazida mais profunda – visa testar a ocorrência de jazidas mais profundas em determinada área; poço produ-tor comercial – todo poço que possibilite a drenagem econômica de petróleo e/ ou gás natural de um reservatório. Reservas: recursos descobertos de petróleo e gás natural comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data. As reservas prova-das são aquelas que, com base na análise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente de reservatórios desco-bertos e avaliados, com elevado grau de certeza, e cuja estimativa considere as condições econômicas vigentes, os métodos operacionais usu-almente viáveis e os regulamentos instituídos pela legislação petrolífera e tributária brasileiras. As reservas totais representam a soma das re-servas provadas, prováveis e possíveis. Reservas desenvolvidas: reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas através de po-ços existentes e quando todos os equipamentos necessários à produção já se encontram instalados. Reservas desenvolvidas a produzir: rese r vas de petróleo e gás natural que podem vir a ser recuperadas de intervalos completados porém fechados ou de poços fechados na data da e s timativa. Reservas desenvolvidas em produção: reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas de intervalos completados e em produção na data da estimativa. Reservas não desenvolvidas: reservas de petróleo e gás natural que podem vir a ser recuperadas através de novos poços em áreas não perfuradas, reentrada ou recompletação de poços existentes, ou que dependam da instalação de equipamentos de produção e transporte previstos nos projetos de recuperação convencional ou melhorada. Reservas possíveis: reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimati-va de reservas prováveis. Reservas prováveis: reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas provadas. Reservatório ou depósito: configuração geológica dotada de propriedades específicas, armazenadora de petróleo ou gás natural associado ou não. Reservatório de gás: todo reservatório que contém hidrocarbonetos predominantemente na fase gasosa. Reservatório de petróleo: todo reservatório que contém hidrocarbonetos predominantemente na fase líquida. Lavra ou produção: conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma jazida e de preparo para sua movi-mentação.Plataforma móvel: denominação genérica das embarcações empregadas diretamente nas atividades de prospecção, extração, produção e/ou armazenagem de petróleo e gás; incluem as unidades semi-submersíveis, navios sonda; as embarcações destinadas à realização de outras o-bras ou serviços, mesmo que apresentem características de construção similares às unidades enquadradas na definição anterior, não deverão ser consideradas plataformas para efeito de aplicação dos requisitos estabelecidos nesta norma e em demais códigos associados às atividades do petróleo.

Sistema de gestão da integridade de poços (SGIP): regulamentação baseada em performance (sistemas de gestão); práticas de gestão com fo-co na integridade de poços ao longo de seu ciclo de vida:

Foco nas barreiras de segurança (estabelecimento, teste, aceitação, monitoramento, gestão de mudanças); responsabilidade do operador do contrato; eliminar gap existentes no SGSO para operações de sondas de perfuração (gestão de riscos dos projetos de poços, gestão de mu-danças de projetos de poços, gestão da SIMOPS – concessionário x operador de instalação x empresas de serviço; auditoria de concessionár i o – manuais, premissas de projetos, estrutura de resposta à emergências); DSO: planilhas de projeto de poços e avaliação da criticidade x medidas de controle.Apresentação de dados básicos para projetos de poços críticos offshore (ofício circular nº 006/SSM/2014 de 14/11/2014): critérios de critici-dade – um projeto de poço será considerado crítico quando, pelo menos, uma das características for observada: para todos os projetos de poço – 1º- poço de uma nova DSO (documentação de segurança operacional) submetida para aprovação da ANP; poço pioneiro em um blo co; poço que necessita de autorização de início de atividade antecipada (DAIA) {http://anp.gov.br/?pg=67250&m=daia&t1=&t2=daia&t3=& t4=&ar=0&ps=1&cachebust=1416228894054}; para projetos de perfuração – pressão máxima de poros no reservatório > de 14.000psi; tem-peratura no reservatório > de 150 ºC; janela operacional < que 1 lb/gal em qualquer fase do poço, a partir do assentamento do BOP (blow out preventer); teor de CO2 > 50%; teor de H2S > 50ppm; densidade do fluido de perfuração > 14 lb/gal, a partir do assentamento do BOP; previsão de perdas severas > 40 bbls/h para a formação em fases que contenha; influência de injetores na pressão de poros do trecho a ser perfurados; presença de shallow harzard; para projetos de avaliação ou completação – pressão máxima de poros no reservatório > 14.000psi; temperatura no reservatório > 150ºC; teor de CO2 > 50%; teor de H2S > 50ppm; previsão de perdas severas > 40 bbls/h para a formação em fases que contenham HC; influência de injetores na pressão de poros do trecho a ser completado/avaliado; pressão de fluxo na superfí-cie > 5000; pressão de fraturamento na superfície > 10.000psi. Documentação necessária: para cada projeto de poço considerado crítico, o concessionário deverá entregar, em formato digital, os seguintes documentos: última versão da planilha critérios de criticidade & dados bá-sicos de projetos de poço (versão 1.002)devidamente preenchida; a planilha deverá ser gravada com a seguinte nomenclatura: código_do_ poço – versão_z onde, código_do_poço = nome do poço dado pelo concessionário; versão_z = versão do arquivo. Por exemplo, o original se-rá sempre 00; as análises de riscos afetas ao projeto do poço e às atividades de perfuração e/ou completação e/ou avaliação; e as curvas de avaliação das geopressões, o quadro de previsões geológicas, evidenciando a profundidade de assentamento das sapatas e as planilhas / re-sultados compilando as simulações de dimensionamento dos revestimentos e das colunas de produção/injeção/teste. Endereço para o envi-o das informações: os documentos listados no item 2 deverão ser encaminhados para o e-mail projetodepoco@anp.gov.br. O assunto do e-mail deverá seguir a mesma nomenclatura da planilha: código_do_poço – versão_z. Prazo de envio: a documentação necessária para cada

Projeto de poço crítico deverá ser enviada com antecedência mínima de 30 dias do início das atividades no poço. Necessidade de reenvio das informações: caso haja alteração > a 7 dias nas datas de início e/ou fim da atividade relativa a um projeto considerado crítico, cuja pla-nilha já fora enviada, o concessionário deverá enviar imediatamente (até 24 h) a planilha do projeto considerando o novo cronograma. A no-va planilha deverá ser gravada com o mesmo nome da planilha original, alterando apenas no nome da planilha a versão, que deverá ser incrementada em uma unidade sempre que forem reenviadas novas planilhas para o mesmo projeto de poço.DPPS (dynamic positionning - programa de segurança): programa de segurança criado para operações com sondas DP com o objetivo de di-minuir a possibilidade de incidentes de posicionamento dinâmico (perda da condição de manter a posição) e, na eventualidade de sua ocor-rência, minimizar seus efeitos (riscos de acidentes e/ou agressões ao meio ambiente).Desconexão de emergência EDS (emergency disconnection sequence): desvinculação da sonda DP em relação à cabeça de poço em caráter e-mergencial, na ocorrência de blackout, drive off ou quando são atingi dos valores limites pré-definidos de parâmetros de posicionamento [off-set /ângulo da LFJ (lower flex joint ] ou ainda operacionais (heave, esforços na cabeça de poço, stroke da slip joint, inclinação do riser). Estado de alarme amarelo: estado quando se constata um offset em relação ao poço e/ou deflexão da LFJ anormais, comprometendo a capa cidade operacional segura da unidade em termos de manutenção da posição. Estado de alarme vermelho: estado quando a desconexão de emergência apropriada deve ser executada o mais rápido possível, em função da perda irreversível da sua capacidade de manter posição, resultando em offset e deflexão da LFJ elevados e intoleráveis.Estado de operação degradado: estado quando a sonda perde a redundância mínima estabelecida para operação normal nos equipamentos e sistemas relacionados ao DP por algum tipo de falha, mau funcionamento ou excesso de solicitação, perdendo a capacidade operacio-nal segura da unidade no que se refere à manutenção da posição, embora ainda não tenham sido observados offset e/ou deflexão, anormais da LFJ.Mapa de restrições: mapa gerado plotando o diagrama de restrições sobre a locação, em conjunto com os obstáculos existentes na área ao redor desta locação, com a utilização do aplicativo SGO (sistema gerenciador de obstáculos). Métodos alternativos de segurança: alternativas empregadas para minimizar o risco de colisão da sonda ou de suas ferramentas, em caso de deriva por blackout, contra os obstáculos cuja presença no interior do diagrama de restrições seja inevitável. Operações críticas: operações que representam direta ou indiretamente risco de poluição ambiental, contaminação ou perda de controle do reservatório, altos prejuízos materiais e risco à integridade física das pessoas, principalmente no caso de desconexão de emergência mal sucedida durante sua execução. Rota de fuga: setores de azimute delimitados, no mapa de restrições, para onde a sonda deve se dirigir após uma desconexão de emergên-cia, sem correr o risco de colidir com obstáculos de superfície, de fundo e com o talude.Janela operacional: condições de trabalho que permitem realização de operações em condições seguras. Quando relativa a engenharia de poço é a margem de pressão entre a pressão de poros e a pressão de fratura a poço aberto. Quando relativa a operações em platafor-ma refere-se às condições meteo oceonográficas.

Etapa de produção (downstream): período iniciado na data de entrega da declaração de comercialidade de uma descoberta e finalizado com a conclusão das atividades compreendidas no desenvolvimento, conforme descrito no plano de desenvolvimento ou no plano de reabilitação de jazida ou o abandono do desenvolvimento.Etapa da fase de produção: estágio em que se encontra um campo, ou seja, em desenvolvimento, em produção ou em abandono. Refino ou refinação (midstream): conjunto de processos destinados a transformar o petróleo em derivados de petróleo.Re-refino: categoria de processos industriais de remoção de contaminantes, produtos de degradação e aditivos dos óleos lubrificantes usados ou contaminados, conferindo-lhes características de óleos lubrificantes básicos, conforme legislação específica. Polo de processamento de gás natural: complexo industrial constituído de instalações industriais (unidades de processamento de gás natural) que objetiva separar as frações existentes no gás natural, podendo partilhar instalações auxiliares, gerando, inclusive, produtos acabados.Craqueamento: processo de refino de hidrocarbonetos, que consiste em quebrar as moléculas maiores e mais complexas em moléculas mais simples e leves, com o objetivo de aumentar a proporção dos produtos mais leves e voláteis. Há 2 tipos de craqueamento: térmico, feito pela aplicação de calor e pressão; e catalítico, que utiliza catalisadores para permitir, a igual temperatura, a transformação mais profunda e bem d i rigida de frações que podem ser mais pesadas.Coque de petróleo: produto sólido, negro e brilhante, resultante do processo de craqueamento de resíduos pesados (coqueamento), essenci-almente constituído de carbono (90 a 95%), e que queima sem deixar cinzas. Utilizado na fabricação de coque calcinado, pela indústria do a-lumínio e na fabricação de eletrodos; na produção de coque siderúrgico, em mistura com carvão mineral; na fabricação de carboneto de cál-cio e carboneto de silício, em metalurgia, como redutor.Refinaria de petróleo: unidade industrial que utiliza como matéria-prima o petróleo vindo de unidade de extração e produção de um campo

e que, através de processos que incluem aquecimento, fracionamento, pressão, vácuo, reaquecimento na presença de catalisadores, gera der irivados de petróleo desde os mais leves (gás de refinaria, GLP, nafta) até os mais pesados (bunker, óleo combustível), além de frações sóli-das, tais como coque e resíduo asfáltico. Unidade de estabilização de condensado e diesel (UECD): instalação industrial que objetiva aprovei-tar uma mistura de condensado e petróleo para a produção de óleo diesel e nafta. Unidade de fracionamento de líquidos de gás natural (U F L): instalação industrial que objetiva separar o LGN obtido na URL em correntes contendo etano, propano, GLP e C5+. Unidade de processa-mento de condensados de gás natural (UPCGN): instalação industrial que objetiva separar as frações leves existentes no condensado do gás natural produzido nos dutos que transportam o gás do mar para a terra, ou nas URGNs, estas instalações são compostas de unidades de fraci-onamento de líquidos de gás natural (UFL), gerando propano, butano, GLP e C5+. Unidade de processamento de gás natural (UPGN) : instala-ção industrial que objetiva realizar a separação das frações pesadas (propano e mais pesados) existentes no gás natural, do metano e etano, gerando GLP e gasolina natural (C5+). Unidade de recuperação de gás natural (URGN): unidade de recuperação de gás natural – instalação in-dustrial que objetiva separar o metano e o etano das frações mais pesadas, contendo C3+ na forma de líquido (LGN). Unidade de recuperação de líquidos de gás natural (URL): instalação industrial que visa separar o metano das frações mais pesadas, contendo C2+ na forma de líquido (LGN).

Unidade estacionária de produção, armazenagem e transferência (floating production stora ge offloading (FPSO) são navios com capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás natural. No convés do navio, é ins-talada um planta de processo para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de sepa-rado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo trans-ferido para um navio aliviador de tempos em tempos. O navio aliviador é um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. O gás comprimido é enviado para terra através de gasodutos e/ou reinjetado no reservatório. Os maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 milhões m³/dia. Petrobras Transportes SA (Transpetro): subsidiária integral da Petrobras criada em 12/6/19 98, art. 65 – lei 9478; opera no país com oleodutos e gasodutos, terminais e navios-petro-leiros. Principais clientes: Petrobras, distribuidoras de combustível e indústria petroquími-ca. Missão: atuar de forma segura, rentável e integrada, com responsabilidade social e am-biental, no transporte e armazenamento de petróleo, derivados, gás, petroquímicos e reno-váveis.Os navios do Promef: Suezmax - navio petroleiro para o transporte de óleo cru, com capaci-dade de carregamento na faixa de 120 a 200 mil TPB. Baseado em um navio petroleiro ca-paz de navegar pelo canal de Suez, no Egito. Aramax – navio petroleiro para transporte de ó leo cru. A capacidade de carregamento está na faixa de 80 a 120 mil TPB. O nome é basea do na terminologia average freight rate assessment (AFRA), ou, em português, valor médio de frete. Panamax – navio petroleiro para o transporte de óleo cru e produtos escuros. A ca pacidade de carregamento está na faixa de 60 a 75 mil TPB. Baseado em um navio petrolei-ro que, devido a suas dimensões, alcançou o tamanho limite para passar nas eclusas do ca-nal do Panamá. As embarcações do tipo Panamax contratadas pelo Promef terão shallow draft (calado baixo), para adequação aos portos brasileiros. Navio petroleiro para o trans-porte de produtos claros derivados de petróleo, como diesel, nafta, gasolina e querosene de aviação, ou escuros, como óleo combustível. As embarcações solicitadas pelo Promef te-rão a capacidade de carregamento na faixa de 30 a 48mil TPB. Destinado prioritariamente à navegação de cabotagem. Gaseiro: tipo de embarcação construída para o transporte de gás

liquefeito de petróleo. Navio de bunker: navio para o transporte de óleo combustível pesado e/ou óleo diesel que tem como função abaste-cer outras embarcações. Navio DP: navio aliviador, de posicionamento dinâmico, que possui adicionalmente um grupo de propulsores geren-ciados por sistemas computadorizados que possibilitam manter a posição estacionária da embarcação em um determinado ponto próximo às plataformas para operação de offloading.Duto: conduto fechado destinado ao transporte ou transferência de petróleo, seus derivados ou gás natural.Segurança de dutos submarinosObjetivo RTDS: instituído regime de segurança operacional para dutos submarinos no Brasil; aprovar o RT de dutos submarinos.Foco: proteção da vida humana e do meio ambiente, integridade mecânica e operação segura das instalações.Características principais: gestão da segurança baseada em performance; requisitos não prescritivos; não limita o desenvolvimento de inova-ções tecnológicas. Resolução ANP nº 43/2007 (SGSO) – segurança operacional das instalações marítimas e perfuração e produção de petróle-

o e gás. RTDS – sistema de coleta da produção marítima sistema de escoamento da produção de ins-talação marítima sistema de injeção de instalação marítima de produção umbilicais.Exclusões: dutos terrestres; trechos terrestres de dutos de escoamento da produção de petróleo e gás natural de áreas de produção marítima a partir do limite definido no RT de dutos terrestres; tu-bulações internas de instalações de perfuração, produção e unidades de separação submarina; poços de petróleo e gás natural; árvores de natal; unidades de separação submarina; manifold; bom-bas multifásicas; e estações de compressão e bombeamento.Ciclo de vida das instalações: requisitos específicos – projeto; construção e instalação operação; de-sativação e integridade mecânica. Requisitos novos – operação; extensão de vida útil e reutilização.Pipe laying support vessel (PLSV): embarcação destinada ao lançamento e posicionamento no fundo do mar de linhas flexíveis e rígidas (risers) de produção de petróleo, além de cabos de telecomunica-ções; este tipo de embarcação, PLV surgiu devido a expansão mundial do mercado de exploração de petróleo; no Brasil, as descobertas de novos poços de petróleo e gás nas bacias de UN-BC, BS e ES es-tão gerando uma demanda de novas plataformas e, com isso, eleva a demanda por embarcações que realizem operações de lançamento de linhas dessas unidades; os PLSV não apresentam rota defini-da, pois não lançam constantemente linhas para as unidades de exploração, logo poderão atuar em diferentes blocos e bacias de petróleo ao redor do mundo; possui, um projeto bem detalhado e oti-mizado para operar em qualquer mar é essencial; características: possuem arranjo de convés bastan-te complexo; sistema de posicionamento dinâmico (DPS); equipadas com carretel para lançamento de linhas, rampa provida por tensionadores, guinchos, ROV (remotely operated vehicle): veículo o-perado remotamente para inspeção e intervenção submarina, bow-thrusters e stern-thrusters.

Abastecimento nacional de combustíveis: considerado de utilidade pública, abrange as seguintes atividades: produção, importação, exporta-ção, refino, beneficiamento, tratamento, processamento, transporte, transferência, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda, comer-cialização, avaliação de conformidade e certificação do petróleo, gás natural e seus derivados; produção, importação, exportação, armazena-gem, estocagem, distribuição, revenda, comercialização, avaliação de conformidade e certificação do biodiesel; comercialização, distribuição, revenda e controle de qualidade de álcool etílico combustível.Terminal: conjunto de instalações utilizadas para o recebimento, expedição e armazenagem de produtos da indústria do petróleo. Pode ser classificado como marítimo, fluvial, lacustre ou terrestre.Distribuição: atividade de comercialização por atacado com a rede varejista ou com grandes consumidoras de combustíveis, lubrificantes, as-faltos e gás liquefeito envasado, exercida por empresas especializadas, na forma das leis e regulamentos aplicáveis.Transporte: movimentação de petróleo, seus derivados, biocombustível ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse geral. Caminhão-tanque: veículo rodoviário destinado ao transporte de combustíveis. Caminhão-tanque abastecedor (CTA): veículo auto propelido constituído de tanque, carretel de mangueira, sistemas de bombeamento, filtragem, medição e controles, destinado a transportar combustí-vel do parque de abastecimento de aeronaves (PAA) até a aeronave e efetuar o seu abastecimento.Veículo transportador de GNL: veículo que dispõe de tanque criogênico, especialmente projetado e utilizado para o transporte e transvasa-mento de GNL, construído e operado com observância do disposto na ANP 118 e devidamente certificado pelo Inmetro.

Veículo transportador de GNC veículo utilizado para o transporte de gás natural comprimido, construí do e operado com observância do disposto na ANP, devidamente inspecionado pelo Inmetro e que a-tenda, ainda, as diretrizes estabelecidas pelo ministério dos transportes para a movimentação de pro-dutos perigosos.Posto revendedor: estabelecimento responsável pela atividade de revenda varejista de combustíveis automotivos.

4. Trabalho com líquidos e combustíveis nas atividades da ANP

Introdução: o trabalho com líquidos inflamáveis e combustíveis envolve risco de explosão, incêndio, contaminação do meio ambiente e comprometimento da saúde de pessoas. São as barreiras de segu-rança que permitem que os trabalhos sejam desenvolvidos de forma segura. A divulgação das informa ções que constam desse trabalho e a supervisão constante são medidas preventivas relevante impor-tância. Líquidos inflamáveis e combustíveis no âmbito deste trabalho deve ser entendido como: os produtos derivados de petróleo usualmente comercializados pela ANP (gasolina, álcool, diesel com seus respectivos aditivos, querosenes, jet, e óleo combustível (a depender da temperatura de armaze-

namento), tintas (vernizes), solventes (usados em algumas tintas e na limpeza de peças), colas (usada na aplicação de pisos e alguns revesti-mentos). Em função da volatilidade dos líquidos inflamáveis o local de armazenagem, mesmo que temporária, deve ser bem ventilado, com acesso restrito, e sinalizado. Próximo ao local deverão ser dispostos extintores portáteis, adequados ao volume armazenado. Maiores infor-mações sobre os líquido inflamáveis e combustíveis estão disponíveis na respectiva “folha de dados de segurança” – FDS, onde são apresent a dos os seguintes tópicos: identificação e composição do líquido, identificação dos riscos (SMS), medidas de 1º SOS, medidas de combate a in-cêndio, medidas em caso de incidente, manuseio e armazenagem, controle de exposição/proteção pessoal, propriedades químicas e físicas, informações toxicológicas, informações ecológicas, considerações sobre descarte, informações para transporte.Principais características: líquidos inflamáveis: são líquidos que possuem ponto de fulgor ≤ 60ºC. Gases inflamáveis: gases que inflamam com o ar a 20ºC e a uma pressão padrão de 101,3 kPa. Líquidos combustíveis: são líquidos com ponto de fulgor > 60º C e ≤ 93ºC. Miscibilidade é a propriedade dos líquidos se misturarem. Ponto de fulgor é a menor temperatura na qual ocorre a mistura inflamável. Na presença de uma fonte de ignição, inicia a reação de combustão. A quantidade de vapores é insuficiente para continuá-la. Ponto de combustão é a temperatu-ra poucos graus acima do ponto de fulgor na qual a quantidade de vapores é suficiente para iniciar e manter a combustão. Ponto de ignição éa menor temperatura de uma centelha ou de uma superfície que resulta no início e na continuidade da combustão de uma mistura inflamá-vel. Mistura inflamável é a faixa de concentração de vapores inflamáveis no ar onde é possível ocorrer a combustão. Essa faixa é limitada pe-

lo limite inferior de explosividade (LIE) e pelo limite superior de explosividade (LSE).Características: a combustão é uma reação química de elevada velocidade com produção de luz e calor. Para que essa esta reação tenha inicio e continuidade é necessário a presença de 4 elementos essenciais: combustível, comburente, fonte de ignição e reação em cadeia. Combustí-veis: sólidos: madeira, papel, tecido, borracha, plástico. Líquidos: gasolina, álcool, diesel, querosene, óleo combustível, tinta, verniz. Gasosos: acetileno, gás natural, gás liquefeito de petróleo, metano. Comburente: O2. Fontes de ignição: qualquer fonte que produza intensidade de ca-lor suficiente que permita a reação entre o combustível e O2. São exemplos: chama, superfície aquecida, centelha (de origem elétrica ou me-cânica) e raio. Reação em cadeia: a “quebra” das moléculas dos combustíveis pelo calor, produz radicais muito reativos que ao reagirem quim i camente produz mais calor para dar continuidade a combustão. Misturas inflamáveis: alguns líquidos, mesmo na temperatura ambiente liberam vapores que se misturam com o ar e formam misturas infla-máveis. Os líquidos não pegam fogo. A combustão ocorre nos vapores misturados ao ar na presença de uma fonte de ignição. Em geral, os va-pores dos líquidos são mais pesados que o ar, ou seja, descem em direção ao solo e podem, de forma imperceptível, ficarem retidos em lo-cais pouco ventilados (valas, canaletas e caixas de passagens).Fonte de ignição: conforme os exemplos mostrados, podem ser de diversas origens. É um grave erro subestimar o risco das fontes de ignição. Para que ocorra um incêndio ou uma explosão, basta uma centelha na presença de uma mistura inflamável. As fontes de ignição podem oco r rer na execução de um serviço, tais como: quedas de ferramentas; curto circuito; corte com maçarico, solda; superfícies aquecidas; instalações elétricas. A existência de uma mistura inflamável só pode ser detectada através de aparelho de medição (explosímetro). Dessa forma, deverá sempre ser considerado a presença dessa mistura em locais onde há operações com líquidos inflamáveis e serem tomadas as precauções. O i-nicio dos trabalho com fontes de calor em locais onde possa estar presentes vapores inflamáveis deve ser precedido de autorização formal a-través da PT. Procedimento: não aqueça os líquidos inflamáveis da classe II ou III acima do ponto de fulgor pois formarão mistura inflamável com o ar; não pulverize os líquidos inflamáveis na presença de uma fonte de calor; a combustão ocorrerá em temperatura inferior ao ponto de fulgor; não u se fontes de calor sem autorização em locais com pouca ventilação; a ignição de mistura inflamável em local fechado resulta em explosão.

Áreas classificadas: os equipamentos e as instalações elétricas devem aten-der normas específicas, de acordo com a classificação da área. É muito im-portante estabelecer as “barreiras de segurança“ necessárias à execução de um serviço; as recomendações sobre esta condição será tratada no “pro cedimento para trabalho em áreas perigosas (classificadas)“. As áreas são classificadas como a seguir – zona 0 = presença contínua de mistura infla-mável, zona 1 = presença da mistura inflamável em condições normais de trabalho é esperada; zona 2 = presença da mistura inflamável não é espera da de acontecer em condições normais de trabalho, e se vier acontecer, ela acontecerá por breve período, a presença da mistura inflamável pode acon

tecer em condições anormais de trabalho, por exemplo durante uma manutenção; área segura: não é esperado a presença de mistura inflamá vel. Instalações elétricas classificadas: os locais onde vapores inflamáveis possam estar presentes uma única centelha elétrica pode resultar em e x plosão ou em incêndio; as instalações e equipamentos elétricos devem ter sido especialmente fabricados e certificados para funcionarem ne s te ambiente, ou seja, não devem possibilitar a formação de centelha ou de superfícies aquecidas; todas os serviços em instalações elétricas devem ser precedidos de uma PT.Eletricidade estática: quando os líquidos são movimentados através de tubulações, bombas e principalmente pelos filtros há a formação e o a cúmulo de cargas elétricas nos equipamentos e nos líquidos. Essas cargas são chamadas de eletricidade estática e podem resultar em cente-lhas, que são fontes de ignição para misturas inflamáveis. Um caminhão tanque vai ser descarregado. O caminhão ou o produto nele contido pode reter cargas elétricas. Para evitar que a eletricidade estática se torne uma fonte de ignição, devem ser tomadas uma série de medidas, a saber: a 1ª delas é a ligação do tanque do caminhão à terra, através de cabo antiestático. O cabo deve ser feito de material condutor, para que possa descarregar a eletricidade estática existente, conduzindo-a a terra. O cabo deve ser sempre ligado antes de se abrir as bocas de vi-sita do caminhão tanque. Se a boca de visita do tanque for aberta antes da ligação do cabo terra, há possibilidade de descontinuidade elétri-ca com produção de uma centelha, que pode resultar na ignição da mistura de ar e vapor presente no local. Portanto, durante a operação de enchimento, descarga e na drenagem de líquidos inflamáveis a ligação do fio terra é imprescindível pois evita a formação de centelhas.Miscibilidade: a gasolina, o óleo diesel e o querosene são imissíveis com a água. O álcool etílico é completamente miscível com a água. Um derrame de gasolina, diesel ou querosene formará uma camada sobre a água, facilitando a recuperação . Entretanto, por serem imissíveis não serão diluídos e poderão evaporar e formar misturas inflamáveis. O álcool quando misturado com a água não poderá ser recuperado. Entre-tanto, tem reduzida a capacidade de evaporar, diminuindo a possibilidade de formar mistura inflamável. A mistura de 5 partes de água com 1 parte de álcool etílico resulta em solução não inflamável, na temperatura ambiente.

Risco para a saúde: as operações corretas com os líquidos inflamáveis e combustíveis reduzem os riscos para a saúde. Os vapores penetram com facilidade no organismo humano através da via respiratória, trazendo intoxicação. O contato frequente ou prolongado com os líquidos causa irritação e ressecamento da pele, podendo trazer dermatites. O trabalho com líquidos inflamáveis deve ser feito em locais ventilados. É necessário o uso de protetor respiratório,, nos trabalhos onde possa ocorrer exposição a concentração elevada de vapores, como por exem-plo no interior de tanque, escavações e caixa separadora. Use luvas, calçados e vestimentas impermeáveis se houver possibilidade de contato com a pele. Se ocorrer contato lave com água e sabão. O contato da pele com óleo combustível ou asfalto aquecido podem causar sérias quei-maduras. Caso ocorra o contato, não tente retirar o produto aderido a pele. Pequenas quantidades podem ser removidas com um pano mo-lhado com querosene. Se houver grande parte atingida resfriar o local com compressas geladas e obter atendimento médico. Distribuição e revenda – downstream: para garantir o abastecimento nacional, a ANP regula as atividades de distribuição, revenda, importa-ção e exportação de combustíveis líquidos, GLP, solventes, lubrificantes e biocombustíveis. A agência estabelece as especificações dos produ-tos, acompanha a qualidade e os preços praticados no mercado. Também fiscaliza e toma medidas para coibir infrações ou irregularidades na comercialização de combustíveis. Na fiscalização, a ANP atua em parceria com a PF, os MP de todos os estados e do DF, corpo de bombeiros, secretarias estaduais de fazenda e prefeituras. As ações fiscalizadoras são planejadas com base nas informações dos programas de monitora-mento da qualidade e de levantamento de preços e também a partir das denúncias recebidas de órgãos públicos, consumidores e agentes do setor.

5. Princípios básicos de salvatagem

Salvatagem é o conjunto de meios que asseguram a sustentação da vida humana.As embarcações classificadas de acordo com a convenção Solas “convenção internacional para a salvaguarda da vida no mar” é o mais impor-tante tratado sobre a segurança da marinha mercante. A 1ª versão Solas foi assinada em 1914, consequência direta do acidente com o Titanic. Hoje a SOLAS data de 1975, ano em que foi profundamente revista. No âmbito internacional temos outras convenções como código internaci-onal para construção e equipamentos e plataformas móveis de perfuração (MODU CODE) e código internacional de equipamentos salva-vidas (LSA). No Brasil temos: lei de segurança do tráfego aquaviário (LESTA), regulamento da lei de segurança do tráfego aquaviário (R-LESTA) e nor-mas da autoridade marítima (NORMAN).Cada governo possui um organismo com poderes instituídos para tratar dos assuntos ligados à regulamentação das operações marítimas. Es-ses organismos são denominados pelas convenções internacionais como administrações.Poder legislativo (congresso nacional) responsável por votar a aprovação das convenções que passam a ter força de lei no país.A secretaria de inspeção do trabalho através da IN 19 MTE (27/9/2000), no uso das atribuições que conferida pelo decreto 3129/99, conside-rou a necessidade de normatizar e uniformizar os procedimentos da fiscalização do trabalho aquaviário.A NR 30 – portaria MTE nº 2.062, de 30/12/2014, tem como objetivo a proteção e a regulamentação das condições de segurança e saúde dos trabalhadores aquaviários; para outras categorias de trabalhadores que realizem trabalhos a do de embarcações a regulamentação das condi-ções de segurança e saúde dos trabalhadores se dará na forma especificada nos anexos a esta norma. A IN MTE 19/2000 estabeleceu a competência das unidades regionais de inspeção do trabalho portuário e aquaviário em promover a

fiscali zação das condições do trabalho, segurança e saúde e de vida a bordo de embarcação comercial nacional ou estrangeira utilizada na navega-ção marítima, fluvial ou lacustre.

Representante do poder executivo (MB) responsável por implementar os dispositivos nas convenções aprovadas em lei. DPC é o órgão ligado ao ministério da marinha responsável por elaborar normas e regulamentos específicos bem como inspecionar e audi-

tar as embarcações operando em território brasileiro; com poderes de polícia responsável em fazer cumprir os requisitos estabelecidos pela D PC, aplicando às sansões cabíveis conforme o caso;

Sociedades classificadoras são empresas investidas de poderes conferidos pela DPC para atuar em nome do governo, brasileiro na emissão de certificados e execução de vistorias previstas nessas convenções.

IMO/ONU atua no sentido de motivar, a implementação de uma legislação marítima mais consistente e global, visando à garantia da segu- rança e prevenção da poluição marítima.

SOLAS (2014) convenção internacional para salvaguarda da vida no mar. Unidade móvel de perfuração (MODU) – embarcação capaz de engajar em operações de perfuração para a exploração abaixo do leito do

mar como hidrocarbonetos líquidos ou gasosos, enxofre ou sal.

Plataforma – instalação ou estrutura, fixa ou flutuante, destinada às atividades direta ou indiretamente relacionadas com a pesquisa, ex-ploração e explotação dos recursos oriundos do leito das águas interiores e seu subsolo ou do mar, inclusive da plataforma continental e seu subsolo.

Flotel é uma embarcação que presta serviços de apoio às atividades das plataformas de perfuração e/ou produção, como geração de ener-gia elétrica, hotelaria e facilidades de manutenção.

Os navios supridores (vessel supply) apresentam o convés principal livre para o transporte de cargas e suprimento são utilizados no apoio às plataformas de petróleo, transportando em seu deck tubos e equipamentos e, em silos, suprimentos como: cimento, lama, salmoura, água doce, óleo diesel, granéis; apresentam a super-estrutura avante; possuem tomadas de descarga de granéis líquidos e sólidos na parte de ré (popa) do convés principal e nos 2 bordos, onde se conectam os mangotes das unidades; há ainda uma versão menor o mini supply (MS) mas que desempenha as mesmas funções, porém com baixa potência e baixa capacidade de carga, 2.0HP e 300 TBP, respectivamente; caracterís-ticas: dimensões menores que as dos navios PSV’s, apresentando em geral de 30 a 80m de comprimento; potência entre 2.0 e 3.0HP; capaci- dade de carga em torno de 1.500TPB; possuem normalmente 6 silos para armazenagem de granéis líquidos e sólidos; impelidores laterais (bowthrusters e estern thrusters); função principal: transporte de suprimentos. Platform supply vessel (PSV) é um navio supridor de projeto otimizado para navegação em condições meteorológicas adversas (mar e

tem-po revoltos > de 5 na escala beaufort), possuem alta capacidade de manobra com recursos de ultima geração em posicionamento dinâmico, a lém de serem maiores que os supply boats; características: 60 a 100m de comprimento; 3.0 a 5.0HP de potência; capacidade de carga: > de 3. 0 TPB; impelidores laterais (bow-thrusters e stern-thrusters); apoio a navios-sonda e embarcações maiores; borda livre alta; utilizado no apoi-o às plataformas de petróleo, transportando material de suprimento: cimento, tubos, lama, salmoura, água doce, óleo, granéis. Rebocador e/ou empurrador é toda embarcação projetada ou adaptada para efetuar operações de reboque e ou empurra.

Os equipamentos necessários tanto na prevenção de acidentes quanto as ações de emergência: máscaras; calça dos de segurança, capacete, ó culos, cintos e protetor auricular.Equipamentos de salvatagem (norman 2, portaria nº 118/DPC, de 21/6/2011): embarcação de sobrevivência (baleeira), balsa salva-vidas, co-lete salva-vidas, bóia salva-vidas, roupa térmica, cobertor térmico, roupa de imersão e artefatos pirotécnicos (foquete paraquedas com estr e la colorida, fachos manuais), fumígeros, espelho heliográfico, lanterna, apito, transponder radar (SART), radio balizas sinalizadores de emer-gência (EPIRB). Simulados são treinamentos e exercícios regulares visando capacitar todos os tripulantes a enfrentar uma situação real de emergência. A nor-man 1 (portaria nº 311/DPC, 19/12/2014 ) prevê que todo membro da tripulação deve participar de 1 exercício de abandono do navio e de 1 exercício de combate a incêndio, pelo menos, 1 vez por mês. Os exercícios da tripulação devem ser efetuados dentro das 24 h que seguem à saída de um porto, se mais de 25% da tripulação não houver participado de exercícios de abandono do navio e de combate a incêndio a bor-do do navio em questão, no mês precedente. A bordo de um navio que efetue viagem internacional, a chamada de passageiros deve ser feita nas 24h que seguem ao seu embarque. Os passageiros devem ser instruídos quanto ao emprego dos coletes salva-vidas e de como agir em si-

tuação de emergência. Se apenas um pequeno nº- de passageiros embarcar em um porto que a instrução já tenha sido dada, será suficiente, ao invés de efetuar outra chamada, chamar a atenção dos novos passageiros para as instruções de emergência. A bordo de um navio que efe-tue uma viagem internacional curta, se uma chamada não for realizada na partida, os passageiros deverão ser alertados sobre as instruções de emergência. A bordo dos navios de passageiros, deverá haver um exercício de abandono do navio e um exercício de combate a incêndio todas as semanas.Exercício de abandono do navio deverá incluir: a chamada dos passageiros e dos tripulantes aos postos de abandono por meio do sinal de a-larme, assegurando-se que eles fiquem cientes da ordem de abandonar o navio, constante na tabela de postos; a apresentação aos postos de reunião e a preparação para as obrigações descritas na tabela de postos; a verificação de que os passageiros e os tripulantes estão com a in-dumentária adequada; a verificação de que os coletes salva-vidas estão colocados corretamente; arriar pelo menos uma embarcação salva-vi-das após haver feito os preparativos necessários para o lançamento; dar partida no motor da embarcação salva-vidas e sua operação; e a ope-ração dos turcos utilizados para o lançamento das balsas salva-vidas. Deve haver perfeita familiarização entre o ser humano e todos os meios, equipamentos, dispositivos, instalações que possam ser empregados nas situações de emergência principalmente quando resultarem em a-bandono da embarcação. São inúmeros os procedimentos a serem adotados numa emergência. O plano de controle de emergência prevê ba-sicamente: desligar equipamentos que produzem fonte de ignição/calor; pessoal não envolvido apanhar coletes e dirigir-se para o ponto de reunião; quem estiver trabalhando, desligar os equipamentos ou colocá-los em condição segura; ao toque de emergência é expressamente proibido fumar a bordo.Homem ao mar e resgate no mar: cada navio deve ter um plano de contingência na eventualidade de alguém cair na água; o plano deve cons i derar as características próprias do navio, o equipamento salva-vidas disponível e o tamanho da tripulação; por exemplo, um exercício típico pode ser a ação necessária quando os DPO observarem da ponte alguém caindo do convés principal no mar. Isso incluiria: executar uma curva de Williamson ou outra que o navio possa executar, segundo a conveniência; lançar a bóia salva-vidas de soltura rápida da ponte; soar o alar-me geral ou de emergência; anunciar o tipo de emergência no sistema de som para que o barco de resgate possa ser preparado; designar uma pessoa para o leme e posicionar vigias; marcar com o radar a posição do homem na água; iniciar mensagens de alerta como “pan-pan-pan”; e posicionar o navio no sotavento e lançar o bote de resgate. Deve ser lembrado que o comandante pode levar alguns min. para alcançar a po n te para assumir a operação e que algumas decisões devem ser tomadas antes que ele ali chegue; o procedimento de como recolher uma pes-soa do mar para dentro do barco deve preferivelmente ser praticado durante períodos em que o navio estiver ancorado; se uma busca for ne-cessária, os procedimentos descritos no manual de busca e resgate para navios mercantes (MERSAR), publicado pela IMO, devem ser adota-dos, especialmente se a busca for conduzida com outros navios.Exercício de incêndio deve incluir: comparecimento aos postos e preparação para os deveres descritos na tabela de postos; partida em uma bomba de incêndio e uso, no mínimo, dos 2 jatos de água exigidos para mostrar que o sistema está em condições apropriadas de funciona-mento; verificação dos equipamentos de bombeiro e de outros equipamentos pessoais de salvamento; verificação do equipamento de comu-nicação pertinente; verificação do funcionamento das portas estanques, portas de incêndio e “flaps” corta fogo; e verificação dos arranjos ne-

cessários para o subsequente abandono do navio. Exercícios com embarcações de salvatagem (norman 5, portaria nº 178/DPC, 24/8/2010) deverão ser registrados no diário de navegação, nas datas em que foram realizados, constando os pormenores mais interessantes da faina rea lizada. O seu uso, para transporte de material e pessoal, só poderá ser feito mediante autorização específica da DPC. A embarcação salva-vi-das é normalmente do tipo baleeira, isto é, tem proa e popa afiladas; é rígida, tem propulsão própria e é normalmente arriada por turcos ou lançada por queda livre; a embarcação salva-vidas não poderá possuir lotação acima de 150 pessoas .Operações com helicóptero: um nº- suficiente de membros da tripulação deve ser treinado nas operações com helicóptero. Uma lista de verif i cação de segurança deve ser usada como base na preparação de todas as operações com navio / helicóptero. A lista de verificações deve incl u ir recomendações típicas, como: todos os objetos soltos devem ser presos ou removidos; todas as antenas devem ser baixadas; mangueiras de incêndio devem estar prontas, à postos, bombas funcionando com água disponível na pressão correta para o convés; mangueiras de espuma, monitores e equipamento portátil de espuma devem estar prontos; equipamento adicional, como alicates de corte e alavancas, devem estar disponíveis; grades devem ser baixadas, onde necessário; e bandeirolas ou birutas devem ser usadas para indicar a direção do vento. Um pla-no de contingência deve ser estabelecido para minimizar o efeito da queda de um helicóptero no navio e os marinheiros devem ser treinados.