PAULO CESAR CARDOSO CAVACO GESTÃO DE TRATAMENTO DE ... · Figura 13 – Cavalo de pau e tanques de...

PAULO CESAR CARDOSO CAVACO

GESTÃO DE TRATAMENTO DE EFLUENTES E RECURSOS HÍDRIC OS EM INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TERRESTRES, COM ENFOQUE

EM NOVAS TECNOLOGIAS

Dissertação apresentada ao curso de Mestrado em Sistema de Gestão da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Sistemas de Gestão. Área de Concentração: Sistema de Gestão do Meio Ambiente.

Orientador Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.

Niterói 2004





Aprovada em 12 de novembro de 2004:

BANCA EXAMINADORA

_____________________________________________ Prof. Airton Bodstein de Barros, D.Sc.

Universidade Federal Fluminense

____________________________________________ Prof. Angela Maria Abreu de Barros, D.Sc.


___________________________________________ Marcelo Fernandes Mendes, D.Sc.

MTL Engenharia LTDA

Dedico esse trabalho

A meus pais Sylvio e Margarida pelo incentivo que sempre me deram nos estudos.

À minha mulher Barbara e minha filha Paola pela compreensão das horas não dedicadas à

família e pelo ânimo em continuar o presente trabalho.

AGRADECIMENTOS

À ENGENHARIA, especificamente à Implementação de Empreendimentos de Exploração,

Produção e Transporte Marítimo (IEEPT), que através de seus gerentes, proporcionaram a

disponibilidade para participação no curso.

Ao meu orientador Dr. Airton Bodstein de Barros pelo permanente incentivo, paciência e pela

orientação precisa do trabalho.

Aos colegas da Petrobras, pela ajuda e encorajamento, sem querer citar nominalmente para

não esquecer ninguém.

Agradecimento especial aos colegas de turma pelo convívio e pelas experiências trocadas, que

muito contribuíram e incentivaram ao desenvolvimento desse trabalho.

Um obrigado aos companheiros da UN-ES/NC onde foi feito o estudo de caso, pelo apoio e

presteza no atendimento de todas as solicitações feitas.

A Deus, que me permitiu ter condições de realizar esse trabalho.

All water has a source and every tree a root. (Chinese proverb) Toda água tem uma fonte e cada árvore uma raiz. (Provérbio Chinês - Tradução)

RESUMO

O grande desafio mundial do século XXI será sem dúvida a escassez da água. A possibilidade

concreta começa a se tornar a ameaça ao desenvolvimento econômico e social e à estabilidade

política mundial, levando a disputas pelo uso num futuro não muito distante. As instituições

públicas estão cada vez mais se capacitando e aumentando suas exigências ambientais. No

Brasil isso pode ser notado com o advento da Lei das Águas, Lei N 9.433/97. Por outro lado a

indústria petrolífera vem mudando em relação às questões ambientais, deixa de ver o assunto

como exigência legal, tentando transformá-lo em vantagem competitiva. Na atividade de

produção de petróleo, uma das principais preocupações ambientais é a água produzida que

representa a grande maioria dos resíduos associados à produção de óleo e gás. Nesse trabalho

o autor aborda as ações da gestão ambiental no setor de exploração e produção, mais

especificamente as que se referem ao tratamento de efluentes de campos terrestres de

produção de petróleo. É apresentado um panorama dos sistemas de gestão e também a

evolução da gestão de segurança, meio ambiente e saúde na Petrobras, com especial atenção

ao sistema de gestão de efluentes. O autor realizou um estudo em uma região produtora em

campos de produção terrestre no estado do Espírito Santo com foco na gestão da água

produzida. A partir daí apresentam-se as conclusões e sugestões para a indústria petrolífera

implementar melhorias na gestão de efluentes.

Palavras-chave: água produzida; despejo de água; gestão ambiental; gestão da água; gestão de

efluentes.

ABSTRACT

The great world challenge of the XXI century will be no doubt the shortage of water. The real

possibility becoming the threat to economical and social development in world political

stability. This can conduct to competition in a near future. The public institutions are each

more qualifying and increasing environments demands. In Brazil this can be noticed after

Water’s Law N 9.433/97. On the other hand petroleum industry is changing, environmental

subjects are no more legal obligations. Industries are trying to change it in competitive

advantage. In the petroleum production activity, one of the main environmental concerns is

the produced water that represents the great majority of associated residues in gas and oil

production. In this study the author will approach the actions in environmental administration

in production and exploration sector, specifically effluents treatment in onshore petroleum

fields. An overview of administration systems is presented and also health, safety and

environmental managing in Petrobras, with special attention in effluent managing. The author

accomplished a case study in a onshore production field in Espirito Santo sate with focus in

produced water managing and since then presents his conclusions and suggest un idea for

petroleum industry improve effluents administration.

Keywords: produced water; water waste; environmental administration; water management;

effluents management.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 - Distribuição da água na Terra 22

Figura 2 - O ciclo hidrológico 26

Figura 3 - Bacias e províncias hidrogeológicas no Brasil 27

Figura 4 - Sonda de Perfuração 30

Figura 5 - Cavalo de Pau 33

Figura 6 - Método dos “4 Rs” 40

Figura 7 - Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas 42

Figura 8 - Origem da família ISO 9000 69

Figura 9 - Modelo de sistema de gestão ambiental 70

Figura 10 – Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 e

OHSAS18001

71

Figura 11 – Área de atuação da Unidade de Negócios do Espírito Santo (UN-ES) 84

Figura 12 – Organograma da UN-ES 85

Figura 13 – Cavalo de pau e tanques de armazenamento 86

Figura 14 – Descarregamento de Carretas 86

Figura 15 – Tanque de flotação 87

Figura 16 – Filtro misto 88

Figura 17 – Filtro de cartucho 89

Figura 18 – Bombas de injeção 90

Figura 19 – Manifold de água de injeção 91

Figura 20 – Fluxograma simplificado de processo de injeção de água nos poços 92

Figura 21 - Histograma de precipitação mensal média no norte capixaba 95

Figura 22 – Organograma do comitê central de efluentes 106

LISTA TABELAS

Tabela 1 – Quantidades de água no ciclo hidrológico 23

Tabela 2 – Distribuição de água doce na Terra 23

Tabela 3 – Disponibilidade de água no mundo e no Brasil 25

Tabela 4 – Componentes e propriedades da água de formação 36

Tabela 5 – Geração de água produzida na Bacia de Campos 44

Tabela 6 – Previsão de produção de água e óleo na Bacia de Campos 45

Tabela 7 – Água produzida livre descartada pelos terminais em 2001 45

Tabela 8 – Balanço global estimado da água produzida na Bacia de campos

enviada para Terra em 2001

46

Tabela 9 – Custo de movimentação de água produzida por navios em 2001 46

Tabela 10 – Custo devido à movimentação de água produzida – 2001 47

Tabela 11 – Resumo dos tipos de tratamento 56

Tabela 12 – Tendências em processos de separação 57

Tabela 13 – Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OHSAS

18001

72

Tabela 14 – Evolução da gestão de SMS na Petrobras 78

Tabela 15 – Produção de água nos campos de produção do norte capixaba 93

Tabela 16 – Consumo e custos da água nos campos de produção terrestres 94

Tabela 17 – Precipitação média mensal e máxima em 24 horas 95

Tabela 18 – Tarifas médias praticadas pelas companhias de água e Saneamento em

1997

101

LISTAS DE SIGLAS

ABAST Abastecimento

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

ANA Agência Nacional das Águas

API American Petroleum Institute

ARPEL Asociación Regional de Empresas de Petroleo Gas Natural en Latinoamérica y

el Caribe

BOP Blow out Preventer

BS Britsh Standard

CEIVAP Comitê para Integração da Bacia Hidrográfica do Rio Paraíba do Sul

CENPES Centro de Pesquisas da PETROBRAS S.A.

CETEM Centro de Tecnologia Mineral

CIF Cost, Insurance and Freight

CNBB Conferência Nacional dos Bispos do Brasil

CNRH Conselho Nacional de Recursos Hídricos

CNUMAD Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento

CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente

CPDS Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável

DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral

E&P Exploração e Produção

EIA Estudo de Impacto Ambiental

ETE Estação de Tratamento de Efluentes

FOB Free on Board

FRONAPE Frota Nacional de Petroleiros

GLP Gás Liquefeito de Petróleo

GQT Gestão Pela Qualidade Total

IEA International Environmental Agency

IEES Implementação de Empreendimentos no Estado do Espírito Santo

INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial

IPIECA International Petroleum Industry Environmental Conservation Association

ISSO International Organization for Standardization

MAIS Manual de Segurança Industrial

MIC Metil-isocianato

MMA Ministério do Meio Ambiente

NBR Norma Brasileira Registrada (no INMETRO)

OGP International Association of Oil & Gas Producers

OHSAS Occupacional Health and Safety Assessment Series

ONGs Organizações não Governamentais

ONU Organização das Nações Unidas

PNQ Prêmio Nacional da Qualidade

PNRH Política Nacional de Recursos Hídricos

QMASI Manual de Qualidade e Segurança Industrial

RIMA Relatório de Impacto ao Meio Ambiente

SEMA Secretaria Especial de Meio Ambiente

SGI Sistema de Gestão Integrada

SISNAMA Sistema Nacional de Meio Ambiente

SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde

SNGRH Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos

UFF Universidade Federal Fluminense

UN-BC Unidade de Negócios da Bacia de Campos

UNCED Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento

UN-ES Unidade de Negócios do Espírito Santo

VESEP Vibratory Shear Enhanced Process

SUMÁRIO

1 APRESENTAÇÃO 14

1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI 15

1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO 18

1.3 METODOLOGIA EMPREGADA 19

1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO 20

1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO 20

2 REVISÃO DA LITERATURA 22

2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 22

2.1.1 O problema da água 22

2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 28

2.2.1 Exploração 28

2.2.2 Perfuração 29

2.2.3 Avaliação 31

2.2.4 Desenvolvimento e produção 32

2.2.5 Impactos ambientais 34

2.3 ÁGUA PRODUZIDA 34

2.3.1 Origem da água produzida 34

2.3.2 Componentes 36

2.3.3 Água de produção e problemas ambientais 38

2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore 41

2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore 41

2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias 43

2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida 46

2.3.4.4 Custo de captação e lançamento de efluentes da bacia de campos 47

2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO 48

2.4.1 Separadores trifásicos 49

2.4.2 Tanques de raspagem 50

2.4.3 Separadores de placas paralelas 50

2.4.4 Flotação de gás 51

2.4.5 Hidrociclones estáticos 52

2.4.6 Centrifugação mecânica 52

2.4.7 Hidrociclones dinâmicos 53

2.4.8 Borbulhamento com gás (Striping) 53

2.4.9 Meio filtrante 54

2.4.10 Coalescedores 54

2.4.11 Membranas filtrantes 55

2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes 55

2.4.13 Novas tecnologias 57

2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL 58

2.5.1 Comentários 66

2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE (SMS) 67

2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS 68

3 SISTEMAS DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 74

3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA 74

3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS 74

3.3 VISÃO DA EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO 75

3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS 77

3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS 79

4 ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPIRITO SANTO 82

4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO 82

4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO 85

4.3 PROCESSO DA ÁGUA PRODUZIDA 85

4.3.1 Dados sobre a Água Produzida 92

4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região 94

4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S 96

4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN -ES 97

5 DISCUSSÃO 99

5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS 99

5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO 100

5.3 CENÁRIOS 102

5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA 104

5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA 105

6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 108

7 OBRAS CITADAS 110

8 OBRAS CONSULTADAS 115

ANEXOS 117

14

1 APRESENTAÇÃO

A produção de petróleo é uma atividade internacional que devido a suas próprias

características, tem forte potencial de impacto ambiental. As empresas nem sempre

conseguem realizar seu trabalho sem que ocorra algum tipo de dano, como: derramamento de

óleo, impactos ao solo e à vegetação, acidentes, incêndios e poluição do ar ou das águas.

Recentemente tem sido observado um outro tipo de impacto, o social, que é se deve a

interação dos empreendimentos com a população local. Este tipo de impacto atinge com

maior intensidade as comunidades mais remotas, como as indígenas.

O consumo mundial de energia em 2000 foi de 6905 milhões de toneladas

equivalentes de óleo, sendo óleo e gás responsáveis por 58,8 %, carvão 7,9 %, energia elétrica

(hidroelétrica e nuclear) 15,8 %, combustíveis renováveis e lixo 13,8 % e outros (eólica,

geotérmica, solar, etc) 3,7 % (Key World Energy Statistics – IEA 2000).

Apesar das populações terem conhecimento da importância das comodidades e do

progresso proporcionados pela atividade petrolífera, ao longo do tempo, começaram a

perceber seus efeitos negativos e passaram a ser mais exigentes quanto aos impactos

ambientais causados.

Este cenário desencadeou então uma série de ações por parte dos órgãos

governamentais e organizações não governamentais. Foram criadas as primeiras leis de

preservação ambiental e mais tarde surgiu a necessidade de licenciar os empreendimentos nos

órgãos ambientais. A regulamentação governamental expôs a indústria a processos judiciais,

tendo como conseqüências, desde a prisão de gerentes e diretores, até a mitigação e reparação

ambientais, acarretando altos custos, muitas vezes com o comprometimento da sua

rentabilidade.

As empresas se conscientizaram da necessidade de demonstrar seu compromisso com

a proteção ambiental, isto as levou a se adequarem às exigências das organizações, surgindo

então à necessidade de implementação de sistemas de gestão. A conseqüência foi a quebra de

velhos paradigmas gerenciais, que não puderam mais coexistir com a demanda dos

questionamentos sócio-ambientais.

A visão empresarial vem mudando e deixando de entender suas ações em relação ao

meio ambiente como obrigações legais, passando a perceber que isto pode se tornar uma

vantagem competitiva.

15

O foco do trabalho está voltado à gestão ambiental, mais especificamente à gestão de

efluentes dos campos de produção de petróleo.

1.1 O PROBLEMA DA ÁGUA NO SÉCULO XXI

A situação problema deste estudo é a gestão ambiental dos efluentes hídricos e suas

tendências. Esta situação teve uma forte percepção por parte de vários paises.

Em nível internacional a Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e

Desenvolvimento (UNCED), conhecida com o nome de A Cúpula da Terra (The Earth

Summit) Eco-92 que aconteceu no Rio de Janeiro em junho de 1992 e foi firmada por 179

países, teve como foco a estreita ligação entre o ambiente e o desenvolvimento sócio-

econômico.

A Eco-92, ou Rio-92 como é conhecida no Brasil, na realidade foi a realização da

Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento (CNUMAD).

A comunidade internacional, durante a Eco-92, acordou a aprovação de um

documento contendo compromissos para mudanças no padrão de desenvolvimento para o

século XXI, denominando-o Agenda 21 (http://www.mma.gov.br/port/se/agen21/ 2004).

A Agenda 21 é muito mais que um documento, é o despertar da conscientização

internacional para o futuro do Planeta. É um processo de planejamento participativo de um

país, considerando estados, municípios ou regiões, com a visão de futuro de forma

sustentável. O processo de planejamento deve envolver todos os atores na discussão dos

principais problemas e no planejamento de soluções a curto, médio e longo prazo. Esta

abordagem deve ter uma visão integrada das dimensões sociais, econômicas e ambientais,

devendo gerar produtos factíveis dos compromissos assumidos, visando a sustentabilidade dos

resultados.

Vale enfatizar que a Agenda 21, não é uma Agenda Ambiental e sim uma Agenda de

Desenvolvimento Sustentável. A importância desta Agenda é o rompimento com o velho

enfoque puramente econômico, quebrando paradigmas e enfatizando questões ligadas a

emprego, geração de renda, diminuição de desigualdades sociais e desenvolvimento de

cidades sustentáveis. A Agenda deixa aos Governos as prerrogativas e responsabilidades da

implementação das propostas, associadas aos demais parceiros.

16

A Agenda não deixa dúvidas quanto às prerrogativas e responsabilidades dos

Governos na implementação e facilitação do processo em todas as suas instâncias. O objetivo

da agenda é mobilizar toda a sociedade a se tornarem parceiros relevantes no

desenvolvimento sustentável. A visão da Agenda é criar uma cultura que visa à adoção de

princípios de uma nova ótica de desenvolvimento sustentável e valorização e preservação do

Meio Ambiente. A Agenda Brasileira enfoca a interdependência ambiental, econômica,

institucional e social. A visão estatal da Agenda é como um produto de consenso entre os

diversos setores da sociedade brasileira.

(http://mma.gov.br/port/se/agen21/ag21bra/corpo.html, 2004).

A Agenda 21 brasileira na realidade é um processo que está sendo desenvolvido pela

Comissão de Políticas de Desenvolvimento Sustentável (CPDS) e da Agenda 21 Nacional.

A metodologia de trabalho da CPDS determinou a estrutura e escolheu seis eixos

relacionados a seguir:

1 – Agricultura sustentável;

2 – Cidades sustentáveis;

3 – Infra-estrutura e integração regional;

4 – Gestão dos recursos naturais;

5 – Redução das desigualdades sociais;

6 – Ciência e tecnologia para o desenvolvimento sustentável.

O grande desafio para a implementação de um novo paradigma baseado no

desenvolvimento sustentável deve ser alavancado através do governo, sociedade civil e setor

produtivo.

O Ministério do Meio Ambiente (MMA) contratou consultorias para verificar

conceitos/entraves e propostas para os seis eixos propostos. O CPDS concluiu uma análise

crítica do processo e verificou que deveria ser ampliada a discussão em torno da agenda, para

incluir temas relevantes que não estavam contemplados como também escutar segmentos da

sociedade que não tiveram oportunidade de se pronunciar.

Esse processo de convocação contou com a parceria do governo: federal, das

secretarias do governo estadual e das instituições de crédito.

A fase final deste projeto consistiu na realização de um seminário nacional, ocorrido

em maio de 2002. O lançamento em julho de 2002 da Agenda 21 brasileira, finalizou a parte

de elaboração das ações e iniciou o processo de implementação: um grande e novo desafio

para Governo e Sociedade.

17

Isso enfatizou a importância das mudanças sociais e seus impactos nos valores

culturais. Este processo teve continuidade na World Summit on Sustainable Development que

foi realizada entre 26 de agosto e 4 de setembro de 2002, em Johannesburg, também

conhecida no Brasil como Rio + 10. Dentre os itens tratados foi enfocada a proteção e

gerenciamento da água potável que tem se mostrado uma das grandes preocupações do século

XXI.

A igreja, também preocupada com a questão ambiental, lançou através da Conferência

Nacional dos Bispos do Brasil (CNBB) na Campanha da Fraternidade de 2004, o tema “Água,

Fonte de Vida”.

A Indústria Internacional de Exploração e Produção de Petróleo tem se mostrado

sensível ao problema ambiental, como a proteção dos habitates e da biodiversividade,

emissões aéreas, descargas em água potável e no ambiente marinho, vazamentos de óleo e

contaminação de solo e água subterrânea. A indústria vem respondendo positivamente a todas

estas questões e vem se organizando através de fóruns internacionais, como a International

Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA) e a International

Association of Oil & Gás Producers (OGP) entre outras. Também a nível internacional uma

maneira de organizar as atividades de meio ambiente foi desenvolvida pela Internacional

Organization for Standardization (ISO), com a publicação em setembro de 1996 da norma

ISO 14.001 que trata de Sistemas de Gestão Ambiental, Especificação e Diretrizes para Uso.

A ISO 14.001 é uma norma de adoção espontânea, que apresenta os requisitos para a

implementação de sistemas de gerenciamento ambiental. A nível nacional as companhias de

petróleo se capacitaram e desenvolveram seus sistemas de gestão.

A indústria petrolífera é bastante complexa e compreende basicamente dois

segmentos: o upstream que é o setor de exploração e produção e o downstream que trata do

refino e do processo do óleo cru e gás, bem como sua distribuição e marketing. Porém, nota-

se a preocupação crescente, ou mais que isso, o comprometimento da indústria petrolífera

para com o meio ambiente.

18

1.2 RELEVÂNCIA DO ESTUDO

A água no século XXI será sem duvida o grande desafio mundial. Se tornará

necessário o desenvolvimento de novas políticas e diretrizes pertinentes a gestão ambiental da

água.

Em uma fase inicial a adoção de medidas de racionalização do uso visando minimizar

o desperdício e levando a adoção de uma nova cultura. As medidas para reduzir desperdícios

são relativamente fáceis de implantar e tem baixo custo. Os pequenos valores investidos têm

retorno imediato, uma vez que, com a redução do consumo, o custo devido será menor.

Portanto, devem ser implementadas medidas mesmo não havendo necessidade devido a atual

abundância de água no Brasil.

Outra alternativa é o reuso da água, porém, normalmente acarreta custos maiores

devido ao uso de tecnologia para seu aproveitamento, devendo ser feito um estudo de

viabilidade. Normalmente só será justificável se houver situação de escassez. Deve-se ter

sempre uma visão do futuro, onde as condições de contorno para avaliação da relação custo-

benefício com certeza serão totalmente diferentes das condições atuais, tanto no custo quanto

na disponibilidade da água.

Outro ponto importante é o conhecimento dos recursos hídricos disponíveis. ”A

avaliação dos recursos hídricos, incluindo a identificação de fontes potenciais de água doce,

compreende a determinação contínua de fontes, extensão, confiabilidade e qualidade desses

recursos e das atividades humanas que os afetam”. (Agenda 21, capítulo 18, item 18.23 -

1992).

É um fator de preocupação o fato de que as informações de que tanto se necessitará no

futuro, como informações precisas e confiáveis sobre os recursos hídricos não estão

recebendo um tratamento à altura de sua importância.

De acordo com a Agenda 21, os pontos importantes de pesquisa são:

- Desenvolvimento de modelos hidrológicos globais;

- Integração entre hidrologia e ecologia terrestres, para avaliar os impactos à água

devido ao desmatamento;

- Desenvolvimento de estudos de processos da gênese da qualidade de água.

Para se conseguir essas informações vitais é importante lembrar da formação de

pessoal especializado, capaz de dar continuidade às pesquisas nessa área.

19

Os recursos mundiais de água devem ser encarados como estratégicos, deve-se ter uma

visão de longo prazo. Hoje já sabemos que há poucas regiões no mundo livres de problemas

ambientais em relação a água, tanto considerando as fontes de superfície quanto às

subterrâneas. Estes problemas decorrem de tratamento insuficiente de esgotos domésticos,

controle inadequado de efluentes industriais, perda e destruição de bacias hidrográficas,

instalação de indústrias em locais impróprios, desmatamento, uso indiscriminado de

pesticidas, que ameaçam a qualidade dos recursos hídricos.

Do ponto de vista da importância do estudo para a indústria petrolífera, deve-se levar

em consideração os fatos já expostos e considerar a Política Nacional de Recursos Hídricos

(PNRH) e o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos (SNGRH) ambos

estabelecidos pela Lei 9.433/97, que será comentada mais adiante neste trabalho. Estes fatos

vão criando um novo cenário que deve ser previsto e analisado.

Que a água é um bem que se tornará escasso num futuro próximo, ninguém contesta,

por este mesmo motivo é uma vantagem estratégica o estabelecimento de visões de cenários

de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos), a fim de estabelecer instrumentos

de gestão ambiental referentes aos efluentes e recursos hídricos.

1.3 METODOLOGIA EMPREGADA

Para desenvolver o presente estudo, foi seguida a seguinte metodologia:

Pesquisa bibliográfica – feita nas bibliotecas da Universidade Federal Fluminense

(UFF) e da Petrobras, e pesquisa a dissertações de mestrado e em sites da Internet, através de

consulta a organismos nacionais e internacionais de gestão ambiental e gestão da água com o

uso de palavras chaves, como water management, produced water, water waste, entre outras.

Pesquisa documental - Pesquisa de padrões e relatórios da unidade de negócio onde foi

feito o estudo de caso e demais padrões, relatórios e programas corporativos, consulta aos

balanços e relatórios da empresa.

Pesquisa de campo – através de entrevistas, não-formais com técnicos das áreas de

produção e de Segurança Meio Ambiente e Saúde (SMS), da unidade pesquisada, no estudo

de caso.

20

Foi feita também uma pesquisa da legislação pertinente ao assunto a nível nacional e

algumas legislações internacionais, bem como publicações papers de organizações e

fabricantes internacionais de equipamentos do setor de petróleo.

1.4 DELIMITAÇÕES DO ESTUDO

As instalações de produção no mar, apesar de serem citadas no item 2.3.4 deste

trabalho e das inúmeras considerações sobre o problema, não são o foco principal do trabalho.

Este apresentará um estudo de caso de gestão de efluentes em uma instalação terrestre de

produção de petróleo e fará sugestões para melhorias em sua gestão.

Os sistemas de tratamento de efluentes são aqui citados, mas também não é intenção

do autor enfocar as melhores técnicas e métodos de tratamento como objetivo do trabalho.

Essas técnicas e métodos são apresentadas apenas para dar ao leitor uma visão do que vem

sendo feito pela indústria petrolífera. As novas tecnologias aqui abordadas servem de

indicação para uma abordagem da gestão, de como se pensa que o problema de efluentes

possa ser tratado tendo em vista um futuro próximo de forma a garantir excelência em padrões

ambientais. Não se tem dúvida que esses padrões serão cada vez mais restritivos no futuro e a

saída se dará pelo desenvolvimento tecnológico, uma vez que os parâmetros para análise de

custo-benefício de hoje, serão totalmente revistos. A relação do custo da água/ petróleo será

outro.

1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO

Neste trabalho o autor foca as ações de gestão ambiental no setor de exploração e

produção, mais especificamente às aplicadas ao tratamento de efluentes hídricos de campos

terrestres de produção de petróleo.

O primeiro capítulo se inicia com uma apresentação do problema do setor de petróleo

e do consumo de energia a nível mundial e a preocupação existente entre a produção de óleo e

o respeito ao meio ambiente por parte das indústrias do setor. Em seguida é feita uma

abordagem do problema da água no século XXI, além de referências a tópicos da Agenda 21 e

21

outros eventos que abordam o problema. Em seguida é brevemente apresentada a importância

do estudo no contexto atual e sua relevância para a Petrobras. A metodologia usada no

trabalho é citada e são apresentados as delimitações do estudo. Finalmente é apresentada a

estrutura do trabalho.

No segundo capítulo, Revisão da bibliografia é apresentada uma rápida visão da

origem do problema, ou seja, o porquê da preservação das águas, a preocupação mundial com

a preservação dos mananciais de água doce do planeta. A seguir é feita uma síntese do

processo de produção de petróleo e logo depois são apresentadas informações técnicas sobre a

água produzida, maior componente do efluente. É feita então uma abordagem do problema da

água produzida em instalações marítimas. Tendo por objetivo informar ao leitor os passos do

processo de tratamento antes do despejo são apresentadas as principais técnicas utilizadas. É

apresentado ainda um panorama legal sobre recursos hídricos no Brasil, com comentários

sobre a legislação ambiental pertinente. Os sistemas de gestão também são comentados

através de uma retrospectiva e servem de introdução ao capítulo seguinte.

O terceiro capítulo é dedicado aos sistemas de gestão de SMS, inicialmente é

apresentada uma visão global da empresa, sua visão e plano estratégico até o ano de 2010 e

finalmente a evolução da gestão de SMS na Petrobras. Em seguida é apresentado o panorama

atual da gestão de efluentes na Petrobras.

No quarto capítulo, é apresentado o estudo de caso, a produção de óleo no Espírito

Santo, a destinação da água produzida, a gestão de SMS da unidade de negócios sendo feita

uma análise crítica tendo por base com a ISO 14000 e demais técnicas de gestão atuais, com

recomendações para implementação de melhorias.

O quinto capítulo apresenta as discussões do estudo, a visão e opinião do autor, sobre

os estudos realizados e uma sugestão para a gestão de efluentes.

Finalmente, o sexto capítulo apresenta as conclusões e recomendações para novas

pesquisas sobre o estudo.

22

2 REVISÃO DA LITERATURA

2.1 O PROBLEMA DOS EFLUENTES HÍDRICOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

2.1.1 O Problema da água

A água é um recurso natural, porém finito e vulnerável. Sua utilização indiscriminada

tem provocado o esgotamento de reservas superficiais, e a conseqüente exploração dos

aqüíferos subterrâneos.

Apesar da grande quantidade de água no planeta, 97,436 % está nos oceanos, lagos

salinos e águas salinas, 2,564 % é de água doce, porém 69,60 % desta estão concentradas nos

glaciares e nas regiões polares.

2,564

97,436

Figura 1: Distribuição da água na terra Fonte: Maidment, 1993

A quantidade de água nas fases do ciclo hidrológico é apresentada na tabela 1 a seguir.

Água Salgada

Água Doce

23

De acordo com o USSR Committee for the International Hydrological Decade, World

Water Balance and Water Resources of the Earth, English translation, Studies and Reports in

Hydrology, vol. 25, UNESCO, Paris, 1978, Apud Maidment, 1993.

Tabela 1: Quantidades de água no ciclo hidrológico ITEM VOLUME

Km 3

PERCENTUAL DE ÁGUA

TOTAL

PERCENTUAL DE ÁGUA

DOCE

Oceanos 1338000000 96,50

Água subterrânea 10530000 0,76 30,1

Água salina 12870000 0,93

Água no solo 16500 0,0012 0,05

Gelo Polar 24023500 1,70 68,60

Outros gelos e

neve

340600 0,025 1,00

Lagos água fresca 91000 0,007 0,26

Lagos água salina 85400 0,006

Pântanos 11470 0,0008 0,03

Rios 2120 0.0002 0,006

Água biológica 1120 0,0001 0,003

Água atmosférica 12900 0,001 0,04

Água total 1385984610 100,00

Água doce 35029210 2,50 100,00

Fonte: Maidment, 1993 (tradução do autor)

Da água doce disponível temos 69,60% em estado sólido, 30,10 % em águas

subterrâneas , 0,296 % em rios, lagos e pântanos..

Tabela 2: Distribuição de água doce na Terra

Localização Percentual

Geleiras 69,600

Águas subterrâneas 30,100

Águas superficiais 0,296

Demais 0,004

Fonte: Maidment, 1993

24

De acordo com o relatório da Organização das Nações Unidas (ONU), apresentado por

ocasião da 7ª Conferência das Partes da Convenção da ONU sobre mudanças climáticas

realizada no final de 2001 no Marrocos, em menos de 50 anos mais de 45 % da população

mundial sentirá os sintomas da falta d’água. Segundo o mesmo relatório, alguns países não

irão dispor de 50 litros de água por pessoa/dia, que é considerada a quantidade mínima

necessária ao consumo humano.

A ONU considera que o volume de água necessário às atividades humanas, sociais e

econômicas é de 2.500 m3 de água/habitante/ano.

Paises com reservas limítrofes do aceitável prejudicam seus planos de desenvolvimento: - Abaixo de 1000 m3 per-capta/ano, fica impossibilitado qualquer desenvolvimento socioeconômico; - Entre 1000 e 2000 m3 per-capta/ano, o desenvolvimento é precário e de altos custos e riscos.

Na Europa apenas 0,5 % dos habitantes das áreas urbanas não têm acesso à água. Na

zona rural, há 23 milhões sem abastecimento, ou 13 % da população do campo.

Na Ásia 19 % da população não têm acesso à água, 98 milhões em área urbana e 595

em área rural.

Na África 62 % da população não têm água, 44 milhões em zonas urbanas e 256

milhões em zona rural.

Na América Latina 15 % da população não têm acesso, ou seja, 78 milhões.

Na Oceania somente os 3 milhões de pessoas que vivem em área rural, não têm

acesso, a totalidade das zonas urbanas possui água.

Como se pode observar, apesar da grande quantidade de água no planeta, sua

distribuição não é homogênea, 23 países detêm dois terços das reservas de água potável do

planeta. Cerca de 47 % dos recursos hídricos estão na América do Sul, e deste total 53 %

estão no Brasil. Para clarificar a questão apresentamos a tabela 3 com a disponibilidade de

água por continentes e a do Brasil.

25

Tabela 3: Disponibilidade de Água no Mundo e no Brasil

REGIÃO OFERTA

(km3/ano)

DISPONIBILIDADE

(m3/hab./ano)

Europa 6.235 8.547

Ásia 13.207 3.680

África 3.996 5.133

América Central 1.057 8.040

América do Norte 5.039 17.458

América do Sul 10.081 30.374

Oceania 1.614 54.795

Brasil 5.745 34.784

Fonte: World Resources Institute, apud Moreira, R – 2001

Na tabela apresentada podemos verificar que o Brasil possui posição privilegiada em

relação à disponibilidade de água.

A quantidade de água doce disponível através do ciclo hidrológico é a mesma da

produzida em 1950 e deverá ser a mesma em 2050. O consumo mundial de água cresce de

modo acelerado, mas as fontes de recursos hídricos são limitadas. (Camargo, 2003)

O ciclo da água ou ciclo hidrológico (figura 2) é o caminho que a água percorre na

natureza. A chuva é o resultado da água que evapora de rios, lagos e oceanos, formando

nuvens que quando saturadas retornam a água a terra. Esta penetra no solo e vai alimentar as

nascentes dos rios e reservatórios subterrâneos, quando cai nos oceanos, se mistura a água

salgada, iniciando assim um novo ciclo.

26

Figura 2: O Ciclo Hidrológico Fonte: Zimbres, 2003

Os diversos tipos de rocha formados em diferentes eras e eventos geológicos,

apresentando tipos distintos de poros e conectividades, contendo água ou não, foram se

sobrepondo em camadas. A infiltração da água da chuva se acumula nas camadas de material

permeável e dá origem aos aqüíferos.

As águas das precipitações atmosféricas sobre os continentes em regiões não geladas

podem sofrer evaporação imediata, infiltração ou escoamento. A combinação dessas

modalidades e sua intensidade dependem de vários fatores, como clima, morfologia do

terreno, cobertura vegetal e litologia da região. A cobertura vegetal desempenha um papel

muito importante. As matas retardam o escoamento imediato, proporcionando ao solo

absorção e infiltração lentos. Grande parte da água é retida pelas folhas que ao mesmo tempo

impedem o choque direto com o solo. Este fato aliado a absorção pelas raízes se torna uma

excelente proteção contra a erosão de solos. Em terrenos morfologicamente e litologicamente

idênticos, nas regiões de mata, a infiltração é de 40 % e nas pastagens apenas 20 %. O inverso

é verdade, o escoamento imediato é de 20 % nas matas e de 40 % nos pastos, segundo

Engler.A. disponível em http://www.geocities.com/Athens/Forum, este processo permite a

recarga dos aqüíferos.

Um dos maiores reservatórios de água doce subterrânea do mundo fica na América do

Sul, o chamado Sistema Aqüífero Guarani, que acumula um volume estimado de 45 mil

quilômetros cúbicos. Sua extensão é de aproximadamente 1,2 milhões de quilômetros

escoamento superficial

precipitação

infiltração

27

quadrados, sendo 840 km2 no Brasil (70 % do total, abrangendo parte de Goiás, Mato Grosso

do Sul, Minas Gerais, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul), 225 mil km2

na Argentina (19 %), 71 mil km2 no Paraguai (6 %) e 58 mil km2 no Uruguai (5 %). Além do

gigantesco volume, esta reserva tem como fator importante a qualidade da água que pode ser

consumida sem a necessidade de tratamento prévio, devido aos mecanismos de filtração e

autodepuração biogeoquímica em sua formação. Para evitar a ocorrência de super exploração

e contaminação ou poluição de suas águas, os governos dos países detentores da reserva,

lançaram as bases para o desenvolvimento conjunto do projeto de Proteção Ambiental e

Gestão Sustentável do Sistema Aqüífero Guarani.

Embora o Brasil possua cerca de 14 % da água doce do planeta, são necessários

cuidados a fim de que, num futuro próximo não se venha a ter problemas com o

abastecimento de água. Precisa-se ter consciência da importância da preservação dos recursos

hídricos, além da adoção de uma postura de vanguarda para que se possa tornar o Brasil uma

referência internacional. Na figura 3, são mostradas as bacias e províncias hidrogeológicas do

Brasil.

Figura 3: Bacias e Províncias Hidrogeológicas do Brasil Fonte: Associação Brasileira de Águas Subterrâneas, 2003

28

2.2 SÍNTESE DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

2.2.1Exploração

A exploração é o termo usado na indústria do petróleo e gás, para a fase anterior ao

descobrimento de uma jazida.

O primeiro passo na procura de petróleo é feito no escritório, através de pesquisas em

mapas geológicos para identificação das bacias sedimentares e, a partir daí faz-se

levantamentos aerofotogramétricos para identificação das formações mais promissoras.

Informações mais detalhadas são obtidas através de levantamento geológico de campo,

empregando um dos três métodos principais: magnético, gravimétrico e sísmico.

O método magnético e o gravimétrico são ferramentas usadas durante as primeiras

fases da exploração. Um gravímetro e um magnetômetro acoplados a uma aeronave são as

ferramentas para a localização e delimitação de bacias sedimentares. As técnicas combinadas,

aerogravimetria/aeromagnetometria, não substituem a informação sísmica, mas são de grande

ajuda para a programação dos trabalhos de prospecção.

O custo de uma campanha de aerogravi/magnetométrica, segundo Carvalho (2002)

que cubra uma área de 5.000 Km2 na América do Sul está entre US $ 200.000 e US $

300.000. Já o custo de prospecção sísmica 3D que cubra apenas 250 Km2, pode chegar a US

$3.000.000. Essas são, portanto ferramentas úteis na identificação dos corpos rochosos de alta

densidade.

O método gravimétrico é feito pela medida das pequenas variações do campo

gravitacional na superfície da terra. As medições podem ser feitas sobre a terra usando um

avião, ou no mar com auxílio de um navio.

O método sísmico é usado para identificar estruturas geológicas e se baseia nas

propriedades de reflexões de ondas sonoras dos vários estratos de rocha do local. A sísmica se

baseia na medição do tempo de percurso de ondas elásticas induzidas artificialmente. Podem

ser de dois tipos:

- Sísmica de reflexão, que faz uso de ondas refletidas;

- Sísmica refração utiliza as ondas refratadas.

29

A sísmica de reflexão consiste na indução de ondas, através de explosivos detonados

no solo ou com caminhões vibradores. A utilização de um ou de outro está condicionada a

geologia e também as condições ambientais. Os explosivos geram pulsos, através da

detonação, com um amplo intervalo de freqüência e um custo razoável. Sua utilização, no

entanto, apresenta algumas dificuldades, devido a necessidades logísticas e de licença para o

seu uso, por serem potencialmente causadores de impactos ambientais específicos.

A alternativa é o uso de caminhões equipados com possantes vibradores mecânicos

que geram um sinal de longa duração. Este processo permite um maior controle de

freqüências, além de ser mais fácil de utilizar em ambientes urbanos.

Na exploração offshore, o tipo mais comum de fonte sísmica é o canhão de ar, onde o

pulso é gerado pela liberação de ar comprimido, que fica armazenado em duas câmaras de

aço. A pressão dessas câmeras é da ordem de 2.000 psi. As ondas recebidas na superfície são

avaliadas através do tempo de chegada, avaliando-se a partir daí a profundidade e disposição

das diversas camadas. Essa avaliação pode ser feita em 2D ou 3D, sendo esta última de

qualidade superior, uma vez que contempla uma gama muito maior de informações. Por outro

lado, o custo de um quilômetro de sísmica 3D é de três a quatro vezes mais caro que um

quilômetro linear de sísmica 2 D (CARVALHO, 2002).

Na exploração de petróleo o método de reflexão é hoje o mais importante, sendo

especialmente útil na determinação da espessura dos volumes sedimentares, indicando

inclusive anomalias que podem levar a descoberta de óleo e gás.

Os principais elementos de um levantamento sísmico são: a fonte de perturbação no

terreno ou pulso sísmico, os grupos de receptores, geofones ou hidrofones e um registrador

que é o sismógrafo.

Os dados obtidos pelos levantamentos de campo são então processados, dando origem

às seções sísmicas, que serão posteriormente interpretadas.

2.2.2 Perfuração

De acordo com o relatório da UNEP e E&P Fórum (1997), uma vez encontrada a

estrutura promissora para conter petróleo, o passo seguinte é a perfuração que poderá

confirmar sua presença e fornecer dados do reservatório, como espessura e pressão.

30

Todos os poços perfurados para descobrir petróleo são chamados poços exploratórios.

A locação das sondas vai depender então das características geológicas e de um balanço entre

avaliação ambiental e boas condições de logística. No site escolhido para as operações de

perfuração, uma base é construída para acomodar a sonda de perfuração e demais utilidades.

Normalmente é necessária uma área entre 4.000 e 15.000 m2.

Figura 4 - Sonda de Perfuração

Fonte: arquivo de fotos da Petrobras

Uma base de suporte às operações de perfuração, deve proporcionar uma certa autonomia, ,

tendo alojamento para acomodar os trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório,

facilidades de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de

Figura 4 – Sonda de Perfuração Fonte: arquivo de fotos da Petrobras

Uma base de suporte às operações de perfuração deve proporcionar certa autonomia,

tendo alojamento para acomodar trabalhadores, facilidades de cozinha, refeitório, facilidades

de comunicação, oficina de manutenção, facilidades para abastecimento de veículos, área de

31

estocagem de material e equipamento, previsão de recolhimento de efluentes e despejos, bem

como seu tratamento e disposição final e até um heliponto para assegurar transporte às áreas

mais remotas.

Uma vez iniciada a perfuração, fluidos de perfuração ou lama circulam continuamente

nos tubos de perfuração e retornam aos equipamentos de superfície. A finalidade desses

fluidos é equilibrar a pressão hidrostática do poço, refrescar a broca e retirar os resíduos de

rocha do poço. Equipamentos de proteção para surgência descontrolada são instalados (blow

out preventers, B.O.P.), que são equipamentos capazes de fechar a coluna de perfuração,

impedindo a produção descontrolada e iniciado o revestimento do poço com tubulações de

aço e sua cimentação (entre o poço e o revestimento).

As operações de perfuração geralmente são contínuas, funcionando 24 horas. O tempo

previsto para a perfuração de um poço depende da profundidade da formação de

hidrocarbonetos e das condições geológicas, mas é normalmente de um a dois meses. Quando

a formação é encontrada os testes de poço são iniciados a fim de avaliar vazão e pressão.

Estes testes, com a duração de aproximadamente um mês, geram óleo, gás e água de

formação, cada um devendo receber seu tratamento adequado para disposição final.

Se o poço demonstrar possuir uma reserva comercial, uma válvula de cabeça de poço é

instalada para futuro uso. Se o poço, entretanto não apresentar quantidades comerciais de

hidrocarbonetos, o mesmo é descomissionado, sendo cimentado e deixado em condições de

segurança que impeçam que fluidos aflorem no local. O revestimento é cortado abaixo do

nível do solo, e as condições do site são reconstituídas.

2.2.3 Avaliação

Quando o poço exploratório é bem sucedido, novos poços são perfurados para avaliar

a extensão do campo. A etapa de avaliação visa determinar o tamanho e a natureza do

reservatório e se novos poços de avaliação serão necessários. As técnicas usadas são as

mesmas que as de perfuração de poços exploratórios ou de produção. Os demais poços são

perfurados a partir da mesma locação por meio de perfuração direcional, que desvia o ângulo

da perfuração para um site adjacente. Com essas técnicas são minimizados deslocamentos da

sonda, reduzindo os impactos do local.

32

2.2.4 Desenvolvimento e produção

Depois de estabelecido o tamanho do campo, os poços seguintes são chamados poços

de desenvolvimento ou produção. O número de poços necessários para explorar um

reservatório, depende do seu tamanho e de sua geologia. Grandes reservatórios podem

necessitar de uma centena deles, enquanto pequenos reservatórios podem ser depletados com

cerca de dez.

Os procedimentos de perfuração são os mesmos que os de exploração, contudo com

um grande número de poços sendo perfurados, as atividades locais aumentam bastante. O site

é ocupado por serviços de apoio, acomodações e facilidades para os trabalhadores, suprimento

de água, gerenciamento de despejos e outros serviços correlatos.

Após a perfuração, cada poço tem que ser preparado para a produção. As tubulações

pesadas de perfuração são substituídas por tubos mais leves e o B.O.P. é substituído por um

conjunto de válvulas de controle - a árvore de natal.

Muitos dos poços de óleo e gás inicialmente são surgentes, a pressão da formação é

suficiente para elevar os fluidos até a superfície. A vazão vai depender de uma série de

fatores, como: propriedades da rocha reservatório, pressões da formação, viscosidade do óleo,

e da razão gás/óleo. Estes fatores não são constantes, durante a vida comercial do poço.

Quando essa pressão não é suficiente para a elevação dos fluidos, mecanismos de elevação

artificial têm que ser implementados, como injeção de gás ou água para aumentar a pressão do

reservatório. Um dos métodos usados na produção terrestre é o bombeio mecânico, muito

usado com um equipamento conhecido como “cavalo de pau”, que pode ser visto na figura 5.

33

Figura 5: Cavalo de Pau Fonte: Foto do autor

Atualmente, desde o início da produção, vem sendo prática comum a injeção de gás,

água ou vapor na formação para manter a pressão e otimizar a vida do reservatório,

aumentando a recuperação de óleo e gás. Esta prática leva a perfuração de mais poços, que

são os de injeção.

Outros métodos de estimulação podem ser usados, como: fraturamento hidráulico da

formação e acidificação para aumentar a porosidade da rocha.

Uma vez que o óleo atinge a superfície, é conduzido para a planta de facilidades de

produção, onde o fluido produzido, composto por óleo, gás e água, será separado. O tamanho

da planta vai depender da natureza do reservatório, volume e qualidade dos fluidos

produzidos e método de exportação usado.

O óleo precisa ser livre de gás dissolvido, antes da exportação. Da mesma forma o gás

precisa ser tratado para ficar livre de água e outros componentes indesejáveis como SO2 e

CO2. Toda água produzida é tratada antes de sua destinação final, como será visto mais

adiante.

34

2.2.5 Impactos ambientais

É inevitável o impacto causado pelas atividades da indústria de petróleo ao ambiente.

Contudo isto não se traduz numa atividade irresponsável. Muito pelo contrário, cada vez mais

a indústria vem desenvolvendo técnicas e investindo pesadas quantias em pesquisa de novas

tecnologias para preservar o meio ambiente.

Toda a atividade é precedida de um Estudo de Impacto Ambiental, que origina um

elenco de medidas de proteção e mitigação, levando em conta os fatores bióticos, físicos,

socioeconômicos e culturais.

Uma das principais preocupações ambientais na atividade petrolífera é a água de

produção, que representa basicamente 99% dos resíduos da produção de óleo e gás. Com o

envelhecimento dos campos produtores, os poços começam a produzir cada vez mais, maiores

quantidades de água, tornando o gerenciamento desta água um assunto de importância capital.

A água produzida é tratada e posteriormente descartada no mar, nos campos de

produção marítima ou reinjetada nos poços de produção terrestres.

A constante busca por novas tecnologias é fundamental para a preservação ambiental.

Em alguns casos as indústrias patrocinam novos sistemas e técnicas inovadoras ou compram

direito de uso de novos sistemas através de licenças ou parcerias.

2.3 ÁGUA PRODUZIDA

2.3.1 Origem da água produzida

A origem da água produzida está associada diretamente à origem do petróleo. Os

hidrocarbonetos são formados por uma mistura complexa de compostos de carbono e

hidrogênio. Podem se encontrar em estado sólido, líquido ou gasoso, dependendo de sua

composição, pressão e temperatura. Esta matéria orgânica foi originada no fundo de antigos

oceanos, onde plantas e micro animais morreram e ficaram depositados em forma de

sedimentos. Por ação de bactérias, temperatura e pressão são geradas as rochas que dão

origem ao petróleo (rochas geradoras). Após a ocorrência deste cenário, a compressão destas

35

rochas matrizes gerou pressão e temperatura suficientes para a migração do gás e do petróleo

para rochas porosas e permeáveis adjacentes, foi a migração primária. Essas rochas adjacentes

também eram de origem sedimentar e depositaram-se em um meio marinho, tendo seus poros

cheios de água com graus variados de salinidade. Em seguida deu-se a segunda migração de

petróleo e gás, que é a segregação através da água, até encontrarem uma rocha selante ou

trapa, onde o movimento é interrompido em função das rochas capeadoras. Cabe ressaltar que

o petróleo segregado permanece em contacto com a linha d’água do aqüífero, de onde recebe

pressão e o gás pode estar dissolvido no petróleo ou se apresentar como uma camada

independente entre a o óleo e a rocha selante. Essa água do aqüífero é a que será produzida

por ocasião da produção de óleo.

A produção de um poço de petróleo consiste basicamente em escoar os fluidos que

penetram no poço, para a superfície. Uma vez na superfície, os fluidos são separados e o óleo

e o gás enviados para as refinarias.

A maioria dos poços produz água. Inicialmente em quantidades pequenas, à medida

que a produção continua a pressão do reservatório na proximidade dos poços vai diminuindo.

Esta queda de pressão provoca um movimento nos fluidos do reservatório, alterando o nível

de contato petróleo/água. Por meio desta movimentação, a água atinge o poço e passa a ser

produzida. Faz-se necessário um sistema de separação petróleo/água produzida e o descarte

dessa água.

A água, após tratamento, pode ser injetada no limite do aqüífero da jazida, de maneira

a manter a pressão do reservatório e aumentar a recuperação de óleo.

Pode-se também desenvolver um projeto de inundação de água, varrendo os poros da

formação e empurrando o óleo na direção do poço.

Podemos dizer que todos os poços produzem água, que é pouca no início da produção

do poço, porém vai aumentando gradativamente, até atingir o limite econômico da produção.

A água, conhecida como o solvente universal, dissolve até determinadas quantidades,

todos os componentes inorgânicos. Derivando então outro problema da água de produção.

Faz-se necessária uma análise criteriosa para determinar o melhor tipo de tratamento e definir

o método de descarte. A análise é o melhor meio para se detectar os problemas, portanto deve

ser feita como atividade de rotina em toda água de produção.

36

2.3.2 Componentes

A análise da água de produção deve ser feita de forma rotineira em laboratório, por

analistas químicos altamente qualificados.

Nos projetos de água produzida, deve-se ter bem definidos e compreendidos, os

seguintes itens:

• Componentes do sistema de água de produção mais importantes para os métodos

de despejo;

• Importância de cada componente do sistema;

• Análise critica de cada um dos métodos analíticos empregados para a

determinação das concentrações de cada componente.

São Apresentados na tabela 4 os componentes normalmente encontrados, bem como

algumas de suas propriedades, que irão facilitar as decisões de tratamento e descarte da água.

Tabela 4: Componentes e propriedades da água de formação

COMPONENTES PROPRIEDADES

Cátions Ânions

Cálcio (Ca+) Cloreto (Cl-) pH

Magnésio (Mg++) Carbonato (CO- -3) Sólidos suspensos – quantidade, tamanho,

forma, composição química

Sódio (Na+) Bicarbonato (HCO-3) Turbidez

Ferro (Fe+++) Sulfato (SO- -4 ) Temperatura

Bário (Ba++) Gravidade específica

Estrôncio (Sr++) Oxigênio dissolvido

Rádio (Ra++) Dióxido de carbono dissolvido H2S

População bacteriana

Teor de óleo

Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997

37

Cátions

Os íons cálcio são importantes nas soluções salinas nos campos de petróleo. Estes íons

se misturam rapidamente aos bicarbonatos, os carbonatos e os sulfatos, formando precipitados

insolúveis.

Os íons magnésio só estão presentes em pequenas concentrações, normalmente como

componente de uma crosta de carbonato de cálcio.

O principal cátion de uma jazida é o sódio, sendo encontrado em concentrações acima

de 35.000 partes por milhão (ppm). Estas concentrações elevadas é que dão origem ao

problema da água produzida, tornando-a imprópria ao consumo por seres humanos e animais

e inapropriadas para irrigação.

O ferro é encontrado em concentrações muito baixas. Sua presença indica problemas

de corrosão e favorece a formação de lama quando se combina com sulfatos e componentes

orgânicos ou em presença de ácidos.

O bário é um metal pesado que se combina com os sulfatos, dando origem a sulfatos

de bário insolúveis. Este, como todo metal pesado, tende a ser tóxicos à vida, mesmo em

quantidades mínimas.

Estrôncio e rádio podem ser radioativos, tendem a formar crostas e são passíveis de

serem encontrados. Geralmente só são encontrados traços deles, associados a compostos de

cálcio.

Ânions

Os cloretos são componentes importantíssimos nas soluções salinas. Aumentam

radicalmente a corrosividade da salmoura, acarretando a impropriedade de seu uso para

consumo humano e do gado, normalmente sua concentração elevada é o suficiente para matar

a maioria dos vegetais.

Os carbonatos e bicarbonatos podem formar crostas insolúveis, prejudicando o

escoamento dos hidrocarbonetos na formação.

Os sulfatos também formam crostas e são fonte de alimento para bactérias sulfato-

redutoras, que pode permitir a formação de gás sulfídrico no reservatório.

Outras propriedades

O pH é uma medida de acidez ou alcalinidade e é importante no processo de formação

de crostas, a tendência à sua formação é menor para pHs mais baixos. O pH 7,0 é considerado

38

neutro e a maioria das águas doces tem pH na faixa de 6,5 a 7,5. Os pHs fora desta faixa

propiciam a deterioração da flora e podem acarretar em mortandade de peixes.

Outro item importante na água de formação é o teor de sólidos em suspensão, sendo

importante à mensuração do total de sólidos dissolvidos, que nada mais são que a soma das

concentrações de todos os íons dissolvidos. Este índice permite avaliar a tendência ao

tamponamento dos reservatórios.

Com relação à qualidade da água para irrigação se deve levar em consideração cinco

fatores:

1) A concentração total de sais, cuja salinidade pode ser verificada através da

condutividade elétrica e altas concentrações, pode acarretar o perigo de

salinização no solo;

2) Proporção relativa de Na+ em relação a outros cátions;

3) Concentração de elementos tóxicos;

4) Concentração de HCO- 3;

5) Aspecto sanitário.

Na classificação da água para irrigação é utilizado o SAR (Sodium Adsorption Ratio),

que se relaciona a alcalinização ou sodificação da água. É usada a fórmula:

SAR=Na+/[(Ca2++Mg2+)/2]1/2 (http://ecorestoration.montana.edu/mineland/guide/analytical/

chemical/solids/sar.htm, 2004).

O óleo disperso também está presente na água produzida, causando problemas como

toxicidade para peixes e animais - se a água for descartada na superfície - diminuição da

reaeração, introdução de gostos e odores e problemas nos processos de tratamento d’água. No

descarte em poços de injeção acarreta blocos de emulsão na formação.

2.3.3 Água de produção e problemas ambientais

A água de produção, como já foi visto, é a água que contém quantidades variadas de

sais e gases dissolvidos (CO, CO2, H2S), sólidos em suspensão, componentes com metais

pesados, componentes com algum nível de radiação, e altas concentrações de cloretos. Estes

componentes a torna imprópria para consumo humano e animal, podendo ser encontrados

ainda, altos níveis de gotículas de óleo suspensas ou emulsificadas na água.

39

Um dos principais problemas relacionados à água de produção é a contaminação dos

aqüíferos, responsáveis pelos sistemas de abastecimento de água potável e um dos focos deste

estudo. Como a maioria da água doce disponível no mundo está situada poucos metros abaixo

da terra ou em rios e lagos, a maior parte dos aqüíferos é alimentada pela infiltração que se

origina na superfície, ficando, portanto sujeitos a poluição.

A água de produção é um poluente ideal, tem a mesma gravidade específica das

camadas freáticas, é fonte substancial de alimentação do aqüífero e tem índices de mobilidade

equivalentes aos da água doce, misturando-se com esta rapidamente.

O tratamento de todos os efluentes, inclusive da água de produção, deve ocorrer de

acordo com a legislação ambiental, mas isto por si só, não garante a resolução da raiz do

problema.

A opção escolhida de tratamento e descarga, embora atendendo a legislação ambiental,

não garante ser a melhor opção para lidar com esses efluentes. O ideal é a compreensão global

de todo o processo, sendo a água de produção parte dele.

A produção de um campo produtor de petróleo deve, após a sua autorização para

produção pelo órgão competente, contemplar também a redução de dejetos. Podem ser usados

inúmeros métodos, porém será ilustrado na figura 6 o método dos 4Rs, onde o quinto R que

aparece é o resíduo final.

40

A. Gerar menos rejeitos com métodos mais eficazes. Por exemplo: Para produtos químicos em grandes quantidades, fazer pedidos a granel, para reduzir a quantidade de embalagens a eliminar. B. Reusar matérias primas em sua forma original. Por exemplo, retornar as embalagens ao fornecedor para que eles a reuse. C. Converter os desperdícios em produto que se possa reusar. Por exemplo: Reprocessar metais velhos ou plásticos em novos metais ou plásticos. D. Extrair materiais ou energia de rejeitos para outros usos. Por exemplo: Queimar rejeitos de óleo para recuperação de energia. E. O resíduo que inevitavelmente restou e necessita de um método de disposição final

Figura 6: Método dos 4Rs Fonte: A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, ARPEL-1997

Como visto no subitem anterior, os componentes da água de produção são

normalmente bem conhecidos, podendo ter um tratamento químico. Entretanto, este

tratamento deve ser bem analisado a fim de evitar a incorporação de elementos tóxicos que só

piorariam a questão. Os produtos devem ser analisados de acordo com o sistema de produção

e, a partir daí, determinar quais, quando e por que devem ser adicionados ao processo.

Tradicionalmente temos uma gama ampla de produtos usados, como:

- Quebradores de emulsão, usados para a recuperação de óleo;

- Inibidores de corrosão (que podem ser tóxicos);

- Inibidores de parafina (quando se sabe de sua formação);

- Preventivos de crostas (para evitar formação de carbonatos e sulfatos);

- Depressores de hidratos (geralmente etanol ou glicol)

REDUZIRREDUZIRREDUZIRREDUZIR

REUSARREUSARREUSARREUSAR

RECUPERARRECUPERARRECUPERARRECUPERAR

RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO RESÍDUO

A

B

C

D

E

RECICLARRECICLARRECICLARRECICLAR

41

Deve-se ter em mente que a água de produção é um dos componentes gerados pela

produção de petróleo, e que esta não pode ser usada devido aos fatores limitados pela

qualidade desta água.

Um processo óbvio seria a reciclagem da água, com sua reinjeção no reservatório da

qual foi produzida. Isto pode ser feito quando se usam métodos de inundação de água para

manutenção de pressão no reservatório, porém mesmo para este método é requerido um

tratamento prévio.

Assim sendo, a água de produção deve ser encarada como resíduo, devendo ser

descarregada como tal, sendo usada toda uma metodologia gerencial, econômica e

ambientalmente aceitável.

2.3.4 A água produzida em campos de produção offshore

Passaremos a abordar o problema da água produzida em campos de produção offshore,

mais especificamente, os campos de produção da bacia de Campos, dando uma visão global

da problemática e as ações desenvolvidas pela Companhia.

Com a implantação do projeto PEGASO em 2000, foram previstos R$ 578.000,00 de

investimentos em efluentes industriais, o que demonstra os esforços desenvolvidos pela

Petrobras para atender a legislação e seu compromisso com a preservação do Meio Ambiente.

Mesmo assim, o tratamento e descarte de água produzida continua sendo um grande desafio.

2.3.4.1 Tratamento e descarte da água produzida offshore

O petróleo produzido passa pelo tratamento primário para separação das fases óleo,

gás e água. O processo é feito pelos separadores de produção, tratadores de óleo, sistema de

tratamento e compressão de gás e tratamento da água produzida.

O óleo é estabilizado nos separadores, sendo o gás liberado comprimido e desidratado,

para posterior escoamento pelos gasodutos. Parte desse gás é consumido internamente pelas

plataformas para a geração de energia.

42

A água que vem dos separadores e tratadores de óleo é lançada no sistema de

tratamento de água composto por hidrociclones e/ou flotadores e um vaso degaseificador.

Neste tratamento é recuperado parte do óleo emulsionado. O efluente então é descartado no

mar ou reinjetado na formação.

O E&P tem como limite a concentração no efluente final de 20 mg/l. Porém para

algumas Plataformas o IBAMA fixou esse limite em 15 mg/l. O fluxograma típico é

apresentado na figura 7.

Figura 7: Sistema de separação e tratamento de água produzida nas plataformas Fonte: Relatório Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002

Os navios aliviadores da Bacia de Campos descarregam nos terminais, separadamente,

o petróleo e a água que não atendem as especificações. A água vai para um tanque específico,

destinado a essa finalidade. Este tanque é chamado de tanque de água. Nos tanques de

petróleo a água decantada é transferida posteriormente para os tanques de água. Esta água é

carregada em navios para posterior descarte em alto mar, de acordo com os procedimentos da

Frota Nacional de Petroleiros (FRONAPE).

43

2.3.4.2 Impacto causado pela água produzida em terminais, navios e refinarias

A movimentação de água nos terminais gera problemas de logística e também de

qualidade do óleo. A separação e descarte dessa água, através da Estação de Tratamento de

Efluentes (ETE), e sua posterior transferência para as refinarias ou navios para descarte em

alto mar resulta em grande movimentação da água. Aliado a isto, o pouco tempo de repouso

do óleo nos terminais acarreta o envio de petróleo desenquadrado para as refinarias.

Esses fatos acarretam, entre outros, os seguintes impactos nos terminais:

- Redução de armazenagem nos terminais;

- Sobrestadias de navios;

- Aumento do consumo de energia elétrica com bombeio;

- Desgaste de bombas, que ao invés de bombear óleo, bombeiam água com elevada

salinidade;

- Corrosão em oleodutos;

- Incrustações em tubulações e válvulas causadas por efluentes contendo sais de

cálcio e magnésio.

Nos navios, o principal impacto é a corrosão por pittings e desgaste nas chapas. A

substituição de chapas em um navio é o item mais oneroso de uma docagem, podendo

inclusive, inviabilizar a continuidade operacional do navio. Para evitar que se chegue a este

ponto são necessárias paradas mais freqüentes, para verificação dos tanques e remoção de

resíduos, que também acarretam custos elevados.

São listados a seguir, os principais impactos nas refinarias:

- Imobilização de tanques de petróleo, para armazenar água;

- Aumento acentuado de corrosão com conseqüente aumento de custos de

manutenção;

- Aumento do teor de sal nos efluentes;

- Descontroles operacionais.

Para se ter idéia do problema, a tabela 5 apresenta o volume de água produzida na

Bacia de Campos.

44

Tabela 5: Geração de Água Produzida na Bacia de Campos ANO Produção de Água

m3/ano m3/dia

1977 0 0

1978 33.588 92,0

1979 95.339 261,2

1980 125.352 342,5

1981 128.318 351,6

1982 148.253 406,2

1983 246.577 675,6

1984 528.418 1.443,8

1985 1.053.281 2.885,7

1986 2.321.954 6.351,5

1987 3.610.952 9.893,0

1988 4.122.321 11.263,2

1989 4.678.688 12.818,3

1990 4.628.028 12.679,5

1991 5.593.046 15.323,4

1992 6.875.611 18785,8

1993 8.064.061 22.093,3

1994 8.648.664 23.695,0

1995 9.495.017 26.013,7

1996 12.746.496 34.826,5

1997 13.430.445 36.795,7

1998 15.090.967 41.345,1

1999 16.924.096 46.367,4

2000 17.290.421 47.241,6

2001 18.288.202 50.104,7

Fonte: Relatório de Água de Produção – E&P/UN-BC/Nilce Shioya – maio/2002

45

Para que se tenha dimensão da produção de água em relação ao óleo, são apresentadas

na tabela 6 previsões de produção de água e óleo na Bacia de Campos.

Tabela 6: Previsão de Produção de Água e Óleo na Bacia de Campos

Bacia de Campos Previsão de Produção de Água e Óleo (m3/dia)

Ano Água Óleo

2002 62.850 188.988

2003 76.242 205.768

2004 90.855 247.071

2005 107.433 282.735

2006 125.018 324.503

2007 147.929 326.805

2008 178.198 314.965

2009 209.406 294.269

2010 233.824 275.981

2011 255.095 256.433

Fonte: UN/BC/ST/CER (Relatório Água de Produção - E&P/UN/BC/Nilce Shioya - maio 2002)

Nem toda água produzida é movimentada, grande parte é reinjetada e/ou quando

enquadrada, descartada no mar.

Para que se tenha uma visão do volume de água produzida transferida para terra,

apresentam-se as tabelas 7 e 8.

Tabela 7: Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais, em 2001 Água Produzida Livre Descartada pelos Terminais em 2001

Terminal Volume de Água (m3)

Cabiúnas 1.189.776

Angra dos Reis 1.625.000

São Sebastião 2.284.856

São Francisco 79.144

Campos Elíseos 74.005

Osório (Tramandaí) 5.696

TOTAL 5.258.477

Fonte: Relatório TRANSPETRO - Adisson Nunes –maio/2002

46

Tabela 8: Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em 2001-(m3/ano) Balanço Global Estimado da Água Produzida da Bacia de Campos Enviada para Terra, em

2001-(m3/ano)

A – Total descartado pelos Terminais * 5.258.477

B – Transferido pelos Terminais para as Refinarias** 439.114

C – Total Recebido Pelos Terminais 5.697.591

D – Descartado por Emissários 1.751.376

E – Descartado por Navios (alto mar) 3.507.101

C=A+B E=C-D-B * valores medidos ** valores estimados Fonte: Diagnóstico da água produzida enviada pela Bacia de Campos para os Terminais, julho-2002

2.3.4.3 Custos de movimentação de água produzida

Os custos aqui apresentados são baseados nas estimativas realizadas pelos registros de

movimentação feitos pelos Terminais e pelo ABAST.

Nos valores apresentados a seguir não estão incluídos custos relativos a danos em

equipamentos devido à corrosão nem a vazamentos acidentais. Sendo que estes últimos

podem envolver altas quantias, caso ocorram e sejam passíveis de multa aplicadas pela

autoridade competente.

De acordo com o relatório TRANSPETRO (NUNES, 2002) o custo médio de

movimentação de óleo nos terminais foi de US$ 0,56/m3.

Existem ainda os custos unitários de descarte de água produzida em alto mar por

navios, que em 2001 totalizaram US$ 2,67/m3, de acordo com os dados do ABAST-

LP/POL/OO. Estes custos podem ser mais bem demonstrados na tabela 9.

Tabela 9: Custo de movimentação de água produzida por navios - 2001 Custo de Movimentação de Água Produzida por Navios - 2001 Origem Destino Custo (US $) Plataformas Terminal 4.755.064 Terminal Alto Mar 8.402.821 TOTAL 13.157.885 Fonte: Dados sobre água produzida – Refino – Roberto Amorim – maio/2002

47

Os diversos componentes dos custos envolvidos serão agrupados em custos de:

movimentação nos terminais, movimentação por navios, estoque em excesso de petróleo

devido à água, sobrestadia de navios por tancagem com água e redução de carga nas

refinarias. Este somatório é apresentado na tabela 10.

Tabela 10: Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001 Custo Devido a Movimentação de Água produzida - 2001

Movimentação nos Terminais 8.402.238

Movimentação por Navios 13.157.885

Estoque em excesso de petróleo devido a água 19.093.000

Sobrestadia de Navios 3.000.000

Redução de carga nas Refinarias 192.603

TOTAL US $ 43.845.726

Fonte: Relatório Refino – Roberto Amorim – maio/2002

2.3.4.4 Custo de Captação e Lançamento de Efluentes da Bacia de Campos

Tendo em vista que a criação do Comitê de Bacia e a conseqüente cobrança pelo uso

da água na Bacia do Rio Macaé, ainda se encontram em fase de aprovação e discussão, o

relatório Cenário de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004 fez uma estimativa do

valor a ser pago pela Unidade de Negócios da Bacia de Campos (UN-BC) devido à captação

de água. Foram utilizados os valores aprovados pela Resolução Nº 19, de 14 de março de

2002, que definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do

Rio Paraíba do Sul nos termos e condições previstos na Deliberação CEIVAP Nº 08, de 6 de

dezembro de 2001. A fórmula apresentada é a seguinte:

Cobrança mensal total = Qcap x [KO+K1+(1-K1)x(1-K2K3)] x PPU

Onde:

Qcap corresponde ao volume de água captada durante um mês (m3/mês);

KO expressa o multiplicador de preço unitário para captação (inferior a 1,0 (um) e

definido pela CEIVAP

48

K1 expressa o coeficiente de consumo para a atividade do usuário em questão, ou seja,

a relação entre o volume consumido e o volume captado pelo usuário ou o índice

correspondente à parte do volume captado que não retorna ao manancial;

K2 expressa o nível de eficiência de redução de DBO (Demanda Bioquímica de

Oxigênio) na estação de tratamento de efluentes;

PPU é o preço público unitário correspondente à cobrança pela captação, pelo

consumo e pela diluição de efluentes, para cada m3 de água captada (R$/m3).

Para cálculo do valor a ser pago pela UN-BC pela captação de água no Rio Macaé,

foram aplicados os seguintes valores:

Qcapta = 180.000 m3/mês;

KO = 0,4 – valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08;

K1 = 1 – uma vez que nenhuma parcela de água captada retorna ao Rio Macaé.

A água captada no Rio Macaé é usada par abastecer as plataformas marítimas e a sede

em Imbetiba. Não retornando ao rio os efluentes são lançados no mar e também na lagoa de

Imboassica.

Temos de acordo com o valor definido pela Deliberação/CEIVAP Nº 08: PPU = R$

0,02, o que acarretará num custo de R$ 5.040,00/mês.

A cobrança pelo lançamento dos efluentes tratados no mar deve ser avaliada por

estudo jurídico especial, considerando o grau de tratamento e conseqüentes custos envolvidos

e arcados pela Petrobras até o descarte. Outro fator importante é que segundo o relatório de

Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos de 2004, esta água não é considerada como

água subterrânea ou mesmo como um recurso hídrico. Devido à relação de produção

óleo/água, o poço deixa de ser economicamente viável e é fechado, não havendo mais

efluente a partir deste momento.

2.4 TRATAMENTO ANTES DO DESPEJO

A água produzida é o fluido que é separado do petróleo em separadores de produção

nas instalações de facilidades de produção de óleo e gás. De acordo com E&P Fórum (1994)

esta água normalmente contém de 0,1 a 1 % de óleo disperso em gotículas. Sua temperatura

49

varia de 100 C a 1050 C e sua pressão de 2 a 20 barg, podendo atingir pressões bem superiores

em alguns casos. A água também pode conter partículas sólidas provenientes de reservatórios

arenosos, escamas e partículas originadas por corrosão. Pode ainda conter resíduos de

produtos químicos utilizados como: anticorrosivos, antiespumantes, inibidores de crescimento

de bactérias, bem como fluidos usados na perfuração e completação do poço.

As especificações para tratamento dos fluídos de produção dependem da origem

destes, de suas condições e método escolhido para descarga da solução salina. Os tratamentos

convencionais incluem os separadores trifásicos e respectivos métodos de tratamento para

remoção da água do petróleo. Pode ser necessário tratamento adicional para enquadrar as

exigências de descarga, usando tanques de raspagem, interceptadores de chapas paralelas,

flotação de gás, coalescedores e hidrociclones.

Outros métodos de separação são continuamente desenvolvidos e é escopo deste

trabalho estabelecer procedimentos que garantam a avaliação de novas tecnologias e,caso

viáveis, a sua implementação.

A indústria do petróleo tem sido bem atuante no sentido de desenvolver e implementar

tecnologias de tratamento de água produzida, tendo como foco o aumento de exigências

futuras, quanto à qualidade da água a ser descartada.

O objetivo desta seção é dar um breve resumo do estado da arte do tratamento de água

produzida em campos de produção onshore e offshore.

2.4.1 Separadores trifásicos

Em poços que produzem quantidades pequenas de água pode-se utilizar este processo.

A separação se dá à pressão levemente positiva e sem a formação de emulsão. A separação é

promovida por gravidade, com saídas para a água, óleo e gás. Os separadores são operados

através de controles de pressão e nível.

Vantagens:

- Processo e operação simples;

- Baixo custo;

- Pouca manutenção.

Desvantagens:

50

- Mais eficientes para pequenas quantidades de água;

- Equipamentos grandes e pesados.

2.4.2 Tanques de raspagem

São tanques grandes que podem fornecer tempo de retenção suficiente para que o óleo

fique na superfície e possa ser raspado e coletado. Estes projetos incluem os separadores API.

Vantagens:

- Processo bem conhecido com tradição na produção offshore;

- Funcionamento não depende muito do diferencial de densidade água/óleo;

- Processo e projeto simples.

Desvantagens:

- Normalmente não consegue enquadrar a água no limite de 20 ppm;

- Não funciona bem quando a chegada de óleo se dá em golfadas;

- Equipamento grande e pesado.

2.4.3 Separadores de placas paralelas

O separador de Placas Paralelas atua por gravidade, é constituído basicamente por

placas paralelas separadas uma da outra por uma distância que varia de 4 a 10 cm. A água

oleosa ao passar entre as placas, faz com que as partículas de óleo subam para o lado de baixo

da placa de cima, onde ficam aderidas. O óleo aglutinado escoa até a superfície da água de

onde será posteriormente removido.

Vantagens:


- De baixo custo;

Desvantagens:

- Equipamento grande e pesado;

51


- Não é apropriado para plataformas flutuantes.

2.4.4 Flotação de gás

Pode ser usado como tratamento complementar aos tratamentos anteriores. O sistema

pode ser de Flotação de Gás Dissolvido - onde o gás é injetado sob pressão e dissolvido na

água e depois de segregado a baixa pressão no recipiente de flotação - ou de Flotação do Gás

Disperso - onde o gás é disperso na água por meio de um edutor ou um rotor mecânico.

Vantagens:

- Sistema efetivo para remover emulsões, quando associado ao uso de aditivos

químicos apropriados;

- Pode sob condições específicas, remover parte dos componentes dissolvidos na

água.

Para os processos apresentados, serão relatados a seguir os mecanismos de tratamento

para emulsão.

Quando ocorre emulsão, ou seja, a combinação de dois líquidos imiscíveis em

condições normais, um dos líquidos é dispersado pelo outro sob a forma de gotículas das mais

diversas dimensões. As quantidades de água podem variar de traços até 90 % de água.

A água livre, que é produzida junto com o petróleo, decanta em poucos minutos,

enquanto a emulsão deve receber tratamento especial.

Pode-se usar o tratamento com calor, mas este por si só não rompe a emulsão. É um

processo que auxilia a aceleração da separação. Usa-se para tal um aquecedor.

O tratamento químico se baseia na utilização de componente químico que deve ser

capaz de desativar o agente emulsificante que envolve as gotículas d’água. Os produtos

químicos são usados em quantidades suficientes para romper a emulsão água/petróleo. Com

isto as gotículas de óleo se juntam na superfície, e a água é descartada.

52

2.4.5 Hidrociclones estáticos

O funcionamento se baseia na indução de fluxo turbulento, em redemoinho, que gera

forças centrífugas, acarretando a separação do óleo da água. Nos hidrociclones estáticos, as

forças centrífugas são induzidas por alta taxa de fluxo.

Vantagens:

- Equipamentos leves e compactos;

- Fáceis de operar e manter;

- Baixa sensibilidade a golfadas.

Desvantagens:

- Necessitam de alimentação de pressão elevada;

- Necessitam da adição de produtos químicos para dispersão de gotículas de óleo;

- Vulneráveis a mudanças de vazão e pressão;

- Desempenho depende do diferencial de densidade água/óleo e do tamanho das

gotas de óleo.

2.4.6 Centrifugação mecânica

Em comparação com hidrociclones, este processo requer uma queda de pressão menor,

desde que a energia seja proveniente de maquina rotativa com degaseificação e pressurização

na tomada da corrente. Por outro lado, estas máquinas rotativas de alta velocidade exigem

manutenção constante e consomem muita energia.

Vantagens:

- Alta eficiência para remover óleo disperso;

- Compactas;

- Não necessitam de aditivos químicos;

- Não são afetadas pelo movimento de plataformas flutuantes.

Desvantagens:

- Alto custo de investimento e de operação;

53

- Requerem manutenção intensa;

- Alto consumo de energia;

- Só se adaptam a vazões estáveis.

2.4.7 Hidrociclones dinâmicos

Possuem tecnologia e desempenho intermediários entre Centrífugas Mecânicas e

Hidrociclones Estáticos.

Vantagem:

- Não requer uma queda alta de pressão.

Desvantagem:

- É um equipamento bem sofisticado.

2.4.8 Borbulhamento com gás (Stripping)

Técnicas de remoção de óleo por ar ou gás. Têm sido usadas em campos de gás e em

águas oleosas de difícil remoção. Seu processo é bastante complexo.

Vantagens:

- Alta eficiência;

- Remove parte dos hidrocarbonetos dissolvidos

- Se for usado ar, o processo tem menor custo.

Desvantagens:

- Não se adequa à condições de variáveis instáveis;


- Processo complexo.

54

2.4.9 Meio filtrante

Vários tipos diferentes de equipamentos integram esta categoria, inclusive

coalescedores. Estes são caracterizados pela capacidade de remoção de óleo livre e

emulsificado, sem a adição de coagulantes químicos, embora possam ser usados para

melhorar a performance do tratamento. O processo consiste na passagem da água, através de

um leito de areia ou outros materiais sintéticos.

Vantagens:

- Capacidade de enquadrar a água em 20 ppm ou menos;

- Remove óleo e emulsão.

Desvantagens:

- Equipamentos pesados, que devem ser associados a outras facilidades;

- Manutenção intensa;

- Rejeitos de difícil descarte.

2.4.10 Coalescedores

Utilizam sistemas de fluxo semelhantes a filtros. O poliuretano é usado como um

envólucro banhado em óleo. O óleo e sólidos envolvidos em óleo se reúnem no envólucro e

são automaticamente removidos.

Vantagens:

- Removem óleo e emulsão;

- Pode ser usado quando a chegada de óleo se dá em golfadas;

- Boa eficiência para quantidades maiores de óleo.

Desvantagens:

- Apresenta bom desempenho somente para pequenas vazões;

- Requer manutenção intensa e apresenta problemas técnicos que estão em

desenvolvimento.

55

2.4.11 Membranas filtrantes

O uso de membranas filtrantes, para processar a água produzida, tem sido a tônica dos

últimos anos. A indústria tem oferecido várias membranas que variam de tipo e eficiência. O

processo pode ser dividido em duas categorias: ultrafiltração e microfiltração.

A ultrafiltração opera a pressões acima de 10 bar e tem demonstrado grande eficiência

com efluentes da ordem de 10 mg/l.

A microfiltração opera com pressões menores que 3 bar, mas sua performance é menor

que a de ultrafiltração, embora melhor que de outros métodos de separação.

Vantagens:

- Alta eficiência apresenta efluente na faixa abaixo de 20 mg/l.

Desvantagens:

- Só se adequa a baixas vazões;

- Requer manutenção pesada;

- Sensível a variações do fluxo em relação a variáveis e qualidade;

- Alto investimento;

- Requer pré-tratamento, cujos produtos químicos são de descarte mais difíceis e

caros.

2.4.12 Membranas filtrantes vibrantes

Uma das desvantagens do uso de membranas, é que estas permitem o acúmulo de

partículas que obturam os poros das mesmas, impedindo a filtração e interrompendo o

processo para limpeza.

O uso de membranas vibrantes é mais novo e constitui a melhoria necessária para

permitir um uso eficiente.

Um sistema novo de membranas conhecido como VSEP (Vibratory Shear Enhanced

Process) emprega vibração torcional da superfície da membrana, que cria alta energia de corte

na superfície perto dos poros. O resultado é que colóides e partículas não bloqueiam os poros

56

e são removidos. O sistema não necessita de um pré-tratamento químico para evitar formação

de escamas (http://www.vsep.com/pdf/ProducedWater.pdf - 2004).

Segundo informações do representante do fabricante, para uma unidade do

equipamento de maior vazão, teremos os seguintes dados:

Vazão total: 262,08/m3/dia

Pressão de operação: 200 psi

Vida útil das membranas: 2 anos

Período de depreciação (exceto membranas): 15 anos

Custo FOB: USD 285.000,00

Custo CIF: USD 310.300,00

Custo total por m3 (Ct) = Custo por m3 do capital + Custo por m3 de energia + Custo

por m3 de substituição de membranas + Custo da depreciação = USD 0,99

Para vazões maiores o equipamento permite a formação de baterias, o que aumentaria

a vazão tratada e diminuiria os custos de investimento. A partir da aquisição de cinco

unidades o custo FOB cai para USD 185.000,00.

Para que se tenha uma visão global do tratamento, são apresentadas as tabelas 11 e 12.

Tabela 11: Resumo dos tipos de tratamento.

Fonte: Resumo do autor

Médio •Manutenção intensa •Descarte de rejeitos

•Enquadram água em 20 ppm ou menos •Remove emulsão

Meio filtrante / coalescedores (filtração)

Baixo •Eficientes p/ pouca quantidade de água •Equipamento grande e pesado

•Processo e operação simples •Pouca manutenção

Separadores Trifásicos (gravidade)

Baixo •Processo requer o descarte dos produtos químicos usados

•Remove emulsões se associado a aditivos •Remove parte dos componentes dissolvidos

Flotação

Baixo /Médio

•Sensível a alterações de variáveis •Alto consumo de energia •Processo complexo

•Alta eficiência •Se usado ar o processo tem menor custo

Borbulhamento com gás (gás stripping)

Baixo /Médio

•Alimentação com pressão elevada •Necessita adição de produtos químicos •Sensível a variação de pressão e vazão

•Equipamento leve e compacto •Fácil operação •Não é sensível a golfadas

Hidrociclones (força centrífuga)

Baixo •Equipamento grande e pesado •Mau desempenho para chegada do óleo em golfadas •Não funciona em unidades flutuantes

•Processo e operação simples Separador de placas paralelas (gravidade)

CUSTO DESVANTAGENS VANTAGENS EQUIPAMENTO MÉTODO

57

Tabela 12: Tendências em processos de separação.


2.4.13 Novas tecnologias

Como visto na seção anterior, o desenvolvimento de novas tecnologias para o

tratamento de água produzida é uma realidade na indústria petrolífera atual.

Na Petrobras, em complementação à remoção primária de óleo, o uso de filtração em

meios minerais foi avaliado pelo Centro de Pesquisas da Petrobras (CENPES), em convênio

com o Centro de Tecnologia Mineral (CETEM).

Dos processos avaliados, o uso de meios filtrantes de areia e carvão ativado foi

indicado como a melhor opção complementar, para o enquadramento do óleo nos limites

estabelecidos na legislação nacional vigente, < 20mg/l. Os melhores resultados para a

remoção de hidrocarbonetos emulsionados ou dissolvidos na água foram obtidos com carvão

ativado como meio filtrante. Esta alternativa vem sendo usada caso o tratamento primário não

atinja os limites legais estabelecidos.

A remoção dos demais componentes químicos da água, apesar de serem de grande

importância, não fazem parte do escopo desta pesquisa.

Para os efluentes de água produzida que são enviados às refinarias para receberem

tratamento anterior ao descarte, atualmente, estão em discussão os seguintes processos:

MENBRANAS FILTRANTES NOVAS TECNOLOGIAS

•Ultrafiltração: 10 bar, Efluentes na ordem de 10 mg/l •Microfiltração: 3 bar, Elfuentes na faixa de 15 a 20 mg/l Desvantagens: Manutenção pesada, só opera em baixas vazões, pré-tratamento e custo levado

•Meio filtrante de areia e carvão ativado •Cloração •Processo eletrolítico •Oxidação com peroxido de oxigênio •Ozonização •Tratamento biológico

MENBRANAS FILTRANTES VIBRANTES DESAFIOS

•Vibração Impede acúmulo de coloides e partículas nos poros Vazão: 262 m3 /dia Pressão: 200 psi Custo: US $ 310.300,00 Custo por m3: US $ 0,99

•Altas vazões •Qualidade do efluente •Descarte ou reuso

58

- Cloração;

- Processo eletrolítico;

- Oxidacão com peróxido de oxigênio;

- Ozonização;

- Tratamento biológico.

Todas as tecnologias aqui brevemente apresentadas constituem o estado da arte que

vem sendo usado no tratamento da água produzida. O grande desafio é atingir um tratamento

de grandes vazões com alta qualidade de efluentes, para que possam ser descartados ou

reusados dentro dos limites legais e que garantam a qualidade ambiental.

2.5 PANORAMA LEGAL DA GESTÃO DE RECURSOS HÍDRICOS NO BRASIL

Até a vigência do Código das Águas, Decreto Nº 24.643 de 10 de julho de 1934, não

existia qualquer regulamentação referente à água ou o seu uso no Brasil.

As águas subterrâneas eram consideradas bens imóveis, ligadas a propriedade da terra.

É consenso a importância de se manter aspectos legais e jurídicos como ação de

disciplinamento e proteção do recurso água subterrânea. Destacam-se pelo seu marco

histórico e institucional vigente e pela experiência de alguns estados que instituíram,

regulamentaram e executaram as ações instrumentalizadas, conforme as necessidades de

gestão, uso ou proteção dos recursos hídricos (TUCCI et all, 2001).

Passemos a um breve resumo e alguns comentários da legislação brasileira que trata

do assunto.

Código das Águas – Decreto Nº 24. 643 de 10 de julho de 1934

Foi o primeiro código de águas do país e faz distinção entre águas comuns e águas

particulares.

No Título I, Capítulo III, Artigo oitavo, define águas particulares da seguinte forma:

“São particulares as nascentes e todas as águas situadas em terrenos que também o sejam,

quando as mesmas não estiverem classificadas entre as águas comuns de todos, as águas

públicas ou as águas comuns”.

59

O Título IV estabelece considerações sobre águas subterrâneas. Considera as águas

subterrâneas como bens imóveis associados à propriedade da terra e têm caráter inibitório de

monopolização e poluição das águas. Reconhece a estreita ligação com as águas superficiais,

limitando o direito e exploração de águas subterrâneas, sempre que seu uso possibilita

interferência nas águas superficiais de domínio público.

No Título VI, artigo 110, o código já se refere à poluição das águas e prevê a cobrança

pela sua recuperação além de imputar a esta responsabilidade criminal.

Código das Águas Minerais (DNPM) – Decreto-Lei N° 7. 841 de 08 de Agosto de 1945

Estabeleceu normas para o aproveitamento das águas minerais. Incluíam as águas

minerais, termais, gasosas, potáveis de mesa e as destinadas a fins balneários. Estabeleceu

normas para o aproveitamento das águas minerais. Seu conteúdo era confuso em relação a

conceitos de estabelecimentos de relações entre águas minerais e as demais águas. Não serão

feitas considerações sobre este aspecto uma vez que não é relevante para o estudo presente.

Código de Mineração – Decreto-Lei Nº 227 de 28 de Fevereiro de 1967

Estabeleceu a competência da União na administração dos recursos minerais e

reconheceu a água subterrânea como substância mineral dotada de valor econômico e

formadora de jazida. Na época existia a idéia de regulamentar separadamente a exploração

das águas minerais e das águas subterrâneas.

Regulamentação do Código de Mineração de 1968

Ratifica a inclusão de todas as águas subterrâneas especificadas pelo Código de Águas

Minerais sob o conceito de Jazidas Minerais.

Portaria N° 117 de 17 de Julho de 1972 – Departamento Nacional de Produção Mineral

(DNPM)

Normaliza estudos e análises bacteriológicas segundo o Código de águas Minerais.

Criação da S.E.M.A. (Secretaria Especial do Meio Ambiente) de 1973

Dá competência à Secretaria para criar Normas e Padrões referentes à qualidade dos

recursos hídricos e estabelece normas de proteção quanto ao uso do solo e a formação de

fontes naturais.

60

Lei N° 6.938 de 31 de agosto de 1981

Dispões sobre a Política Nacional de Meio Ambiente e, no seu artigo sexto, cria o

Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA) e estabelece que o Conselho Nacional do

Meio Ambiente (CONAMA) é seu órgão consultivo e deliberativo, com autoridade de propor

diretrizes e políticas governamentais e criar normas e padrões ambientais.

Resolução CONAMA Nº 1 de 23 de janeiro de 1986

Dispões sobre estudos de impacto ambiental.

Resolução CONAMA Nº 20 de 18 de Junho de 1986 – Conselho Nacional do Meio

Ambiente.

Divide em nove classes as águas doces, salobras e salinas do Território Nacional,

estabelece parâmetros e indicadores específicos para seu uso, especificando os níveis de

qualidade requeridos, assegurando seu uso preponderantes.

No artigo 21 determina que os efluentes de qualquer fonte poluidora somente poderão

ser lançados, direta ou indiretamente, nos corpos de água uma vez que obedeçam aos

parâmetros relacionados no referido artigo.

Constituição Federal – 1988

Estabelece que:

[...] são bens da União os lagos, rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um Estado da federação, sirvam de limite com outros países, ou se estendam a território estrangeiro ou dele provenham, bem como os terrenos marginais e as praias fluviais.

Determinam ainda: “[...] bens dos Estados, as água superficiais ou subterrâneas,

fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas, neste caso, na forma da lei, as decorrentes

de obras da União”.

Pelo exposto, não existem água particulares no País, sendo o uso das águas sempre

subordinado aos interesses públicos. Compete, portanto à União legislar sobre estas. Este é,

portanto um item a ser observado pelas indústrias na confecção de cenários futuros.

61

Lei Federal Nº 9. 433 de 08 de Janeiro de 1997

Instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema Nacional de

Gerenciamento de Recursos Hídricos. Esta lei resultou de um longo processo de maturação

das experiências em gerenciamento de recursos hídricos no Brasil. A lei fixou como diretriz a

integração de gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental e integrou o uso do solo à

gestão de bacias hidrográficas, sistemas estuarinos e bacias costeiras.

De acordo com Tucci et all (2002), está previsto o planejamento prévio da utilização,

preservação e recuperação dos recursos hídricos, a outorga de direitos de uso e a cobrança

pelo uso da água, como meio de reconhecer seu valor econômico e incentivar sua

racionalização. Mais um item que reforça a idéia da importância estratégica do assunto.

Abaixo é possível ver uma análise da mesma.

No capítulo I - dos fundamentos, Art. 1° A Política Nacional de Recursos Hídricos

baseia-se nos seguintes fundamentos:

I - água é um bem de domínio público;

II - a água é um recurso natural limitado, dotado de valor econômico;

Note-se que é explicitado o valor econômico.

No Capítulo III - das diretrizes gerais de ação, no Art. 3°, Constituem-se diretrizes

gerais de ação para a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos:

• A gestão sistemática dos recursos hídricos sem dissociação dos aspectos de

quantidade e qualidade;

• A adequação da gestão de recursos hídricos levando em conta às diversidades

físicas, bióticas, demográficas, econômicas, sociais e culturais das diversas regiões

do País;

• A integração da gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental;

• A integração do planejamento de recursos hídricos com o dos setores usuários de

planejamentos regional, estadual e nacional;

• A articulação da gestão de recursos hídricos com a do uso do solo;

• A integração da gestão das bacias hidrográficas com a dos sistemas estuarinos e

zonas costeiras.

62

No capítulo IV - Dos instrumentos, destacam-se:

• São instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos:

o Os Planos de Recursos Hídricos;

o O enquadramento dos corpos de água em classes;

o A outorga dos direitos de uso de recursos hídricos;

o A cobrança pelo uso;

o A compensação a municípios;

o Sistema de informações de recursos hídricos

Os Planos de Recursos Hídricos são planos diretores que visam fundamentar e orientar

a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e gerenciar os recursos hídricos.

Tem, portanto planejamento de longo prazo. Devem fazer o diagnóstico da situação atual com

a visão de disponibilidade e demandas futuras de recursos hídricos, e dentro desta visão,

estabelecer os critérios para outorga dos recursos e critérios para cobrança dos mesmos. A lei

prevê ainda áreas sujeitas a restrição de uso.

No Art.15 - A outorga de direito de uso de recursos hídricos poderá ser suspensa

parcial ou totalmente, em definitivo ou por prazo determinado, de acordo com circunstâncias

previstas na lei.

A seção IV trata da cobrança do uso de recursos hídricos, na qual a cobrança pelo uso

objetiva:

• Reconhecer a água como bem econômico e dar ao usuário uma indicação de seu real

valor;

• Incentivar a racionalização do uso da água;

Ainda não foram fixados valores, porém é previsto serem cobrados pelo uso dos

recursos hídricos, dentre outros:

• As derivações, captações e extrações de água, o volume retirado e seu regime de

variação;

• Os lançamentos de esgotos e demais resíduos líquidos ou gasosos, o volume lançado

e seu regime de variação e as características físico-químicas, biológicas e de

toxidade do efluente.

63

Na seção VI - do Sistema de Informações Sobre Recursos Hídricos, é de suma

importância a sua implementação, uma vez que sem dados para interpretar, não se pode

avaliar a situação do problema.

No seu título II a lei estabelece o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos

Hídricos, e no art. 32 cria o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, que

tem por principais objetivos:

- Coordenar a gestão integrada das águas;

- Implementar a Política Nacional de Recursos Hídricos;

- Garantir a preservação dos recursos hídricos;

- Cobrar pelo uso de recursos hídricos.

No último item verifica-se novamente que a cobrança dos recursos é um fato

irreversível e até agora não quantificado.

No capítulo II - sobre o Conselho Nacional de Recursos Hídricos, dispõe sobre a

composição do referido conselho. Este conselho deverá ser composto por representantes dos

Ministérios e Secretarias da Presidência da República no ramo e demais representantes nos

conselhos estaduais de Recursos Hídricos, representantes dos usuários da população e das

ONGs.

Em seu capítulo III a lei estabelece a atuação dos comitês de Bacia Hidrográfica, de

acordo com o Art.39, sobre a representação das Bacias Hidrográficas por representantes da:

- União;

- Dos Estados e Distrito federal;

- Dos Municípios;

- Dos usuários das águas; das entidades civis.

Nos parágrafos subseqüentes, é possível verificar uma preocupação em estabelecer

regras para o funcionamento das Bacias Hidrográficas, mas pode-se perceber de antemão a

grande gama de conflitos entre Estado, Municípios, ONGs, Indústrias e outras representações

locais.

A Lei incorpora ainda a mudança de domínio das águas subterrâneas, estabelecidas na

Constituição de 1988, mantém tratamento diferenciado para águas minerais, recomenda

mecanismos de outorga para as concessões de exploração e estabelece condições que visam

proteger as águas subterrâneas de poluição.

64

Resolução CONAMA No 237 de 19 de dezembro de 1997

Dispõe sobre Licenciamento Ambiental, no qual o órgão ambiental competente

licencia a localização, instalação ampliação e operação de empreendimentos considerados

potencialmente poluidores.

A licença ambiental esta condicionada a realização do Estudo de Impacto Ambiental e

respectivo Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente (EIA/RIMA). Compete ao Instituto

Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) o licenciamento

ambiental.

Ainda nesta resolução, em seu anexo A, estão relacionadas às atividades ou

empreendimentos sujeitos ao licenciamento.

Lei No 9.605 de 2 de fevereiro de 1998

Esta lei também é conhecida como Lei de Crimes Ambientais. Regulamenta sanções

penais e administrativas oriundas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente, seguindo

uma tendência mundial de penalizar a pessoa jurídica. Foram estabelecidas modalidades de

penas aplicáveis à pessoa jurídica e seus diretores, administradores, membros de conselho,

auditores, gerentes, etc.

A lei prevê também a responsabilidade de pessoas físicas, autoras, co-autoras ou

partícipes dos crimes previstos na mesma.

Portaria No 231 de 31 de julho de 1998 – Departamento Nacional da Produção Mineral

(DNPM)

Estabelece as ações e os procedimentos necessários à definição de áreas de proteção de

fontes, balneários e estâncias de águas minerais e potáveis de mesa. Tem por objetivo a

preservação, conservação e racionalização do uso.

Resolução Nº 05 de 10 de Abril de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos

(CNRH)

Estabelece diretrizes para os Comitês de Bacias Hidrográficas, visando implementar o

Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, conforme determinação da Lei N º

9. 433.

65

Lei Nº 9.966 de 28 de abril de 2000

Estabelece os princípios básicos a serem obedecidos na movimentação de óleo e outras

substâncias nocivas ou perigosas em portos, instalações portuárias, plataformas e navios em

águas sob jurisdição nacional.

A lei, em seu artigo 7, determina que portos, instalações portuárias, plataformas e suas

instalações de apoio devem dispor de plano de emergência individual e integrado, e que o

órgão ambiental local fica responsável pela consolidação destes planos e de um plano de

contingência. A lei, apesar de determinar a confecção dos planos, não se refere a um conteúdo

mínimo dos mesmos.

No artigo 17, cita-se a proibição da descarga de óleo, misturas oleosas e lixo em águas

sob jurisdição nacional, exceto sob condições previstas pela Marpol 73/78 (Convenção

Internacional para a Prevenção da Poluição Causada por Navios, concluída em Londres em

02/11/1973 e alterada em 17/02/1978), e não estando o navio, plataforma ou similar dentro

dos limites de área ecologicamente sensível. No parágrafo primeiro é estabelecido que o

descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas deve seguir

procedimento aprovado pelo órgão ambiental local.

Lei Federal 9. 984 de 17 de Julho de 2000 – Criação da A.N.A. (Agência Nacional de

Águas)

A lei institui a Agência Nacional de Águas, com a finalidade de implementar a Política

Nacional de Recursos Hídricos. A ANA é responsável pela implementação e execução da

Política Nacional de Recursos Hídricos (PNRH), ficando a SRH/MMA com a deliberação e

formulação da PNRH.


Determina ao IBAMA, aos órgãos estaduais, municipais e ONGs, as ações de controle

e prevenção, bem como as do processo de licenciamento ambiental das instalações industriais

de petróleo e derivados localizados no território nacional.

Resolução Nº 012 de 19 de Julho de 2000 – Conselho Nacional de Recursos Hídricos

(CNRH)

Estabelece procedimentos para enquadramento dos corpos d’água em classes de

acordo com o uso principal, subsidiando a implementação da PNRH.

66

Resolução Nº 19 de 14 de março de 2002 - Conselho Nacional de Recursos Hídricos

(CNRH)

Definiu o valor de cobrança pelo uso de recursos hídricos da Bacia Hidrográfica do

Rio Paraíba do Sul, de acordo com o Comitê para a Integração da Bacia Hidrográfica do Rio

Paraíba do Sul, nos termos e condições previstos na Deliberação/CEIVAP Nº 08 de 6 de

dezembro de 2001.

2.5.1 Comentários

Como exposto no item anterior o marco inicial da legislação de água no Brasil foi o

Código das Águas de 1934. Nele era assegurado o uso gratuito de qualquer corrente ou

nascente, mas também permitia a propriedade particular da água.

Nas décadas seguintes pouca coisa foi acrescentada. Na década de 80, devido a

pressões ambientais, foram sendo criadas legislações mais específicas:

• É sancionada a Lei 6.938 que cria o SISNAMA, dando origem ao CONAMA.

• Em 1986 surge a Resolução Nº 20, estabelecendo a classificação das águas.

• Em 1988, a Constituição Federal estabelece que: “[...] são bens da União os lagos,

rios e quaisquer correntes em terrenos de seu domínio, ou que banhem mais de um

estado da federação [...]”. Estabelece ainda: “[...] são bens dos Estados, as águas

superficiais ou subterrâneas, fluentes, emergentes ou em depósito, ressalvadas

nesse caso, na forma da lei, as decorrentes de obras da União”.

A partir daí deixam de existir águas particulares no País, o uso das águas está, portanto

subordinado aos interesses públicos, cabendo à União legislar sobre elas.

A lei 9.433 instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema

Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, fruto da experiência de gestão associada à

proposição de melhorias para o País.

São criadas as Agências de Água, que têm como área de atuação uma ou mais bacias

hidrográficas, tendo por competência o planejamento de recursos hídricos da bacia e a

cobrança pelo uso da água, visando à viabilidade financeira da gestão. O sentido inovador é a

parceria entre Estados, Municípios, ONGs e a sociedade civil, gerindo bens e serviços

públicos.

67

A Resolução CONAMA Nº 265 de 2000, determinou à Petrobras a realização de

auditorias ambientais independentes de todas as suas instalações de petróleo e derivados em

todo território Nacional.

Nesse breve panorama podemos perceber que as ações de controle e qualidade dos

sistemas legais de gestão tem uma indicação clara do aumento de exigências dos parâmetros

ambientais, bem como da cobrança pelo uso de recursos hídricos e descarga de efluentes.

2.6 SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE

Nos anos 50 a sociedade começa a vivenciar uma época de desenvolvimento industrial

acentuado e, ligado a este fato, surge uma das principais conseqüências: a poluição.

De acordo com Martini Junior e Gusmão (2003) o desgaste da imagem das indústrias

química e de petróleo tem como referência uma série de acidentes ocorridos nas décadas de

70 e 80, que tiveram um tratamento destacado na mídia, como:

• Em Flixborough na Inglaterra – 1974, uma explosão de ciclohexano provocou a

morte de 28 trabalhadores e feriu outros 36.

• Em Sevezo – Itália em 1976, um vazamento de tetracloro-dibenzo-dioxina,

acarretou em 220.000 feridos.

• Em Bhopal – Índia em 1984, um vazamento de metil isocianato matou 3.800

pessoas e deixou 200.000 feridos.

• Na cidade do México em 1984, explosão de GLP, 490 mortos e 7.000 feridos.

• No Golfo do Alasca em 1989, 44 milhões de litros de óleo, vazaram do navio

Exxon Valdez, provocando uma das maiores tragédias ecológicas que se tem

notícia.

Fatos como esses levaram a opinião pública a se voltar contra as indústrias e estas em

resposta passaram a gerenciar seus riscos ambientais.

A indústria ao gerenciar seus riscos ambientais concentrou-se nos estudos técnicos econômicos de probabilidade e magnitude de fenômenos indesejáveis e na determinação de qual grau de risco é aceitável, fundamental para as atividades de engenharia, mas de pouca relevância para a opinião pública. (MARTINI JUNIOR e GUSMÃO, 2003, p 20.).

68

Todas as indústrias competitivas do mundo moderno seguiram a tendência mundial de

aplicar um sistema de gestão às suas atividades. Estes sistemas vieram se desenvolvendo

através de décadas, após os anos 70. Segundo Donaire (1999).

Em relação ao ambiente, nada pior do que tentar aparentar uma imagem que não condiz com a realidade. As declarações públicas sobre os problemas ambientais devem caracterizar-se por dizer a verdade e agir de acordo com o que se diz.Estar mais preocupada com aquilo que a empresa fez e faz e não com o que pretende fazer. Ter coerência entre intenção e ação é a política mais adequada a ser obedecida pela área de comunicação.

A seguir apresenta-se uma retrospectiva do desenvolvimento dos sistemas de gestão,

com foco especial para os sistemas de gestão ambiental, que é um dos objetivos desta

dissertação.

2.6.1 Retrospectiva dos sistemas de gestão de SMS

Segundo Duque (2004) nos anos do pós-guerra, o Japão desenvolveu uma grande

capacidade produtiva, com diversas linhas de produtos, dentre esta diversidade, havia um

ponto em comum, todos apresentavam baixa qualidade.

Surge então Edwards Denning que desenvolveu o mundialmente conhecido ciclo

PDCA, cujo fundamento é a garantia da melhoria contínua do processo produtivo, onde:

P = PLAN (PLANEJAR) planejamento de todas as atividades de processo a serem

desenvolvidas.

D = DO (DESENVOLVER) desenvolvimento de todas as atividades de processo.

C = CHECK (CONTROLAR) verificação do que foi executado em com o planejado.

A = ACT (AGIR) analise da causa dos desvios e replanejamento das melhorias.

Em 1947, foi fundado um organismo internacional, a International Organization for

Standardization (ISSO), com sede em Genebra, na Suíça. O objetivo era a criação de padrões

internacionais para a garantia da qualidade de produtos e serviços. Pode-se ver na figura 8 a

origem da família ISO.

69

TODAS UTILIZADAS EM RELAÇÕES CONTRATUAIS ENTRE COMPRADORES E FORNECEDORES

EXPERIÊNCIA NO USO DESTAS NORMAS

1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001

ISO 9002ISO 9003

ISO 9004-1 OUTRASNORMAS ISO

Diretrizes paraseleção e uso

Modelos paraGarantia daQualidade

Diretrizes paraSistemas deGestão daQualidade

Complementamas normasbásicas

Sistemas de Gestãoda Qualidade -

Conceitos eVocabulário


Requisitos


Diretrizes Gerais

ISO 9000 ISO 9001 ISO 9004NORMAS

COMPLEMENTARES

CANADÁCZ299

EUAMIL-Q-9858MIL-I-45208

OTANAQAP 4AQAP 1AQAP 9

REINO UNIDODEF.STAN 05/24DEF.STAN 05/21DEF.STAN 05/29

OUTROS


AN

O 1

994

AN

O 2

0 00



1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001

ISO 9002ISO 9003









Requisitos


Diretrizes Gerais


COMPLEMENTARES

CANADÁCZ299




OUTROSCANADÁCZ299




OUTROS


AN

O 1

994

AN

O 2

0 00

A Família ISO 9000 A Família ISO 9000 --OrigemOrigem

Workshop SGI IEES

Figura 8: Origem da família ISO 9000 Fonte: Workshop SGI/IEES

Em 1987 foi publicada a série ISO 9000, primeira família da norma ISO, sobre

Sistemas para Gestão e Garantia da Qualidade. Em 1991, no Brasil, a ABNT adota esta norma

e lança a NBR ISO 9000.

A ISO 9000 foi revisada pela primeira vez em 1994, com pequenas adequações, e em

2000 surge à segunda revisão, com alterações que valem até hoje. Os principais focos das

alterações foram:

- Comprometimento de lideranças;

- Gerenciamento de projetos;

- Melhoria contínua e definição clara de objetivos e metas;

- Eficácia com foco no atendimento ao cliente.

70

É claro que com a nova família de normas ISO para sistemas de qualidade, surge uma

tendência que leva ao conceito de Sistema de Gestão Integrada – SGI, visando facilitar as

organizações, o seu gerenciamento e planejamento.

Em decorrência de uma série de acidentes ambientais, em nível mundial, comentados

no início desse item, surge uma grande onda de pressão pela gestão ambiental. Em 1996 a

ISO publica as normas da série 14000, Sistemas de Gestão Ambiental – Especificações e

Diretrizes para Uso. No Brasil é lançada pela ABNT com a nomenclatura NBR ISO 14001.

Em sua introdução ela coloca: “Para atingir os objetivos ambientais, convém que o sistema de

gestão ambiental estimule as organizações a considerarem a implementação de melhor

tecnologia disponível quando apropriado e economicamente exeqüível”. (NBR ISO

14001:1996)

Esta norma compartilha objetivos comuns de sistemas de gestão com a série de

Normas ISO 9000 para sistemas de qualidade, conforme modelo que será reproduzido na

figura 9.

Figura 9: Modelo de Sistema de Gestão Ambiental Fonte: NBR ISO 14001:1996

MELHORIA CONTÍNUA

VERIFICAÇÃO E AÇÃO

CORRETIVA

POLÍTICA AMBIENTAL

PLANEJAMENTO

IMPLEMENTAÇÃO E

OPERAÇÃO

ANÁLISE CRÍTICA

PELA ADMINISTRAÇÃO

71

Vamos comentar a seguir as normas relativas a Sistemas de Gestão em Segurança e

Saúde no Trabalho.

Após o evento da série ISO 14000 notou-se que o sistema de gestão integrada não

estava completo, faltava gerenciar a Segurança e Saúde para assegurar a qualidade total.

Passou-se então a adoção da norma OHSAS 18001:1999, Occupacional Health and

Safety Assessment Series – Specification, visando aprimorar a gestão em Saúde e Segurança,

como na figura 10.

Figura 10: Compatibilidade entre as normas ISO 9001, ISO 14001 E OHSAS 18001 Fonte: Workshop SGI/IEES

A adoção dessas normas permite a certificação por organismos internacionais e passa a

ser uma espécie de cartão de visitas das empresas, demonstrando sua vontade de garantir o

desenvolvimento sustentável.

Na tabela 13 vê-se a correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS

18001.

IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001

O H S A S O H S A S 1800118001

P lane jam ento

O b je tivosO b je tivos

A nálises C ríticas

A ud ito rias In ternas

M on ito ram ento

M e lho ria C ontínua

C apac itação de P essoa l

P o lítica

R esponsab ilidades e A u to ridades

M ed içãoM etas

IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001

O H S A S O H S A S 1800118001

P lane jam ento




M on ito ram ento



P o lítica


M ed içãoM etas

C om patib ilidade entre C om patib ilidade entre as N orm asas N orm as

W orkshop S G I IE E S

72

Tabela 13: Correspondência entre as normas ISO 9001 e ISO 14001/OSHAS 18001

ISO 9001 ISO 14001 / OHSAS 18001

4.1 Requisitos gerais 4.1 Requisitos gerais

4.2.2 Manual da qualidade 4.4.4 documentação do SGA/SGSS

4.2.3 Controle de documentos 4.4.5 Controle de documentos

4.2.4. Controle de registros 4.5.3 Registros

5.1 Comprometimento da direção 4.3.1 Aspectos ambientais / Identificação de perigos

5.3 Política da qualidade 4.2 Política de MA / SSO

5.4.1 Objetivos da Qualidade 4.3.3 Objetivos e metas de MA / SSO

5.4.2 Planejamento do SGQ 4.3.4 Programa de gestão ambiental/

Programa de gestão de SSO

5.5.1 Responsabilidade e autoridade 4.4.1 Estrutura e responsabilidade

5.5.2 Representante da Direção 4.4.1 Estrutura e responsabilidade

5.5.3 Comunicação interna 4.4.3 a) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação

5.6.1 Análise Crítica pela Direção 4.6.Análise Crítica pela Administração

6.1 Provisão de recursos 4.4.1 Estrutura e responsabilidades

6.2.2 Competência, conscientização e

treinamento

4.4.2 Treinamento, conscientização e

competência

7.2.1 Determinação de requisitos

relacionados aos produtos

4.3.2 Requisitos legais e outros requisitos

4.5.1 Monitoramento e medição/ medição de

performance e monitoramento

7.2.3 Comunicação com o cliente 4.4.3 b) Comunicação / 4.4.3 Consulta e comunicação

7.4.1 Processo de aquisição 4.4.6 c) Controle operacional

7.5.1 Controle de produção e fornecimento de serviço

4.4.6 a) e b) Controle operacional

7.6 Controle de dispositivos de medição e monitoramento

4.5.1 Monitoramento e medição

8.1 medição análise e melhoria generalidades 4.5.1 Monitoramento e medição

8.2.2 Auditoria interna 4.5.4 auditoria do SGA/ Auditoria

8.2.3 Monitoramento e medição de processo 4.5.1 Monitoramento e medição / medição de performance e monitoramento

8.5.2 Ação corretiva 4.5.2 Não conformidade e ação corretiva e preventiva

8.5.3 Ação preventiva 4.5.2 Acidentes, incidentes não-conformidades e ação corretiva e preventiva.

Fonte: Workshop SGI/IEES

73

Conforme exposto, a adoção de um sistema de gestão integrada, além de ser um

método eficiente de gestão, apresenta um elenco de valores associados como redução de

custos, diminuição de documentação, maior e melhor desempenho gerencial, levando a um

conseqüente aumento de produtividade.

Como se pode observar no item 2.5 há um crescente rigor na legislação, de uma

situação de incipiência e timidez, para um status de maior exigência, com maior controle do

Estado. Nesse item verifica-se que as pressões sociais levaram a indústria a quebrar velhos

paradigmas e partir para sistemas de gestão mais modernos e compatíveis com as novas

realidades sociais.

74

3 SISTEMA DE GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS

3.1 VISÃO GLOBAL DA EMPRESA

A Petrobras foi criada em 03 de outubro de1953 pela Lei Federal n0 2004, assinada

pelo então Presidente da República, Sr. Getúlio Vargas. Sua missão era executar as atividades

do setor petróleo no país em nome da União.

Segundo Relatório de Gestão 2002 (Petrobras, 2002a), onde foram coletadas as

informações aqui apresentadas, a Empresa, em dezembro de 2001, possuía 39.979

empregados e 40 unidades operacionais, dentre as quais, regiões de exploração e produção,

terminais, refinarias e fábricas de fertilizantes.

Para a movimentação de seus produtos, a empresa conta com 124 navios, sendo 62

próprios. Conta ainda, com cerca de 15.500 km de oleodutos e gasodutos.

Em sua estrutura, a Companhia, possui cinco subsidiárias:

- Distribuição;

- Atividades internacionais;

- Transporte de petróleo e derivados;

- Produtos petroquímicos;

- Gás natural.

A produção média de petróleo atingiu 1.710.000 barris/dia em 2003, de acordo com

httpp://www2.Petrobras.com.Br –2004.

3.2 ORIGEM DOS PROBLEMAS E DAS MUDANÇAS DE GESTÃO DE SMS

Assim como ocorreu em nível internacional (ver item 2.6), no Brasil e mais

especificamente com a Petrobras, ocorreram alguns incidentes graves como: (1) a explosão de

uma esfera de gás liquefeito de petróleo (GLP), em 1972, na Refinaria Duque de Caxias, Rio

de Janeiro, RJ; (2) o rompimento de uma linha de hidrocarbonetos em uma favela de Vila

75

Socó, Cubatão, SP em 1984; (3) também em 1984 o incêndio da Plataforma de Enchova na

Bacia de Campos, RJ.

Esses acidentes contabilizaram elevado número de mortos. Em 2000, 1,3 milhão de

litros de óleo foi derramado na Baia da Guanabara – RJ, devido ao rompimento do oleoduto

que ligava a Refinaria de Duque de Caxias ao Terminal da Ilha d’Água, no Rio de Janeiro.

Em julho do mesmo ano, devido ao rompimento do oleoduto que liga o Porto de São

Francisco do Sul e a Refinaria Presidente Getúlio Vargas, no Paraná, vazaram

aproximadamente 4 milhões de litros de petróleo nos rios Barigui e Iguaçu. Em 2001 um novo

acidente de grandes proporções ocorreu, uma explosão originou o afundamento da Plataforma

P-36, acarretando a morte de 11 empregados, na Bacia de Campos, Rio de Janeiro.

A Empresa tradicionalmente mantém uma preocupação com a segurança de seus

trabalhadores, bem como o respeito ao meio ambiente. Com as lições duramente aprendidas

pelo advento dos acidentes ocorridos assumiu a postura de enfrentar a situação com atitude de

total transparência e tomada de providências para reverter o quadro.

Será focada uma visão mais recente, na qual se origina sua visão atual.

Desde 1991 a empresa vem, de forma sistemática, promovendo melhorias em sua

gestão e tendo como referencial os princípios da Qualidade Total. A partir daí iniciaram na

companhia uma série de programas de sensibilização e capacitação de empregados.

Em 1993, objetivando saber o quanto os princípios de Qualidade Total estavam

incorporados à gestão e também incrementar o processo de melhorias foi iniciada a avaliação

com base nos Critérios de Excelência do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ).

Em 1994 iniciou-se o trabalho para obtenção de certificações dos processos produtivos

de acordo com a série de normas ISO 9000.

3.3 VISÃO DE EMPRESA E SEU PLANO ESTRATÉGICO

Em 1995 foi iniciado o trabalho de obtenção da ISO 14000 e BS 8800, de modo a

assegurar que as atividades industriais se desenvolvam com foco na preservação do meio

ambiente e na segurança e saúde dos empregados, sendo então obtidas, treze certificações.

Os benefícios alcançados pelas ações corporativas deram sustentação a Gestão pela

Qualidade Total (GQT) da companhia, preparando-a para competir no mercado aberto

nacional de petróleo.

76

A empresa, em seu Plano Estratégico, estabeleceu a Visão 2010, que consiste: “A

Petrobrás será uma empresa de energia com forte presença na América Latina, atuando com

foco na rentabilidade e responsabilidade social” (PETROBRÁS, Plano estratégico 2003 –

2007).

Estabelece também a missão:

Atuar de forma segura e rentável nas atividades da indústria do óleo, gás e energia, nos mercados nacional, internacional, fornecendo produtos e serviços de qualidade, respeitando o meio ambiente, considerando os interesses dos acionistas e contribuindo para o desenvolvimento do país (PETROBRAS, Plano Estratégico 2003 – 2007).

O Plano estabelece ainda valores:

- A valorização dos principais públicos de interesse, incluindo acionistas, clientes e

empregados, sociedade, governo, parceiros e comunidades em que a atua;

- Espírito empreendedor e de superação de desafios;

- Foco na obtenção de resultados de excelência;

- Espírito competitivo inovador com foco na diferenciação em serviços e

competência tecnológica;

- Excelência e liderança em questões de Segurança, Meio ambiente e Saúde (SMS);

- Busca permanente da liderança empresarial.

Comportamentos:

- Ética nos negócios;

- Liderança pelo exemplo;

- Ênfase na integração e no desenvolvimento de trabalho em equipe;

- Foco no desenvolvimento e sustentação de vantagens competitivas;

- Acompanhamento rigoroso dos resultados com reconhecimento e

responsabilização pelo desempenho;

- Transparência nas relações com acionistas, empregados, comunidades e com os

demais públicos de interesse.

Objetivos:

- Atuar de forma preventiva na proteção do ser humano e do meio-ambiente,

mediante identificação e monitoramento dos riscos operacionais;

77

- Manter-se permanentemente preparada para emergências e atuar para mitigar os

impactos delas decorrentes;

- Atuar no gerenciamento dos impactos ambientais e sociais das suas atividades;

- Desenvolver o mercado de soluções alternativas de energia;

- Ser reconhecida no mercado pelo alto nível de qualidade de seus produtos e

serviços e pela aderência aos padrões internacionais de segurança, meio ambiente

e saúde.

Este plano estabeleceu valores, comportamentos e estratégia corporativa para todos os

seus segmentos de negócios, definindo plano de investimentos, metas financeiras e políticas,

sendo que esta última foi subdividida em:

- Atuação Corporativa;

- Disciplina de Capital;

- Desenvolvimento de Novos Negócios;

- Recursos Humanos;

- Segurança, Meio Ambiente e Saúde;

- Comunicação.

3.4 A EVOLUÇÃO DA GESTÃO DE SMS NA PETROBRAS

Em 1974 a Petrobras já possuía uma política de Proteção Industrial. A Divisão de

Engenharia de Segurança Industrial e do Meio Ambiente, que era um órgão ligado ao

Gabinete do Presidente, foi criada em 1977. Pode-se observar como ocorreu a evolução do

gerenciamento destas funções na tabela 14, a seguir.

78

Tabela 14: Evolução da gestão de SMS na Petrobras

Controle de Poluição Criação da Divisão de Engenharia de Segurança e Meio Ambiente

Princípios Gerais de Proteção, baseados em: Responsabilidade; Prioridade; Antecipação Diretrizes Gerais de Gerenciamento Ambiental Postura Gerencial; Compromissos com comunidades; Convênios para Preservação Ambiental

Processo Petrobras de QMASI Início do Processo de Gestão com base na ISO – 14001 e BS 8800 ou OHSAS 18001 Programa Corporativo de Auditorias das Funções MASI

Política Integrada de Segurança, Meio Ambiente e Saúde Reestruturação da área em toda a Companhia Criação Do Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional Redirecionamento estratégico da Companhia para as questões ambientais

1970 1980 1990 2000 Fonte: Amaral, 2004

Essas políticas se referem ao aspecto macro da Companhia, porém norteiam cada

órgão empresarial.

A área corporativa de SMS, que estava ligada ao Gabinete da Presidência, se desliga

da mesma em 2001, por ter atingido os objetivos de demonstrar o comprometimento da Alta

Gerência e disseminar a nova cultura, passa então, a ser ligada a Diretoria de Serviços. Como

principais alterações devido à mudança,são citadas:

- A responsabilidade em SMS nas unidades operacionais, passa a ser dos Gerentes

das mesmas;

- Melhor definição das atribuições e responsabilidades do pessoal de SMS

corporativo e dos demais profissionais , que atuam nos diversos segmentos da

Companhia;

- A área de saúde passou para a estrutura do Gerente Executivo de SMS.

Em 2003, por ocasião da revisão do Plano Estratégico, foi revisada e aprovada, a nova

Política de SMS, transcrita a seguir:

79

• Educar, capacitar e comprometer os empregados com as questões de SMS, envolvendo fornecedores, comunidades, órgãos competentes e demais partes interessadas;

• Considerar nos sistemas de conseqüência e reconhecimento, o desempenho de SMS;

• Atuar na promoção da saúde, na proteção do ser humano e do meio ambiente, mediante identificação, controle e monitoramento de riscos, adequando a segurança de processo às melhores práticas mundiais e mantendo-se preparada para emergências;

• Assegurar a sustentabilidade de projetos, empreendimentos e produtos ao longo de seu ciclo de vida, considerando-se os impactos e benefícios nas dimensões econômica, ambiental e social;

• Considerar a eco-eficiência das operações, minimizando os impactos locais adversos inerentes às atividades da indústria. (PETROBRAS, Diretoria Executiva, 17/04/2003)

A Política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde contempla 15 Diretrizes

Corporativas, aprovadas pela Diretoria Executiva em 27/12/2001. Estas Diretrizes se

subdividem em 79 requisitos que compõe o sistema de gestão corporativo e cada unidade de

negócio da Companhia faz as devidas adaptações à sua realidade. Como estas diretrizes e

requisitos, estão ligados ao tema do presente trabalho, são transcritos no Anexo A, uma vez

que poderão ser usados para avaliar o sistema de gestão do estudo de caso apresentado no

capítulo 4 desta Dissertação.

3.5 PANORAMA ATUAL DE GESTÃO DE EFLUENTES NA PETROBRAS

A partir do estabelecimento da Lei nº 9.433/97, que define a nova política nacional de

recursos hídricos e que tem por princípio básico a organização de bacias hidrográficas como

unidade de planejamento, que ainda se encontra em fase de implementação, alguns estados

vêm aprovando suas leis para o setor de recursos hídricos. Desta maneira, alguns comitês de

bacia já estão atuando. Os critérios de outorga e cobrança para captação e lançamento de

efluentes ainda estão em fase de discussão.

A Petrobras, devido às características de sua atividade, é uma grande consumidora de

água, e algumas de suas unidades operam em áreas de demanda crescente. Surgiu, portanto a

necessidade de conhecer a demanda presente e futura em suas áreas de atuação. Em janeiro de

2002, o órgão corporativo de Meio Ambiente estabeleceu uma especificação técnica para a

construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos. A especificação contempla

também o lançamento de efluentes industriais, uma vez que o mesmo também será outorgado,

80

tornando-se necessário o conhecimento da disponibilidade de corpos receptores para

receberem efluentes. Para tanto é necessário o estabelecimento de cenários que levem em

consideração a legislação nacional e local sobre gerenciamento desses recursos.

Com base nessa especificação foi feita uma concorrência para a emissão de um

relatório de construção de cenários de disponibilidade de recursos hídricos.

Os principais objetivos desse trabalho são:

- O estabelecimento de cenários de curto (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos

(20 anos) sobre a demanda e disponibilidade das fontes de suprimento das

unidades operacionais selecionadas para fazerem parte do estudo;

- Avaliação do potencial, da disponibilidade e da vulnerabilidade das águas

subterrâneas nas regiões das unidades selecionadas;

- Diagnostico da situação atual e avaliação da disponibilidade dos corpos d’água

para o lançamento de efluentes;

- Alternativas para captação de água e lançamento de efluentes, caso os cenários

futuros sejam desfavoráveis;

- Identificação das unidades operacionais que deverão reduzir o consumo de água e

o lançamento de efluentes.

A Fundação Brasileira para o Desenvolvimento Sustentável, venceu a concorrência e

já apresentou o relatório à Petrobras.

Dando prosseguimento à Política Petrobras de Excelência na Gestão de SMS, foi

criado o Projeto Corporativo para a excelência no Gerenciamento de Efluentes e Recursos

Hídricos que tem por objetivo as seguintes ações:

- Conhecimento da conjuntura nacional e internacional sobre gerenciamento de

efluentes e recursos hídricos;

- Diagnóstico interno de efluentes e recursos hídricos;

- Cenários de disponibilidade de recursos hídricos nas regiões onde a Petrobras

opera;

- Elaboração de norma Petrobras sobre gestão de efluentes e recursos hídricos;

- Sistema corporativo de informações sobre efluentes e recursos hídricos.

Através do Documento Interno Petrobras (DIP) SMS 000155/2003, de 18/07/2003, foi

constituído um grupo de trabalho para implantar o Sistema Corporativo Informatizado de

Dados sobre Efluentes e Recursos Hídricos – DATA HIDRO.

81

O produto final será uma base de dados que vai permitir consultas, geração de gráficos

e relatórios sobre cada unidade de negócios. Estes dados envolvem:

- Dados administrativos;

- Fluxogramas do tratamento de águas, com descrição do processo e usos da água

após o tratamento;

- Fluxograma de tratamento de efluentes, descrição dos equipamentos, detalhes do

lançamento no corpo receptor;

- Água captada, parâmetros de qualidade, volumes;

- Efluentes lançados, parâmetros de lançamento aplicáveis, vazão de efluentes;

- Balanço hídrico, vazão de captação de diversas fontes, vazão de efluentes nos

diferentes corpos receptores, consumo, vazão de águas pluviais limpas, coletadas

pelos sistemas de segregação;

- Valores cobrados;

- Resumo de cada área de negócios.

82

4. ESTUDO DE CASO: PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO

4.1 LOCALIZAÇÃO E HISTÓRICO DO EMPREENDIMENTO

A UN-ES conta com aproximadamente 615 empregados, segundo dados de julho de

2003. Tem sua sede estabelecida em Vitória, estado do Espírito Santo e uma base de apoio

operacional em São Mateus, norte do estado. Suas atividades de exploração e produção estão

distribuídas entre o município de Piúma, no Estado do Espírito Santo e o município de

Caravelas, no Estado da Bahia.

Hoje, a UN-ES conta com mais de 1000 poços perfurados na região e tem cerca de

360 poços em operação, sendo 290 de óleo, 12 de gás e 58 de injeção de água.

Conta ainda com 10 estações de coleta, tratamento, processamento, especificação e

transferência de óleo e gás, 3 plataformas fixas de produção e um navio de coleta,

processamento e transferência de óleo e gás natural, uma unidade de dessulfurização de gás

natural, uma unidade de processamento de gás natural, redes de dutos e um laboratório de

análise de rochas.

O empreendimento, envolvendo a exploração e produção de petróleo e gás natural pela

Petrobras no Espírito Santo, norte capixaba, situa-se nas áreas dos municípios de Conceição

da Barra, São Mateus, Jaguaré e Linhares. A sede da UN-ES/NC (Unidade de Negócio, do

Espírito Santo, Norte Capixaba), onde foi realizado este estudo de caso, está localizada no

município de São Mateus, distante de Vitória 225 km, pela Rodovia BR 101 – NORTE.

De acordo com o Relatório de Impacto Ambiental de 1998, os primeiros registros da

Petrobras no Estado datam de 1957, quando chegou um grupo para realizar os primeiros

estudos geofísicos da região.

O primeiro poço perfurado foi no município de Conceição da Barra, em 1959. O

primeiro poço a apresentar óleo com possibilidades de produção, embora tenha sido perfurado

em 1969, permaneceu em testes até 1973, quando foi colocado em produção junto com poços

do Campo de Fazenda Cedro, tendo início então a produção comercial de óleo. Este poço

apesar do tempo, ainda está em produção.

A produção de todo o Estado do Espírito Santo, em 21/07/2004, é de 41.369 barris/dia

de óleo, tendo seu record acontecido em 20/04/2003, com 48.842 barris/dia de óleo.

83

A Petrobras, através de seu empreendimento no estado, tem por objetivo principal a

produção de petróleo e gás natural. A produção de hidrocarbonetos na bacia do Espírito Santo

pretende suprir de gás uma região potencialmente consumidora, representada pela Grande

Vitória, além de contribuir diretamente para o aumento da produção de petróleo no país.

A importância da atividade na região no contexto socioeconômico dos municípios

envolvidos é enorme uma vez que estes se beneficiam com a arrecadação de royalties que

incidem sobre a produção, e também com os impostos recolhidos pela empresa. A justificativa

que permite a viabilidade econômica do empreendimento é a perspectiva do aumento da

produção de gás natural, que é hoje a prioridade principal do estado, levando-o à região da

Grande Vitória, onde é uma excelente alternativa para as indústrias já instaladas e que

pretendam se instalar. A figura 11 apresenta a área de atuação da Empresa no Espírito Santo.

84

Figura 11: Área de atuação da UN-ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN-ES

85

4.2 ORGANOGRAMA DA UNIDADE DE NEGÓCIOS DO ESPÍRITO SANTO

A estrutura organizacional da UN-ES compreende o Gerente Geral, Gerências

Funcionais, Gerências Assessoras e Gerências Setoriais. Como visto na figura 12

Figura 12: Organograma da UN – ES Fonte: Manual do Sistema de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da UN - ES

4.3 PROCESSO DE INJEÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA

O petróleo nos poços é bombeado por um dispositivo mecânico chamado cavalo de

pau, daí vai para tanques de armazenamento como visto na figura 13.

86

Figura 13: Cavalo de Pau e Tanques de Armazenamento Fonte: Foto do autor

Dos tanques são transferidos para carretas que, posteriormente farão o transporte até as

estações de tratamento onde são descarregadas (figura 14).

Figura 14: Descarregamento de carretas Fonte: foto do autor

87

O óleo é daí bombeado para o inicio do processo, nos tanques de flotação (figura 15).

Figura 15: Tanque de flotação Fonte: foto do autor

Nesses tanques a água decantada é transferida para um tanque pulmão, de onde é

bombeada pelas bombas de circulação para os filtros (figura 16).

88

Figura 16: Filtro misto (à direita)

Fonte: foto do autor

Na instalação onde foi realizado o presente estudo são utilizados dois filtros mistos e um filtro

de cartucho (a direita da figura 17).

89

Figura 17: Filtro de cartucho (à direita) Fonte: foto do autor

Dos filtros, a água vai para o tanque de injeção (tanque à esquerda da figura 17) de

onde será bombeada pelas bombas de injeção (figura 18).

90

Figura 18: Bombas de injeção Fonte: fotos do autor

A água então vai para um manifold onde é direcionada para a injeção nos diversos

poços da região (figura 19).

91

Figura 19: Manifold de água de injeção Fonte: foto do autor

A água no tanque de injeção recebe um tratamento químico, que consiste de biocida -

que tem por finalidade evitar o crescimento de micro-organismos que poderiam danificar a

formação, inibidor de incrustação, seqüestraste de oxigênio e inibidor de corrosão.

Os valores assegurados de qualidade da água de injeção, de acordo com o

procedimento E&P-EP-26-00032-0, Tratamento e Injeção de Água Produzida são os

seguintes:

- Teor de sólidos suspensos totais, máximo de 20 mg/l;

- Teor de óleo contaminante, máximo de 2,5 mg/l.

Para garantir os valores estipulados, é feita coleta para análise, na entrada e saída do

tanque flotador, entrada e saída dos filtros e na descarga da bomba de injeção.

A seguir o fluxograma simplificado do processo de injeção de água, é apresentado na

figura 20.

92

Tanque Flotador Tanque Flotador Tanque Pulmão

Bombas de

Circulação

Filtro Misto Filtro Cartucho

Tanque de Injeção

Bombas de Injeção

φφφφ 3” φφφφ 2” φφφφ 2”

φφφφ 3” 2200 m 3300 m 1000 m

400 m

Figura 16

Figura 15

Figura 18

Figura 17

“manifold de injeção”

Figura 19

Figura 20: Fluxograma simplificado do processo de injeção de água nos poços Fonte: UN-ES, 2004

4.3.1 Dados sobre a água produzida

A tabela 15 apresenta a produção de água a partir de 1983, nos campos de produção do

norte capixaba.

93

Tabela 15: Produção de Água nos Campos de Produção do Norte Capixaba

ANO m3 m3/dia

1983 123.643 339

1984 143.030 391

1985 206.027 564

1986 233.316 639

1987 343.594 941

1988 359.295 982

1989 343.744 942

1990 267.828 734

1991 334.824 917

1992 408.023 1.115

1993 391.272 1.072

1994 484.135 1.326

1995 482.444 1.322

1996 494.534 1.351

1997 476.691 1.306

1998 501.746 1.375

1999 532.486 1.459

2000 593.995 1.623

2001 572.585 1.569

2002 672.264 1.842

2003 607.714 1.665

Fonte: Portal/Petrobras http://portal.ep.Petrobras.com.br/Produção/ProduçãoSeguro/Tabela.asp – 2004

Verifica-se que no período referendado, a produção de água associada ao petróleo foi

de 8.089.055 m3. No mesmo período foram injetados 7.612.533 m3, ou seja, ao longo destes

21 anos houve a necessidade de descarte de água produzida, com seus conseqüentes custos.

Por outro lado a água de injeção também tem custos de tratamento, de forma a não

prejudicar a formação.

Observa-se na tabela a seguir o panorama de água e efluente nos anos 2002 e 2003 de

todas as instalações terrestres do Espírito Santo.

94

Tabela 16: Consumo e custos da água nos Campos de Produção Terrestres

ÍNDICES UNIDADES 2002 2003

ÁGUA DOCE

Consumo total de água doce bruta m3 287.977 421.751

Consumo de água doce bruta via concessionária m3 20.736 21.292

Custo médio de água doce bruta via concessionária R$/ m3 2,32 3,19

Custo total de água doce bruta via concessionária R$ 48.107,52 67.921,48

Consumo de água doce bruta via fontes externas * m3 267.241 400.459

EFLUENTES **

VAZÃO m3 1.586.948 1.777.915

Custo médio do tratamento R$/ m3 0,39 0,18

Custo total do tratamento de efluente R$ 618.909,72 320.024,70

* Captação em rios, córregos lagoas e poços artesiano ** Reinjeção de água produzida

Fonte: Portal Petrobras, http://portal.ep.petrobras.com.br - 2004

A redução dos custos no tratamento de efluente se deve a otimizações introduzidas no

processo.

O consumo total de água doce é distribuído entre jardinagem, construção civil,

estradas, etc. e instalações sanitárias e algumas vezes também para geração de vapor para

manutenção da pressão nos reservatórios. Deve-se ressaltar também que a água produzida ao

longo do tempo tem volume maior que a quantidade necessária para reinjeção, algumas vezes

sua produção é menor que a necessidade de injeção e é compensada com água captada em

poços artesianos.

4.3.2 Considerações sobre a precipitação na região

É possível ver na tabela 17 a distribuição da precipitação média mensal e as máximas

em 24 horas no norte capixaba.

95

Tabela 17: Precipitação média mensal e máxima em 24 horas

Mês Precipitação Mensal (mm)

Altura Máxima em 24hs (mm)

Janeiro 118,4 175,4

Fevereiro 97 99,3

Março 149,8 140,8

Abril 132,8 83,4

Maio 88,7 93,8

Junho 78,3 71,2

Julho 83,4 60,5

Agosto 57,9 74,1

Setembro 67,2 90,3

Outubro 133,4 98,6

Novembro 196,1 123,1

Dezembro 204,7 114,2

Anual

1407,7

175,4

Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA

Na figura 21 é apresentado o histograma de precipitação mensal média do norte

capixaba.

118,4

97

149,8132,8

88,778,3 83,4

57,967,2

133,4

196,1204,7

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

Pre

cipi

taçã

o (m

m)

Figura 21: Histograma de Precipitação Mensal Média no Norte Capixaba Fonte: M.A./INMET - Normais Climatológicas; Estação Climatológica de Conceição da Barra, Apud Estudo de impacto Ambiental - EIA

96

A partir daí pode-se traçar algumas conjecturas sobre os quantitativos e possíveis usos

dessa água. Como esse aproveitamento não seria de 100%, admitindo um aproveitamento de

75% em cada área de 1 Km2 de precipitação pluviométrica e usando a menor precipitação

mensal que é do mês de agosto e igual a 57,9 mm, seria necessário para abastecer 9.650

pessoas/dia, com uma taxa de 200 l/pessoa/dia, que é a utilizada como a taxa de consumo em

cidades litorâneas, 1.055.775 m3, que é mais que o dobro do consumo total de água bruta nas

instalações terrestres, conforme dados da tabela 13.

4.3.3 A influência da injeção de água na geração de H2S

Outra grande utilização de água na região é a injeção de vapor nas regiões produtoras.

Esta técnica permitiu reverter à produção declinante dos poços, estendo a vida útil dos

mesmos a um custo compatível.

Entretanto, esta injeção acarretou um sério problema sobre a ótica de segurança: o

surgimento de contaminação por sulfeto de hidrogênio (H2S). A geração deste composto

decorre da reação entre o vapor injetado e a formação pirítica da região, rica em sulfeto de

ferro.

O sulfeto de hidrogênio caracteriza-se por ser um composto gasoso, com elevada

toxidade e letalidade. O IDLH (Immediate Danger to Life and Health) deste produto é de 100

ppm, ocorrendo morte instantânea de seres humanos expostos a concentrações iguais ou

superiores a 600 ppm. Exposição a concentrações acima de 8 ppm por tempo prolongado,

pode resultar em dores de cabeça e tonturas. É especialmente relevante o fato de, apesar de

apresentar odor extremamente desagradável em baixas concentrações, este produto inibe o

sentido do olfato humano quando em concentrações superiores a 50 ppm, ou seja, não pode

ser percebido nas concentrações mais perigosas.

Como decorrência da injeção de vapor nos poços, foram observados teores da ordem

de até 11.000 ppm de H2S em alguns destes, demandando soluções específicas. Dentre estas

destaca-se a queima do gás, o que acarreta dois grandes problemas:

• A necessidade de utilização de equipamentos especiais, resistentes ao processo

corrosivo associado à presença do H2S;

97

• A geração, como subproduto da combustão, de óxidos de enxofre (SOx), cuja

emissão é controlada pela legislação ambiental e que podem gerar a fenômeno

conhecido como “chuva ácida”.

Há soluções alternativas ao processo de queima, dentre as quais são especialmente

relevantes:

- Processos de recuperação de enxofre, como os utilizados em refinarias e outras

indústrias, onde o H2S é transformado em enxofre através de técnicas diversas, das

quais a mais conhecida é a de combustão incompleta. Este processo apresenta o

inconveniente do alto custo de investimento e dos procedimentos operacionais

relativamente complexos, que passam pelo enriquecimento da corrente gasosa a

teores superiores a 90% de H2S.

Especificamente no caso dos campos produtores da UN-ES este processo seria afetado

pela distância entre os campos produtores.

- Lavagem do gás, removendo o H2S da corrente gasosa: este processo apresenta

uma eficiência relativamente baixa e também tem custo elevado pela necessidade

de repor a água ou mesmo tratá-la adequadamente.

Considerando que o aumento da produção prevista está associado à continuidade da

injeção de água na forma de vapor, a tendência é operar com valores crescentes ou

consideravelmente elevados de sulfeto de hidrogênio. A queima destes gases é possível até

que os limites admissíveis de SOx sejam atingidos. A partir deste momento haverá a

necessidade de implementação de processos específicos de gestão, que devem contemplar o

incremento do uso de água como elemento efetivo para sua remoção, ou seja, a causa básica

do problema pode acabar por constituir-se em sua solução.

4.4 O SISTEMA DE GESTÃO DE SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE DA UN-

ES

A UN-ES estabeleceu um sistema de gerenciamento integrado das atividades de

segurança, meio ambiente e saúde, baseado em processo sistêmico de planejar, promover,

analisar criticamente e corrigir/melhorar.

98

Para viabilizar a integração desse sistema de gerenciamento a UN-ES optou pelos

modelos normativos NBR ISO 14001/96 – Sistema de Gestão Ambiental – Especificação e

Diretrizes para Uso, BS 8800:1996 – Diretrizes para Sistemas de Gerenciamento de

Segurança e Saúde Ocupacional, e OHSAS 18001 – 1999.

A Unidade de Negócios da Petrobras no Espírito Santo, de acordo com o seu Manual

de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde, esta comprometida com um sistema que

integra as áreas de segurança, meio ambiente e saúde à gestão de seu negócio. Este sistema

esta fundamentado no princípio da melhoria contínua, na valorização dos empregados, no

respeito à sociedade, no uso eficiente de energia e na visão de desenvolvimento sustentável.

Para atingir seus objetivos a UN-ES tem como paradigmas, educar e treinar seus

empregados e demais contratados e comunidades vizinhas, atender a legislação em vigor,

adotar as melhores técnicas operacionais, visando à preservação dos recursos naturais e à

melhoria da qualidade de vida, manter ações para que seus parceiros atendam aos quesitos de

SMS semelhantes aos seus e, manter um diálogo com as partes interessadas para aperfeiçoar o

processo.

Para garantir o fluxo de informações, foi definido o processo de comunicações no

sistema de SMS e instituídos padrões de documentos, procedimentos e respectivos controles.

Em relação a suas atividades operacionais, foram estabelecidos procedimentos

internos para fornecedores e prestadores de serviço de modo a garantir seus valores de SMS.

Para garantir a performance, a empresa monitora e mede periodicamente o seu

desempenho e de seus colaboradores.

As situações de emergência estão previstas em planos operacionais ou em planos de

contingência que definem responsabilidades e competências para a tomada de decisões.

Para garantir o desempenho foi estabelecido um plano de auditorias internas que

verifica a aderência às normas NBR ISO 14001 e BS 8800.

Finalmente os resultados são submetidos à análise crítica das Diretrizes Corporativas

de SMS pela alta administração, renovando o ciclo de PDCA. A planilha de requisitos

corporativos versus requisitos de SMS da UN-ES é apresentada no Anexo B.

Como melhoria da gestão de SMS, entende-se que a criação de um grupo de trabalho

permanente de gestão de efluentes com a participação de representantes dos órgãos

envolvidos seria capaz de melhorar a gestão de recursos hídricos e efluentes.

99

5. DISCUSSÃO

5.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS

Com o advento da nova lei das águas no Brasil - Lei N 9.433/97 - que promoveu uma

importante descentralização de gestão do poder público para a esfera/conceito da bacia

hidrográfica, o poder passa a ser compartilhado nos comitês de Bacia Hidrográfica e nos

Conselhos Nacional ou Estaduais de Recursos Hídricos. A Lei autoriza as futuras Agências de

Água pela cobrança do uso, porém mantém com o poder público o poder de outorgar direitos

de uso. Com foco no modelo francês, estes comitês, de acordo com a Lei 9433/97, têm como

funções:

• Promover o debate das questões relacionadas aos recursos hídricos e articular a

atuação das entidades intervenientes;

• Arbitrar, em primeira instância administrativa, os conflitos relacionados aos

recursos hídricos;

• Aprovar o Plano de Recursos Hídricos da bacia;

• Acompanhar a execução do Plano de Recursos Hídricos da bacia e sugerir as

providências necessárias ao cumprimento de suas metas;

• Propor ao Conselho Nacional e aos Conselhos Estaduais de Recursos Hídricos as

acumulações, derivações, captações e lançamentos de pouca expressão, para efeito

de isenção da obrigatoriedade de outorga dos direitos de uso dos recursos hídricos,

de acordo com os domínios destes;

• Estabelecer os mecanismos de cobrança pelo uso de recursos hídricos e sugerir os

valores a serem cobrados;

• Estabelecer critérios e promover o rateio de custo das obras de uso múltiplo, de

interesse comum ou coletivo.

No sudeste do Brasil há municípios que têm razoável grau de autonomia político-

financeira, o que explica a criação dos Consórcios Intermunicipais de Bacia, que interagem

para tratar de questões relacionadas aos recursos hídricos de diferentes municípios.

100

“Embora existam entidades responsáveis por praticamente todas as atividades ligadas

à gestão dos recursos hídricos, verifica-se que a articulação interinstitucional é ainda frágil e

incipiente” (Tucci et al, 2001).

O que observamos, no entanto é que as instituições públicas, lenta e gradualmente,

estão se capacitando e paulatinamente aumentando suas exigências ambientais.

As organizações de bacias hidrográficas não participam hoje dos processos decisórios

dos recursos hídricos. Sistematicamente as tomadas de decisão ficam concentradas nas esferas

federal e estaduais. No entanto é preciso pensar no futuro, quando tanto os Comitês quanto as

Agências de Bacias passarão a gerir a responsabilidade sobre disponibilidade de captação da

água e descarga de efluentes, dando os pareceres sobre as solicitações de outorga. O Comitê

decidirá sobre prioridades de investimento e fixará os níveis de cobrança. A Agência vai

preparar os Programas de Investimento, repassar recursos e fiscalizar a aplicação dos mesmos.

Em função dessas incertezas quanto ao futuro, é importante ter conhecimento das

disponibilidades hídricas dos mananciais, atuais e futuras, bem como da capacidade de

absorção de efluentes, e ter estimativas das demandas outorgáveis. Para tanto, é necessário a

construção de cenários com visão de futuro.

No relatório Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos encomendado pela

Petrobras, foi feita essa análise da capacidade de captação d’água e descarte de efluentes para

pequeno (5 anos), médio (10 anos) e longo prazos (20 anos). Porém, a visão do relatório se

restringiu apenas a este ponto, a exceção de comentários sobre tendências futuras da

legislação ambiental e de recursos hídricos. São feitos comentários sobre estes cenários na

seção 5.3.

5.2 SISTEMA DE TARIFAÇÃO

Considera-se o que poderá advir de sistemas tarifários futuros. De acordo com Tucci et

al (2001), no pagamento pela utilização das águas e pelo lançamento de efluentes, a exemplo

do que é feito por alguns países europeus, no Brasil já é previsto este pagamento no artigo 20

da Lei N 9.433/97. Embora uma forma de cobrança já houvesse sido aventada pelo Código de

Águas de 1934, somente agora se iniciam algumas experiências no país.

De acordo com as tarifas apresentadas por Tucci et al (2001 – veja tabela 18), os

valores médios praticados pelas principais prestadoras de serviço na área de saneamento

101

básico no País apresentam um custo US$ 0,86 /m3 do serviço de água, tendo à cotação do

dólar a média de 1997 de R$ 1,00 = US$ 0,93.

Tabela 18: Tarifas Médias Praticadas pelas Companhias de Água e Saneamento em 1997

REGIÃO / COMPANHIA Tarifa média da água US $/ m3

Norte 0,82

CAER –Companhia de Água e Esgoto de Roraima 0,77

CAERD – Companhia de Águas e Esgotos de Rondônia 0,99

CAESA- Companhia de Água e Esgoto do Amapá 0,67

COSAMA – Companhia de Saneamento do Amazonas 1,04

COSANPA – Companhia de Saneamento do Pará 0,67

SANEATINS – Companhia de Saneamento do Tocantins 0,84

Nordeste 0,73

AGESPISA – Águas e Esgotos do Piauí 0,95

CAEMA – Companhia de Águas e Esgotos do Maranhão 0,71

CAERN – Companhia de Águas e Esgotos do Rio Grande do Norte 0,80

CAGECE – Companhia de Água e Esgoto do Ceará 0,53

CAGEPA - Companhia de Água e Esgoto da Paraíba 0,66

CASAL – Companhia de Abast. De Água e San. do Est. de Alagoas 0,83

COMPESA – Companhia Pernambucana de Saneamento 0,76

DESO –Companhia de Saneamento de Sergipe 0,83

EMBASA – Empresa Baiana de Águas e Saneamento 0,73

SUDESTE 0,81

CEDAE – Companhia estadual de Águas e esgotos 0,77

CESAN – Companhia Espírito Santense de Saneamento 0,73

COPASA – Companhia de Saneamento de Minas Gerais 0,64

SABESP – Companhia de Saneamento Básico de São Paulo 0,90

SUL 1,10

CASAN – Companhia Catarinense de Águas e Saneamento 1,09

CORSAN – Companhia Rio Grandense de Saneamento 1,44

SANEPAR – Companhia de Saneamento do Paraná 0,86

CENTRO-OESTE 0,86

CAESB – Companhia de Água e Esgoto de Brasília 0,86

102

SANEAGO – Saneamento de Goiás 0,79

SANEMAT – Companhia de Saneamento do Mato Grosso 0,89

SANESUL – Companhia. de Saneamento do Mato grosso do Sul 0,93

Fonte: Ministério do Planejamento e Orçamento, Secretaria de Política Urbana, Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (MPO- SEPURB-IPEA-1998), apud Tucci et al 2002.

Nos dados levantados em 1997, à maioria das companhias de água e esgoto são

operadas por empresas públicas, municipais e estaduais, que correspondem ao atendimento de

84% do abastecimento de água e a 37% do de esgoto.

5.3 CENÁRIOS

O desenvolvimento da gestão de recursos hídricos passou por estágios. Porém

aconteceram em épocas diferentes, de acordo com o grau de desenvolvimento dos paises.

No Brasil, nos anos 80, foram aprovadas as legislações ambientais no mesmo

momento em que os paises em desenvolvimento já enfatizavam a contaminação dos aqüíferos

e a poluição difusa.

De acordo com os estudos de Gallopin e Rijsberman (1999 apud Tucci, 2002), são

identificados três cenários para análise, num horizonte de 25 anos. Estes cenários são

segmentados nas dimensões:

- Institucional;

- Desenvolvimento urbano;

- Desenvolvimento rural;

- Energia;

- Eventos extremos.

Os comentários serão restringidos a dimensão institucional devido à relação com o

foco do presente trabalho.

O primeiro cenário chamado situação crítica (business-as-usual), é uma reprodução da

situação atual de uso e aproveitamento de água. Este cenário leva em consideração a

tendência de exploração de recursos sem um planejamento adequado. Não vê nenhuma

melhora quanto aos aspectos de gestão, segundo este prognóstico, a crise da água pode

103

ocorrer em regiões mais carentes. É uma visão crítica da exploração de recursos hídricos no

país. Em nível institucional, prevê a implementação da legislação de recursos hídricos, porém

com resistência a cobrança pelo uso da água, ação estadual e municipal limitadas e

privatização dos serviços rentáveis.

O segundo é o Econômico, Tecnológico e de Privatização (Economics, Technology

and Private Sector) sugere uma abordagem do recurso hídrico como bem econômico. Todas

as ações estão baseadas no conceito de mercado e investimento do setor privado. É uma visão

otimista de novas tecnologias, onde a cobrança pelo uso da água vai permitir a introdução de

novas soluções. O desenvolvimento está enfocado na colaboração do setor público com o

privado, para alavancar padrões sócio-ambientais. Na visão deste cenário toda

regulamentação legal estará implementada, inclusive com a cobrança pelo uso da água.

O terceiro cenário é o de Valores sociais e padrões básicos de qualidade de vida (The

values and Lyfestiles), caracterizado por incluir objetivos coletivos de uso e aproveitamento

da água, a partir de valores sociais e considerando fatores de qualidade de vida. Este cenário

tem uma visão holística, com valores da vida humana, responsabilidade social, qualidade de

vida e solidariedade. Também neste cenário a legislação pertinente estará implantada, bem

como um sistema de cobrança pelo uso da água que leve em consideração fatores sociais e

intensa participação da sociedade civil, em contraponto aos cenários anteriores.

A visão dos cenários do relatório de Disponibilidade de Recursos Hídricos e a de

Gallopin e Rijsberman basicamente se complementam, na primeira visão, a do relatório, se

tem um foco mais apurado nos recursos hídricos, na situação atual e a partir daí para um

horizonte de 5, 10 e 20 anos. São também tecidas algumas considerações em nível nacional e

internacional sobre legislação de recursos hídricos. Na visão dos três cenários de Gallopin e

Rijsberman, o primeiro projeta para o futuro a situação da água atual, no segundo trata o

recurso hídrico como bem econômico e no terceiro dá um enfoque de valor social à água.

Acreditamos que os dois relatórios são ferramentas para balizar a gestão de recursos hídricos,

servindo para acompanhamento, verificação e correção de desvios.

104

5.4 NOVAS TECNOLOGIAS PARA TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA:

Novas tecnologias vêm sendo desenvolvidas e apostam num futuro onde o problema

da água produzida será resolvido, cada vez mais com maior qualidade e menor custo. O custo

atual de tratamento da água produzida não serve de parâmetro de referência para a tomada de

decisões futuras. A tendência atual é de uma convergência de custos. Como visto na seção

2.3.4.3, o custo de descarte de água produzida em alto mar em 2001, foi US$ 2,67/m3. Na

seção 2.4.12, foi visto que o sistema de membranas VSEP apresenta um custo de US$ 0,99/m3

para o tratamento de água produzida, não sendo levado em consideração os demais custos

com o descarte e não considerando nenhum custo para atingir o padrão de enquadramento da

água segundo critérios do CONAMA.

O custo apresentado para as membranas, seria uma primeira aproximação de uma

tecnologia ainda em desenvolvimento. Na seção 4.3.1, é apresentado o custo médio de água

doce bruta através de fornecimento de concessionária nas instalações terrestres do Espírito

Santo, que foi em 2003 de R$ 3,19/m3, pouco mais que um dólar por metro cúbico. De acordo

com a seção 5.2 o custo médio de água fornecida pelas empresas de água e esgoto é de US$

0,83/m3.

A primeira incógnita é o custo da água no futuro. O parâmetro atual, não serve de

referência para um futuro do ano 2020, p.e. O que hoje não é comercialmente viável poderá

vir a ser num horizonte não muito distante. É preciso manter uma visão de tecnologias atuais

que se mantém em desenvolvimento como meta para o futuro. Outro parâmetro fundamental é

o da outorga da água, tanto para a captação como para a descarga de efluentes em corpos

receptores, não estando aí envolvidos apenas custos, mas sim, vazões outorgáveis. Esta visão

é de importância estratégica para a Petrobras, a fim de planejar suas ações no âmbito da

gerência de efluentes futuros.

Outro viés importante sobre a água produzida é a de seu reuso no futuro. Destaca-se

que no relatório de Cenários de Disponibilidade de Recursos Hídricos, elaborado pelo

Instituto Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável e no relatório pertinente a Bacia de

Campos, é enfatizado que a água de produção não pode ser considerada como água

subterrânea, ou mesmo como um recurso hídrico, porque a partir de determinada relação de

produção água/óleo, o poço é considerado como não comercial e fechado.

105

Na bibliografia citada e na consultada, não foi vista nenhuma referência específica à

água associada ao petróleo sendo considerada como recurso hídrico. Portanto numa situação

de escassez, a água produzida poderia ser incluída nas campanhas de reuso de água.

5.5 PROPOSTA PARA A GESTÃO DE ÁGUA PRODUZIDA

Na área de Exploração e Produção, dado a grande diversidade de problemas, comuns a

diversas companhias petrolíferas, o problema da água produzida provavelmente deve ser

conduzido de forma mais específica, devido à relevância do problema do tratamento e

descarte e seus conseqüentes custos.

A água associada ao óleo tem composições diferentes, variando nas regiões produtoras

e mesmo na mesma região, pode apresentar aspectos distintos no mesmo campo produtor. Isto

leva a problemas específicos em cada região de produção.

No estudo de caso apresentado no capítulo 4, realizado em campos de produção

terrestre do Espírito Santo, verificou-se que a água produzida recebe um tratamento especial,

uma vez que é reinjetada nos poços produtores, passando por um tratamento suficiente apenas

para não prejudicar a formação da zona produtora, sendo, portanto de baixo custo. Não

havendo necessidade de injeção, esta água também pode ser injetada em poços que não são

mais produtores. A injeção é feita em zonas que não comprometam os aqüíferos porventura

existentes. Todas estas operações têm padrões e procedimentos que são seguidos e

controlados através de monitoramento. Se outros campos de produção terrestres forem

estudados, a situação problema será a mesma, só variando a composição da água.

Quando se coloca em foco o problema em uma plataforma de produção marítima, a

complexidade é ainda maior e por conseqüência envolve valores bem mais elevados.

Apesar da complexidade e diversidade do problema da água produzida, a gestão pode

ser comum, não importando, portanto as regiões produtoras ou mesmo as companhias

operadoras, uma vez que o problema é o mesmo, só variando as características dos efluentes.

Devido à dificuldade do problema, a sugestão à indústria petrolífera é a criação de um

Comitê Central de Efluentes, ligado à estrutura da administração central da empresa. Essa

prática poderá transformar um problema em vantagem competitiva.

A coordenação do comitê deve caber ao órgão de Meio Ambiente corporativo e

composto por representantes de todas as unidades e serviços envolvidos.

106

Como em uma mesma região de produção, se tem uma gama de problemas, seriam

escolhidos representantes de cada região produtora, que são os detentores do conhecimento e

dos problemas em função da experiência acumulada em anos de trabalho. Estes representantes

teriam todos os dados das diversas regiões produtoras e seriam das áreas de SMS, Produção e

Reservatórios. Seriam também representados os órgãos de SMS, Produção e Reservatórios da

matriz da empresa, que alternadamente liderariam o comitê. Agregados a esta estrutura

haveria representantes dos órgãos de refino, transporte e pesquisa e desenvolvimento, que

seriam o suporte técnico encarregado de acompanhar o estado da arte em nível mundial,

mantendo o comitê atualizado com as mais modernas técnicas disponíveis.

Para melhor visualização apresenta-se uma proposta de organograma na figura 22.

COORDENADOR

REFINO

PESQUISA E DESENVOLVIMENTO

TRANSPORTE REGIÃO DE PRODUÇÃO A

SMS PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS

REGIÃO DE PRODUÇÃO A


Figura 22: Organograma do Comitê Central de Efluentes Fonte: Sugestão do autor

O Comitê teria, de forma macro, as seguintes atribuições:

- Conhecer e propor soluções aos problemas de cada região produtora no

gerenciamento de efluentes;

- Acompanhar e revisar periodicamente os cenários de recursos hídricos e de

descarte de efluentes;

- Acompanhar o desenvolvimento de novas tecnologias, testando e acompanhando

as mais adequadas aos negócios da Companhia;

- Incentivar e acompanhar a redução de consumo de água e lançamento de efluentes;

- Incentivar o reuso de efluentes;

- Incentivar a captação e uso de águas pluviais;

- Identificar oportunidades/ameaças referentes a recursos hídricos e efluentes;

- Investir na capacitação de recursos humanos, tanto a nível tecnológico como

também gerencial;

- Definir um programa de auditorias e acompanhamento de não conformidades;

107

- Definir e acompanhar os indicadores de efluentes;

- Preservar o conhecimento adquirido;

- Acompanhamento periódico através de reuniões de análise crítica.

O comitê deve fazer o acompanhamento e monitoração dos indicadores de efluentes

estabelecidos, bem como o desempenho da empresa, cumprindo assim o requisito de melhoria

contínua.

108

6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Do exposto pode-se concluir que a indústria petrolífera vem se esforçando para atingir

padrões de excelência em gestão ambiental.

O tema abordado na presente dissertação é muito vasto, e o autor em varias ocasiões

precisou retornar ao foco pretendido. Porém, como recomendações para pesquisas futuras, são

vislumbradas duas vertentes:

A primeira com um enfoque técnico para novas tecnologias orientadas para o reuso da

água produzida com seu devido tratamento, sendo explorada a redução dos custos. Não era

objetivo do presente trabalho o reuso de água produzida, mas ao longo da pesquisa

bibliográfica foi verificado que, de acordo com The Oil and Gas Industry from Rio to

Johannesburg and beyond, a empresa Norsk Hydro’s, fazendo uso de velhas informações de

explorações locais em Angola, encontrou um aqüífero a 200 m de profundidade com

capacidade de produção de 200 m3/dia, tornando-se um impacto positivo para a sociedade

local.

Segundo a mesma fonte, na refinaria da BP em Kwinana noroeste da Austrália, um

programa de gerenciamento do uso da água, permitiu a redução de 70 % do uso de água

potável. O mesmo proveito com certeza poderá ser alcançado por outras indústrias.

Pesquisas que estão sendo desenvolvidas na Texas A&M University, informam que a

água produzida poderá ter futuras aplicações em irrigação e na mitigação de emergências de

abastecimento no estado (THE WASHINGTON TIMES, 2002).

Sem dúvida as novas tecnologias, a curto e médio prazos, revolucionarão os cenários

do tratamento de efluentes com qualidade final melhor e custos mais baixos.

A segunda vertente tem um enfoque na gestão do problema, que está intimamente

ligado às conjunturas mais exigentes em termos de parâmetros ambientais, legislações cada

vez mais restritivas, e cobranças de ONGs e da própria sociedade. Para tanto, será necessário

um acompanhamento constante das mudanças de rumo em nível internacional e também

nacional. As mudanças internacionais sempre foram balizadoras para mudanças locais,

devendo ser monitoradas permanentemente.

Os procedimentos gerenciais hoje são calcados na ISO 14000, sempre buscando a

melhoria contínua.

Como contribuição foi apresentada na seção 5.5 uma proposta para criação de um

Comitê Central de Gestão de Água Produzida.

109

Outro campo de estudo que poderia ser explorado, seria a pesquisa comparativa de

diversas companhias petrolíferas com a Petrobras, na área de efluentes, soluções dadas e

ações gerenciais desenvolvidas para atingir os padrões ambientais desejados, obtendo-se

assim um foco mais amplo quanto às soluções do problema da água produzida.

110

7. OBRAS CITADAS

AMARAL, Sérgio Pinto. Sustentabilidade ambiental,social e econômica nas empresas: como entender, medir e relatar. São Paulo: Tocalino, 2004. 126p

AMORIM, Roberto. Relatório Refino: dados sobre água produzida. [s.l.]:[s.n.], 2002

ANÁLISE Crítica das Diretrizes Corporativas de SMS. [s.l]:UN-ES, Agosto de 2002.

ARPEL. 1997 A Guideline for the Disposal and Treatment of Produced Water, 1997. In: UNEP OFFSHORE OIL AND GAS ENVIRONMENT FORUM . Disponível em: http://www.oilndgasforum.net/education/guidelines Acesso em: 12/02/2004.

ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ÁGUAS SUBTERRÂNEAS. ABAS. Disponível em: http://www.abas.org.br. Acesso em: 29/07/2004.

ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR ISO 9000: 2000: sistema de gestão da qualidade: fundamentos e vocabulário. Rio de Janeiro, 2000

______. NBR ISO 9001: sistemas de gestão da qualidade: requisitos. Rio de Janeiro, 2000

______. NBR ISO 14001: 1996: sistemas de gestão ambiental: especificação e diretrizes para uso. Rio de Janeiro, 1996

BRASIL. Ministério do Meio Ambiente. Agenda 21. Disponível em: http://www.mma.gov.Br/se/agen21bra/corpo.html/ Acesso em: 29/07/2004.

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111

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_____. Portaria N 117, de 17 de julho de 1972, do Departamento Nacional de produção Mineral, que estabelece estudos e análises bacteriológicas segundo o código de águas minerais. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.

_____. Portaria N 231, de 31 de julho de 1998, do Departamento Nacional de Produção Mineral, que estabelece ações e procedimentos necessários à definição de áreas de proteção de fontes, balneários e estâncias de águas minerais e potáveis de mesa. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.

_____. Resolução N 012, de 19 de julho de 2000 do Conselho Nacional de Recursos Hídricos, que estabelece procedimentos para o enquadramento dos corpos de água em classes. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.

________. Resolução N 20, de 18 de junho de 1986, que classifica águas doces, salobras e salinas do território Nacional. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 mai. 2003.

________. Resolução N 237, de 19 de dezembro de 1997, dispõe sobre Licenciamento Ambiental. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.

________ Resolução N 265, de 27 de janeiro de 2000, dispõe sobre processo de licenciamento ambiental das instalações industriais de petróleo e derivados localizados em Território Nacional. . Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.

BRASIL. CONAMA. Resolução N 1, de 23 de janeiro de 1986, que dispõe sobre Estudos de Impacto Ambiental. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 14 maio. 2003.

112

BRASIL. Constituição da república federativa do Brasil, 1988. Disponível em <http://www.sejur.Petrobras.com.br/lex/lex.htm>. Acesso em: 15 maio. 2003.

CAMARGO,Rosana. A possível futura escassez de água doce que existe na Terra. 2003.CEFET SP. Disponível em <http://www.cefetsp.br/edu/sinergia/4p35c.html>. Acesso em 29/01/2003.

CARVALHO, Paulo Roberto dos Santos. O impacto da legislação ambiental na indústria de petróleo brasileira. 2002.147 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2002.

Conhecendo a água na Internet. Disponível em <http://www.geocities.com/Athens/Forum/5265/marcha.htm>. Acesso em 12/11/2002.

DONAIRE, Denis. Gestão ambiental na empresa. 2. ed.São Paulo: Atlas,1999. 169 p.

DUQUE, Ricardo Henriques Macedo. Mudança de cultura de segurança do trabalho: estudo de caso em obra de construção e montagem em uma refinaria de petróleo.2004. 144 p. Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão) – Centro Tecnológico – Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócio e Meio Ambiente – Universidade federal Fluminense, Niterói. 2004.

FUNDAÇÃO CECILIANO ABEL DE ALMEIDA. Relatório de Impacto Ambiental. Vitória: (FCAA/UFES),/Grafer Editora, 1998

HTTP://portal.ep.petrobras.com.br/Produção/producaoSeguro/Tabela.asp, acessado em 24/05/2004. (intranet)

INTERNATIONAL PETROLEUM INDUSTRY ENVIRONMENTAL CONSERVATION ASSOCIATION. (IPIECA); INTERNATIONAL ASSOCIATION OF OIL & GAS PRODUCERS. (OGP). The oil and gas industry from Rio to Johannesburg and beyond – contributing to sustenable development. Oxford, Words and Publications, 2002. 81 p.

KEY WORLD ENERGY STATISTICS – IEA – 2000. Disponível em < http://www.iea.org/statist/keyworld2002.pdf>. Acesso em 16/09/ 2003, 16:21.

MAGERS, Phil. Water recovered from oil brine has promise. Washington: The Washington Times. Disponível em: http://asp.washtimes.com/printarticle.asp?action=print&ArticleID=20020916-0112352-34 Acesso em: 6/8/2003.

MAIDMENT, David R.(ed). Handbook of Hydrology. New York: MacGraw-Hill,1993.Cap 1, Seção 1.2 Hydrological Cycle.

MARTINI JUNIOR, Luis Carlos de; GUSMÃO, Antonio Carlos de Freitas de. Gestão ambiental na indústria. Rio de Janeiro: Destaque, 2003. 212 p.

113

MOREIRA, Rodrigo de Matos. Alocação de recursos hídricos em regiões semi-áridas. 2001. 113 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil) - Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 2001.

NUNES, Adisson. Relatório TRANSPETRO. [s.l.]: TRANSPETRO, 1997

OCCUPATIONAL HEALTHY AND SAFETY ASSESSMENT SERIES. OHSAS 18001: Sistema de Gestão de segurança e Saúde Ocupacional: Especificação. Londres, 1999.

OCCUPATIONAL HEALTHY AND SAFETY. Briths Standard BS 8800: Guia para gestão da segurança e saúde no trabalho, Londres, 1996.

PETROLEO BRASILEIRO S/A. Diagnóstico da água produzida enviada pela bacia de campos para os terminais, 2002. Documento interno.

______.Plano Estratégico 2003 – 2007. [s.l]: Petrobrás, [2003?]

______. Padrão E&P – EP-26-00032-0: tratamento e injeção de água produzida. [s.l.], dezembro de 2003.

______. Relatório de Gestão 2002. Disponível em <http://www2.petrobras.com.br/portal/frame_ri.asp?pagina=/ri/port/ConhecaPetrobras/RelatorioAnual/RelatorioAnual.asp>. Acesso em 4 de jun. 2004.

______.Workshop de Definição da Política de SGI/IEES,. 2004. 1 CD-ROM.

______. Política de segurança meio ambiente e saúde. Petrobrás, 2001. Aprovada pela Diretoria Executiva em 27/12/2001

RELATÓRIO de Água de Produção. Shioya, Nilce: E&P/UN-BC,2002

SISTEMA de Gestão Integrada IEEPT – IEES: PETROBRAS/ENGENHARIA: Workshop: Rio de Janeiro, 29/07/2004. CD, Microsoft PowerPoint.

TUCCI, Carlos E. M.;ESPANHOL, Evanildo; CORDEIRO NETTO, Oscar de M. Gestão da Água no Brasil. Brasília:UNESCO,2001. 156 p.

United Nations Environment Programme Industry and Environment Centre. UNEP. Oil Industry International Exploration and Production Forum. E&P Forum, Environmental management in oil and gás exploration and production, An overview of issues and management approaches. Oxford, Words and Publications, 1997. 68 p.

114

ZIMBRES, Eurico.Guia Avançado sobre Água Subterrânea, UERJ, 2003. Disponível em

http://www.meioambiente.pro.br/index.htm. Acesso em 2/12/2003.

115

8. OBRAS CONSULTADAS

ABREU, Estela dos Santos: TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de trabalhos monográficos de conclusão de curso. 6.ed. Pró-Reitoria de pesquisa e Pós-Graduação. Niterói: EdUFF, 2003. 86 p.

ABREU, Estela dos Santos; TEIXEIRA, José Carlos Abreu. Apresentação de Trabalhos Monográficos de Conclusão de Curso. 6ª Ed. Niterói. EdUFF, 2003. 85 p.

AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS. ÁGUAS SUBTERRÂNEAS. Brasília: Superintendência de Informações Hidrológicas, 2002. 85 p.

AFFONSO, Fernando Luiz. Metodologia para implantação de sistema de gestão ambiental em serviços de engenharia para empreendimentos petrolíferos: um estudo de caso. 2001. Dissertação ( Mestrado em Planejamento Energético). Programa de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 2001

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE – API. Publicação API 9100 A: sistemas de modelo de gestão ambiental, de saúde e segurança (EHS); [s.1.]; API, v.2, outubro de 199837 p.

DALL’AGNOL, Rafael. Análise do conhecimento jurídico-penal-ecológico.2000. 137 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) - Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.

ECO, Umberto. Como se faz uma tese. 17. ed. São Paulo: Perpectiva, 2002. 170 p.

LYNGBAEK, M. E; BLIDEGN, L.H. Produced water management. First International Conference on health, Safety and Environment held in Hague, 1991

MEYER, Murilo Machado. Gestão Ambiental no setor mineral: um estudo de caso. 2000. 174 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. 2000.

OLIVEIRA, Fabíola Bianco. Implantação e prática da gestão ambiental: discussão e estudo de caso 100 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia da Produção) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia da Produção da Universidade do Rio grande do Sul. Porto Alegre. 1999.

OLIVEIRA, José Eduardo de. Impacto ambiental da exploração e produção de petróleo sobre reservatórios de água subterrânea. X Congresso Latinoamericano de Perfuracion. Rio de Janeiro, 1996. 26 p.

116

PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P – PG-26-00006-E: Manual de Gestão de Segurança, Meio Ambiente e Saúde.. Vitória: UN-ES/SMS, jul. de 200214 p.

PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PG-26-00028: Monitoramento de Águas Subterrâneas da UN-ES. Dez.2001. UN-ES/ATP-NC-SMS. 4 p.

PETROLEO BRASILEIRO S/A . Padrão E&P- PP-36-00215-0: tratamento e injeção de água produzida. dez. de 2003. UN-ES/ATP-NC/OP-N. 3 p.

SILVA, Vanderlei Alves da. O planejamento de emergências em refinarias brasileiras: um estudo dos planos de refinarias brasileiras e uma análise de acidentes em refinarias no mundo e a apresentação de uma proposta de relação de cenários acidentais para planejamento. Niterói. 2003. 158 p.Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão de Meio Ambiente) – Centro Tecnológico – Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócio e Meio Ambiente – Universidade Federal Fluminense, Niterói. 2003.

SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS. (SPE), 80.585. GARLAND, Emanuel Discharge of produced water. New challenges in Europe. Exploration and Production Environmental Conference, held in San Antonio. Richardson, 2003. 9 p.

THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Treating production water to remove oil. Report Nº 2.46/153. CAUDLE, D. D.; BANSAL, K. M. London, 1988. 13p.

THE OIL INDUSTRY INTERNATIONAL EXPLORATION & PRODUCTION FORUM. (E&P Forum). Production water management – current and emerging technologies. Report Nº 2.64/211. London, 1994. 17 p.

VITERBO Junior, Ênio. Sistema integrado de gestão ambiental: como implementar um sistema que atenda à norma ISO 14001, a partir de um sistema baseado na norma ISO 9000. São Paulo: Aquariana, 1998. 224 p.

YIN, Robert K. Estudo de caso: planejamento e métodos. 2 ed .Porto Alegre: Bookman,

2001.

117

ANEXO A - Diretrizes corporativas de segurança, meio ambiente e saúde

1- Liderança e Responsabilidade

A Petrobras, ao integrar segurança, meio ambiente e saúde à sua estratégia

empresarial,reafirma o compromisso de todos os seus empregados e contratados com a busca

de excelência nessas áreas.

Requisitos

1.1 Difusão e Promoção, em todos os níveis, da política corporativa de SMS,seus valores

e metas.

1.2 Exercício da liderança pelo exemplo, de modo a assegurar o máximo

comprometimento da força de trabalho com o desempenho em SMS.

1.3 Responsabilização de cada unidade pelo seu desempenho em SMS, o qual será

avaliado por meio de indicadores e metas.

1.4 Definição clara em cada unidade, das atribuições e responsabilidades relacionadas ao

desempenho em SMS.

1.5 Integração em cada unidade, do desempenho em SMS às suas metas de produção e

rentabilidade.

1.6 Acompanhamento e avaliação do desempenho em SMS das empresas contratadas.

1.7 Difusão de valores que comprovam a qualidade de vida da força de trabalho, dentro e

fora da empresa.

2- Conformidade Legal

As atividades da empresa devem estar em conformidade com a legislação vigente nas áreas de

segurança, meio ambiente e saúde.

Requisitos

2.1 Verificação permanente do atendimento à legislação e adoção, quando necessário, de

medidas destinadas à pronta correção de eventuais não conformidades.

2.2 Acompanhamento das mudanças que venham a ocorrer na legislação relacionadas à SMS ,

de modo a promover a adequação das atividades da empresa, bem como permitir a

identificação de novos cenários.

118

2.3 Atendimento aos preceitos legais e regulamentares durante todo o ciclo de vida das

instalações e operações da empresa, bem como verificação de seu cumprimento por parte de

contratados, fornecedores e parceiros.

2.4 Manutenção de uma política de cordialidade e colaboração com os órgãos competentes.

3- Avaliação e gestão de riscos

Riscos inerentes às atividades da empresa devem ser identificados, avaliados e gerenciados,

de modo a evitar a ocorrência de acidentes e/ou assegurar a minimização de seus efeitos.

Requisitos

3.1 Implementação de mecanismos que permitam, de forma sistemática, identificar e avaliar a

freqüência e as conseqüências de eventos indesejáveis, visando sua prevenção e/ou máxima

redução de seus efeitos.

3.2 Implementação de mecanismos para priorização dos riscos identificados, bem como a

documentação, comunicação e acompanhamento das medidas adotadas para controlá-los.

3.3 Incorporação de processos de avaliação de riscos a todas as fases dos empreendimentos e

produtos, incluindo os relacionados à proteção da força de trabalho, comunidades vizinhas e

consumidor final.

3.4 Realização de avaliações de risco periódicas ou à medida que se identifiquem mudanças

nos processos.

3.5Implementação de gestão de riscos de acordo com sua natureza e magnitude, nos diversos

níveis administrativos.

4- Novos empreendimentos

Os novos empreendimentos devem estar em conformidade com a legislação e incorporar, em

todo o seu ciclo de vida, as melhores práticas de segurança, meio ambiente e saúde.

Requisitos

4.1 Adoção de práticas e tecnologias que assegurem aos novos empreendimentos padrões de

excelência ao longo de todo seu ciclo de vida, desde sua concepção, projeto, construção e pré-

operação até sua eventual desativação.

4.2 Implementação de mecanismos que assegurem a conformidade dos novos

empreendimentos com as especificações de seus projetos e recomendações das avaliações de

risco.

119

4.3 Análise, aprovação e documentação de eventuais mudanças nos projetos originais e

verificação de suas implicações relacionadas à SMS.

4.4 Consideração, em cada novo empreendimento, dos impactos sociais, econômicos e

ambientais decorrentes de sua implantação.

4.5 Incentivo à implantação de projetos que incorporem o conceito de sustentabilidade, a

utilização de mecanismos de desenvolvimento limpo e a otimização de insumos como, água,

energia e materiais.

5 – Operação e manutenção

As operações da empresa devem ser executadas de acordo com procedimentos estabelecidos e

utilizando instalações e equipamentos adequados, inspecionados e em condições de assegurar

o atendimento às exigências de segurança, meio ambiente e saúde.

Requisitos

5.1 Adoção de práticas operacionais seguras, que preservem a saúde da força de trabalho e

reduzam ao máximo os riscos de acidente.

5.2 Verificação e atualização sistemáticas de todos os procedimentos operacionais,

observadas as recomendações provenientes das avaliações de risco.

5.3 Implementação de mecanismos que permitam, com a máxima rapidez, a identificação,

caracterização e correção dos casos de não-conformidade com os procedimentos

estabelecidos.

5.4 Execução das atividades de inspeção e manutenção de acordo com os procedimentos

estabelecidos, de modo a manter o controle sobre seus riscos.

5.5 Execução de programas específicos de inspeção, teste e manutenção associados a sistemas

de segurança, integridade e proteção das instalações, de modo a assegurar sua confiabilidade.

5.6 Identificação, análise e monitoramento de impactos causados pelas atividades da empresa

saúde e ao meio ambiente, buscando a contínua redução de seus efeitos.

5.7 Implementação de mecanismos que preservem a saúde da força de trabalho, buscando

assegurar-lhe, sempre que necessário, diagnóstico precoce,atendimento imediato,interrupção

de exposição, limitação de dano e reabilitação.

6 – Gestão de mudanças

Mudanças, temporárias ou permanentes, devem ser avaliadas visando à eliminação e/ou

minimização de riscos decorrentes de sua implantação.

120

Requisitos

6.1 Implementação de mecanismos que permitam avaliar e controlar riscos inerentes a

mudança, desde a fase de planejamento até sua efetiva incorporação ao processo.

6.2 Formalização dos processos de mudança por meio de descrição, avaliação e

documentação, bem como de sua necessária divulgação.

6.3 Garantia de que as mudanças atendam às exigências legais e aos procedimentos

estabelecidos, bem como preservem a integridade da força de trabalho, das instalações e a

continuidade das operações.

6.4 Identificação de novas necessidades eventualmente decorrentes das mudanças, como

capacitação da força de trabalho,intensificação de treinamentos e revisão de procedimentos e

planos de contingência.

7 – Aquisição de bens e serviços

O desempenho em segurança, meio ambiente e saúde de contratados, fornecedores e parceiros

deve ser compatível com o do Sistema Petrobras.

Requisitos

7.1 Inclusão no processo de contratação, de exigências específicas de SMS, bem como

verificação de seu cumprimento durante todas as etapas das atividades a serem desenvolvidas.

7.2 Garantia de que materiais e produtos a serem adquiridos atendam às exigências

estabelecidas de SMS.

7.3 Avaliação de desempenho em SMS de contratados, de acordo com critérios claramente

definidos nos respectivos contratos.

7.4 Acompanhamento das empresas contratadas no que se refere a seu desempenho em SMS,

tomando as medidas necessárias para a correção de eventuais não conformidades.

7.5 Implementação de medidas visando estimular a adoção, pelas empresas contratadas e

parceiros, das melhores práticas de SMS.

7.6 Integração do desempenho de contratados no conjunto de indicadores de SMS de cada

unidade.

8 – Capacitação, educação e conscientização

Capacitação, educação e conscientização devem ser continuamente promovidas, de modo a

reforçar o comprometimento da força de trabalho com o desempenho em segurança, meio

ambiente e saúde.

121

Requisitos

8.1 Comprometimento explícito da gerência com a política e valores de SMS, de modo a

sensibilizar a força de trabalho para seu cumprimento.

8.2 Levantamento de necessidades e implementação, em todos os níveis, de programas de

capacitação, educação e conscientização em SMS.

8.3 Implementação de programas que estimulem a adoção de comportamentos seguros,

saudáveis e de respeito ao meio ambiente, dentro e fora da empresa.

8.4 Avaliação periódica da capacitação da força de trabalho com relação às exigências de

SMS.

8.5 Implementação de mecanismos que promovam a melhoria constante da capacitação da

força de trabalho.

9 – Gestão de informações

Informações e conhecimentos relacionados a segurança, meio ambiente e saúde devem ser

precisos, atualizados e documentados, de modo a facilitar sua consulta e utilização.

Requisitos

9.1 Implementação de mecanismos que garantam o registro, atualização, armazenamento e

recuperação de informações relacionadas à SMS, bem como de mecanismos que estimulem a

participação da força de trabalho nesse processo.

9.2 Garantia de que esse sistema contemple, entre outros, os seguintes aspectos:

- Política,valores, objetivos e programas de SMS;

- Legislação vigente e ações decorrentes de auditorias;

- Indicadores de desempenho;

- Informações coletivas de saúde e exposição ocupacional;

- Avaliação e gestão de riscos;

- Planos de contingência;

- Investimentos realizados e seus benefícios;

9.3 Observância do princípio de confidencialidade, de modo a preservar informações

estratégicas da empresa e de natureza pessoal envolvendo a força de trabalho.

9.4 Implementação de mecanismos que garantam a difusão de novas práticas e melhoria de

desempenho em SMS.

122

9.5 implementação de mecanismos que considerem opiniões, sugestões e dúvidas de terceiros

e/ou partes interessadas, prestando, quando necessário, os devidos esclarecimentos.

10 – Comunicação

As informações relativas a segurança, meio ambiente e saúde devem ser comunicados com

clareza, objetividade e rapidez, de modo a produzir os efeitos desejados.

Requisitos

10.1 Manutenção de canais permanentes de comunicação com os órgãos reguladores e demais

partes interessadas, bem como com os veículos de comunicação.

10.2 Manutenção de canais permanentes de comunicação com a força de trabalho e

comunidades vizinhas, de modo a mantê-las informadas sobre os riscos decorrentes das

atividades da empresa, bem como das medidas adotadas para sua redução.

10. 3 Garantia de que denúncias, reclamações e sugestões relacionadas à SMS sejam

registradas, analisadas e esclarecidas.

10.4 Observância dos princípios de hierarquia e competência no que se refere à divulgação de

informações que possam representar risco para qualquer atividade da empresa.

10.5 Apresentação periódica, no Relatório Anual e em outros meios de comunicação, de

informações consolidadas sobre desempenho em SMS.

11 – Contingência

As situações de emergência devem estar previstas e ser enfrentadas com rapidez e eficácia

visando a máxima redução de seus efeitos.

11.1 Garantia de que os planos de contingência de cada unidade estejam avaliados, revisados

e atualizados, bem como integrados aos planos de contingência regionais e corporativo da

empresa.

11.2 Desenvolvimento de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades

potencialmente expostas a riscos, visando sua incorporação aos planos de contingência.

11.3 Adequação dos planos de contingência às variações de risco eventualmente identificadas.

11.4 Consideração, nos planos de contingência, dos impactos sociais, econômicos e

ambientais decorrentes de possíveis acidentes.

123

11.5 Implementação de mecanismos que assegurem a atualização, divulgação e pronto acesso

aos planos de contingência por parte da força de trabalho, órgãos governamentais e não-

governamentais, comunidades e demais partes interessadas.

11.6 Realização periódica de treinamentos e exercícios simulados, com a participação de

todos os envolvidos, e posterior avaliação dos resultados.

12 – Relacionamento com a comunidade

A empresa deve zelar pela segurança das comunidades onde atua, bem como mantê-las

informadas sobre impactos e/ou riscos eventualmente decorrentes de suas atividades.

Requisitos

12.1 Avaliação dos eventuais impactos que as atividades da empresa possam causar às

comunidades, tanto do ponto de vista de SMS como social e econômico, de modo a evitá-los

ou reduzir ao máximo seus efeitos indesejáveis.

12.2 Garantia de que essa avaliação acompanhe todo o ciclo de vida das atividades.

12.3 Manutenção de canais de comunicação com todas as comunidades vizinhas, de modo a

mantê-las informadas sobre planos de contingência, considerando, nesse processo, opiniões,

sugestões e preocupações por elas manifestadas.

12.4 Implementação de programas de esclarecimento e treinamento junto às comunidades

potencialmente expostas a riscos, de modo a estimular seu comprometimento com as medidas

de prevenção e contingência.

12.5 Implementação de programas de saúde e educação ambiental junto às comunidades

vizinhas, bem como de ações que promovam seu desenvolvimento sustentável.

13 – Análise de acidentes e incidentes

Os acidentes e incidentes decorrentes das atividades da empresa devem ser analisados,

investigados e documentados, de modo a evitar sua repetição e/ou assegurar a minimização de

seus efeitos.

Requisitos

13.1 Implementação de procedimentos que permitam a identificação, registro e análise das

causas dos acidentes e a quantificação das perdas.

13.2 Implementação de procedimentos que permitam a identificação e tratamento de não-

conformidades eventualmente capazes de causar acidentes.

124

13.3 Obrigatoriedade de comunicação imediata de acidentes e de pronta atuação sobre suas

conseqüências.

13.4 Obrigatoriedade do registro de acidentes no respectivo indicador de desempenho.

13.5 Incorporação às atividades da empresa das lições extraídas dos acidentes visando à

melhoria constante dos sistemas de prevenção.

13.6 Acompanhamento das medidas corretivas e/ou preventivas adotadas, de modo a se

certificar de sua eficácia.

13.7 Garantia de que, em acidentes graves, a investigação tenha participação externa à da

unidade onde ocorreu e da área corporativa de SMS.

14 – Gestão de produtos

A empresa deve zelar pelos aspectos de segurança, meio ambiente e saúde de seu7s produtos,

desde sua origem até a destinação final, bem como empenhar-se na constante redução dos

impactos que eventualmente possam causar.

Requisitos

14.1 Imcorporação a todos os produtos da empresa de valores relacionados à SMS, desde a

escolha de materiais, produção,embalagem e transporte até seu destino final.

14.2 Fornecimento de informações adequadas e atualizadas sobre esses produtos, de forma a

permitir sua utilização segura e/ou redução de eventuais riscos.

14.3 Atribuição de prioridade ao desenvolvimento de produtos que atendam da melhor forma

às exigências de SMS.

15 – Processo de melhoria contínua

A melhoria contínua do desempenho em segurança, meio ambiente e saúde deve ser

promovida em em todos os níveis da empresa, de modo a assegurar seu avanço nessas áreas.

Requisitos

15.1 Atualização periódica da política, diretrizes e metas de SMS, de modo a manter sua

conformidade com o Plano Estratégico da empresa.

15.2 Implementação de programa corporativo de avaliação da gestão de SMS visando seu

constante aperfeiçoamento.

15.3 Implementação de planos de ação, com base nos resultados dessas avaliações, visando à

prevenção e/ou correção de eventuais desvios.

125

15.4 Aderência às normas internacionais de certificação em SMS e suas respectivas

atualizações.

15.5Aperfeiçoamento constante dos indicadores de SMS, de modo a torná-los cada vez mais

precisos e uniformes, com conseqüente incentivo ao cumprimento das metas estabelecidas.

126

ANEXO B – Planilha de requisitos






Niterói 2004






BANCA EXAMINADORA






MTL Engenharia LTDA

AGRADECIMENTOS













RESUMO



















efluentes.

ABSTRACT





























OHSAS18001

71













LISTA TABELAS










46






18001

72






1997

101

LISTAS DE SIGLAS

ABAST Abastecimento





el Caribe


BS Britsh Standard














FOB Free on Board






SUMÁRIO

1 APRESENTAÇÃO 14
























































5 DISCUSSÃO 99



5.3 CENÁRIOS 102




7 OBRAS CITADAS 110


ANEXOS 117

14

1 APRESENTAÇÃO






















rentabilidade.









15










econômico.













resultados.







16






















produtivo.












17






XXI.



Fonte de Vida”.



















18




água.

















1992).











19




























de caso.

20


















outro.









21



























22










2,564

97,436



Água Salgada

Água Doce

23





Km 3

PERCENTUAL DE ÁGUA

TOTAL

PERCENTUAL DE ÁGUA

DOCE

Oceanos 1338000000 96,50



Água no solo 16500 0,0012 0,05

Gelo Polar 24023500 1,70 68,60

Outros gelos e

neve

340600 0,025 1,00



Pântanos 11470 0,0008 0,03

Rios 2120 0.0002 0,006



Água total 1385984610 100,00

Água doce 35029210 2,50 100,00






Geleiras 69,600



Demais 0,004


24













em área rural.











25


REGIÃO OFERTA

(km3/ano)

DISPONIBILIDADE

(m3/hab./ano)

Europa 6.235 8.547

Ásia 13.207 3.680

África 3.996 5.133




Oceania 1.614 54.795

Brasil 5.745 34.784












26






















precipitação

infiltração

27















Brasil.


28


2.2.1Exploração

















densidade.







ser de dois tipos:



29


























2.2.2 Perfuração




30















31



mais remotas.



















2.2.3 Avaliação








32






cerca de dez.
















33















adiante.

34


















2.3 ÁGUA PRODUZIDA









35



















dessa água.












36

2.3.2 Componentes




seguintes itens:


de despejo;








Cátions Ânions










Teor de óleo


37

Cátions



insolúveis.















cálcio.

Ânions









Outras propriedades



38








fatores:






















39











problema.








40


















A

B

C

D

E


41







tratamento prévio.



















42















43












salinidade;












manutenção;




Bacia de Campos.

44


m3/ano m3/dia

1977 0 0

1978 33.588 92,0

1979 95.339 261,2

1980 125.352 342,5

1981 128.318 351,6

1982 148.253 406,2

1983 246.577 675,6

1984 528.418 1.443,8

1985 1.053.281 2.885,7

1986 2.321.954 6.351,5

1987 3.610.952 9.893,0

1988 4.122.321 11.263,2

1989 4.678.688 12.818,3

1990 4.628.028 12.679,5

1991 5.593.046 15.323,4

1992 6.875.611 18785,8

1993 8.064.061 22.093,3

1994 8.648.664 23.695,0

1995 9.495.017 26.013,7

1996 12.746.496 34.826,5

1997 13.430.445 36.795,7

1998 15.090.967 41.345,1

1999 16.924.096 46.367,4

2000 17.290.421 47.241,6

2001 18.288.202 50.104,7


45





Ano Água Óleo

2002 62.850 188.988

2003 76.242 205.768

2004 90.855 247.071

2005 107.433 282.735

2006 125.018 324.503

2007 147.929 326.805

2008 178.198 314.965

2009 209.406 294.269

2010 233.824 275.981

2011 255.095 256.433








Cabiúnas 1.189.776






TOTAL 5.258.477


46


2001-(m3/ano)




















47











TOTAL US $ 43.845.726












Onde:




48















Imboassica.














49

























Vantagens:


- Baixo custo;


Desvantagens:

50






Vantagens:




Desvantagens:










Vantagens:


- De baixo custo;

Desvantagens:


51








Vantagens:




água.


para emulsão.












52





Vantagens:




Desvantagens:





gotas de óleo.






Vantagens:


- Compactas;



Desvantagens:


53







Vantagem:


Desvantagem:





Vantagens:

- Alta eficiência;



Desvantagens:




54







Vantagens:



Desvantagens:








Vantagens:




Desvantagens:



desenvolvimento.

55









Vantagens:


Desvantagens:






caros.










56



























Flotação

Baixo /Médio




Baixo /Médio







57

























58

- Cloração;



- Ozonização;
















do assunto.



particulares.





59























(DNPM)





fontes naturais.

60









Ambiente.








Estabelece que:








61























do País;






zonas costeiras.

62

















previstas na lei.


objetiva:


valor;





variação;




63

















ONGs.



- União;


- Dos Municípios;





locais.





64








ambiental.












(DNPM)





(CNRH)



9. 433.

65









mínimo dos mesmos.









Águas)










(CNRH)



66


(CNRH)




dezembro de 2001.

2.5.1 Comentários






















públicos.

67






















notícia.




68







dissertação.








desenvolvidas.








69



1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001

ISO 9002ISO 9003









Requisitos


Diretrizes Gerais


COMPLEMENTARES

CANADÁCZ299




OUTROS


AN

O 1

994

AN

O 2

0 00



1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001

ISO 9002ISO 9003









Requisitos


Diretrizes Gerais


COMPLEMENTARES

CANADÁCZ299




OUTROSCANADÁCZ299




OUTROS


AN

O 1

994

AN

O 2

0 00


Workshop SGI IEES







alterações foram:





70











14001:1996)



figura 9.


MELHORIA CONTÍNUA


CORRETIVA

POLÍTICA AMBIENTAL

PLANEJAMENTO

IMPLEMENTAÇÃO E

OPERAÇÃO

ANÁLISE CRÍTICA


71


Saúde no Trabalho.





como na figura 10.






18001.

IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001

O H S A S O H S A S 1800118001

P lane jam ento




M on ito ram ento



P o lítica


M ed içãoM etas

IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001

O H S A S O H S A S 1800118001

P lane jam ento




M on ito ram ento



P o lítica


M ed içãoM etas



72


ISO 9001 ISO 14001 / OHSAS 18001
















treinamento


competência


















73









realidades sociais.

74













- Distribuição;




- Gás natural.








75































76




2007).












Comportamentos:









Objetivos:



77







e saúde.







- Recursos Humanos;


- Comunicação.






78






1970 1980 1990 2000 Fonte: Amaral, 2004








das mesmas;



Companhia;




79


























80



























opera;






81





após o tratamento;








- Valores cobrados;


82














análise de rochas.
















83












84


85








86





87





88





89




90




91







seguintes:






figura 20.

92


Bombas de

Circulação


Tanque de Injeção

Bombas de Injeção


φφφφ 3” 2200 m 3300 m 1000 m

400 m

Figura 16

Figura 15

Figura 18

Figura 17


Figura 19




norte capixaba.

93


ANO m3 m3/dia

1983 123.643 339

1984 143.030 391

1985 206.027 564

1986 233.316 639

1987 343.594 941

1988 359.295 982

1989 343.744 942

1990 267.828 734

1991 334.824 917

1992 408.023 1.115

1993 391.272 1.072

1994 484.135 1.326

1995 482.444 1.322

1996 494.534 1.351

1997 476.691 1.306

1998 501.746 1.375

1999 532.486 1.459

2000 593.995 1.623

2001 572.585 1.569

2002 672.264 1.842

2003 607.714 1.665









94



ÁGUA DOCE






EFLUENTES **

VAZÃO m3 1.586.948 1.777.915






processo.






poços artesianos.




95




Janeiro 118,4 175,4

Fevereiro 97 99,3

Março 149,8 140,8

Abril 132,8 83,4

Maio 88,7 93,8

Junho 78,3 71,2

Julho 83,4 60,5

Agosto 57,9 74,1

Setembro 67,2 90,3

Outubro 133,4 98,6



Anual

1407,7

175,4



capixaba.

118,4

97

149,8132,8

88,778,3 83,4

57,967,2

133,4

196,1204,7

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225


Pre

cipi

taçã

o (m

m)


96















ferro.














97





relevantes:




















ES




98















processo.

















99

5. DISCUSSÃO








funções:




recursos hídricos;















100






















seção 5.3.









101





Norte 0,82







Nordeste 0,73










SUDESTE 0,81





SUL 1,10




CENTRO-OESTE 0,86


102








5.3 CENÁRIOS









- Institucional;



- Energia;

- Eventos extremos.







103




























104
















0,83/m3.















105































106











COORDENADOR

REFINO



















também gerencial;


107






contínua.

108














local.
















melhoria contínua.



109





110

7. OBRAS CITADAS















111












112














113















114



115













116










2001.

117






Requisitos


e metas.






desempenho em SMS.


rentabilidade.



fora da empresa.




Requisitos






118








Requisitos








consumidor final.


nos processos.






Requisitos






risco.

119












Requisitos







estabelecidos.













120

Requisitos














Requisitos












unidade.




ambiente e saúde.

121

Requisitos








SMS.


força de trabalho.




Requisitos















desempenho em SMS.

122






Requisitos

















empresa.






123









Requisitos
















seus efeitos.

Requisitos





124


conseqüências.












Requisitos










Requisitos







125


atualizações.



126







Niterói 2004






BANCA EXAMINADORA






MTL Engenharia LTDA

AGRADECIMENTOS













RESUMO



















efluentes.

ABSTRACT





























OHSAS18001

71













LISTA TABELAS










46






18001

72






1997

101

LISTAS DE SIGLAS

ABAST Abastecimento





el Caribe


BS Britsh Standard














FOB Free on Board






SUMÁRIO

1 APRESENTAÇÃO 14
























































5 DISCUSSÃO 99



5.3 CENÁRIOS 102




7 OBRAS CITADAS 110


ANEXOS 117

14

1 APRESENTAÇÃO






















rentabilidade.









15










econômico.













resultados.







16






















produtivo.












17






XXI.



Fonte de Vida”.



















18




água.

















1992).











19




























de caso.

20


















outro.









21



























22










2,564

97,436



Água Salgada

Água Doce

23





Km 3

PERCENTUAL DE ÁGUA

TOTAL

PERCENTUAL DE ÁGUA

DOCE

Oceanos 1338000000 96,50



Água no solo 16500 0,0012 0,05

Gelo Polar 24023500 1,70 68,60

Outros gelos e

neve

340600 0,025 1,00



Pântanos 11470 0,0008 0,03

Rios 2120 0.0002 0,006



Água total 1385984610 100,00

Água doce 35029210 2,50 100,00






Geleiras 69,600



Demais 0,004


24













em área rural.











25


REGIÃO OFERTA

(km3/ano)

DISPONIBILIDADE

(m3/hab./ano)

Europa 6.235 8.547

Ásia 13.207 3.680

África 3.996 5.133




Oceania 1.614 54.795

Brasil 5.745 34.784












26






















precipitação

infiltração

27















Brasil.


28


2.2.1Exploração

















densidade.







ser de dois tipos:



29


























2.2.2 Perfuração




30















31



mais remotas.



















2.2.3 Avaliação








32






cerca de dez.
















33















adiante.

34


















2.3 ÁGUA PRODUZIDA









35



















dessa água.












36

2.3.2 Componentes




seguintes itens:


de despejo;








Cátions Ânions










Teor de óleo


37

Cátions



insolúveis.















cálcio.

Ânions









Outras propriedades



38








fatores:






















39











problema.








40


















A

B

C

D

E


41







tratamento prévio.



















42















43












salinidade;












manutenção;




Bacia de Campos.

44


m3/ano m3/dia

1977 0 0

1978 33.588 92,0

1979 95.339 261,2

1980 125.352 342,5

1981 128.318 351,6

1982 148.253 406,2

1983 246.577 675,6

1984 528.418 1.443,8

1985 1.053.281 2.885,7

1986 2.321.954 6.351,5

1987 3.610.952 9.893,0

1988 4.122.321 11.263,2

1989 4.678.688 12.818,3

1990 4.628.028 12.679,5

1991 5.593.046 15.323,4

1992 6.875.611 18785,8

1993 8.064.061 22.093,3

1994 8.648.664 23.695,0

1995 9.495.017 26.013,7

1996 12.746.496 34.826,5

1997 13.430.445 36.795,7

1998 15.090.967 41.345,1

1999 16.924.096 46.367,4

2000 17.290.421 47.241,6

2001 18.288.202 50.104,7


45





Ano Água Óleo

2002 62.850 188.988

2003 76.242 205.768

2004 90.855 247.071

2005 107.433 282.735

2006 125.018 324.503

2007 147.929 326.805

2008 178.198 314.965

2009 209.406 294.269

2010 233.824 275.981

2011 255.095 256.433








Cabiúnas 1.189.776






TOTAL 5.258.477


46


2001-(m3/ano)




















47











TOTAL US $ 43.845.726












Onde:




48















Imboassica.














49

























Vantagens:


- Baixo custo;


Desvantagens:

50






Vantagens:




Desvantagens:










Vantagens:


- De baixo custo;

Desvantagens:


51








Vantagens:




água.


para emulsão.












52





Vantagens:




Desvantagens:





gotas de óleo.






Vantagens:


- Compactas;



Desvantagens:


53







Vantagem:


Desvantagem:





Vantagens:

- Alta eficiência;



Desvantagens:




54







Vantagens:



Desvantagens:








Vantagens:




Desvantagens:



desenvolvimento.

55









Vantagens:


Desvantagens:






caros.










56



























Flotação

Baixo /Médio




Baixo /Médio







57

























58

- Cloração;



- Ozonização;
















do assunto.



particulares.





59























(DNPM)





fontes naturais.

60









Ambiente.








Estabelece que:








61























do País;






zonas costeiras.

62

















previstas na lei.


objetiva:


valor;





variação;




63

















ONGs.



- União;


- Dos Municípios;





locais.





64








ambiental.












(DNPM)





(CNRH)



9. 433.

65









mínimo dos mesmos.









Águas)










(CNRH)



66


(CNRH)




dezembro de 2001.

2.5.1 Comentários






















públicos.

67






















notícia.




68







dissertação.








desenvolvidas.








69



1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001

ISO 9002ISO 9003









Requisitos


Diretrizes Gerais


COMPLEMENTARES

CANADÁCZ299




OUTROS


AN

O 1

994

AN

O 2

0 00



1ª versão: 1987ISO 9000-1 ISO 9001

ISO 9002ISO 9003









Requisitos


Diretrizes Gerais


COMPLEMENTARES

CANADÁCZ299




OUTROSCANADÁCZ299




OUTROS


AN

O 1

994

AN

O 2

0 00


Workshop SGI IEES







alterações foram:





70











14001:1996)



figura 9.


MELHORIA CONTÍNUA


CORRETIVA

POLÍTICA AMBIENTAL

PLANEJAMENTO

IMPLEMENTAÇÃO E

OPERAÇÃO

ANÁLISE CRÍTICA


71


Saúde no Trabalho.





como na figura 10.






18001.

IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001

O H S A S O H S A S 1800118001

P lane jam ento




M on ito ram ento



P o lítica


M ed içãoM etas

IS O 14001IS O 14001IS O 9001IS O 9001

O H S A S O H S A S 1800118001

P lane jam ento




M on ito ram ento



P o lítica


M ed içãoM etas



72


ISO 9001 ISO 14001 / OHSAS 18001
















treinamento


competência


















73









realidades sociais.

74













- Distribuição;




- Gás natural.








75































76




2007).












Comportamentos:









Objetivos:



77







e saúde.







- Recursos Humanos;


- Comunicação.






78






1970 1980 1990 2000 Fonte: Amaral, 2004








das mesmas;



Companhia;




79


























80



























opera;






81





após o tratamento;








- Valores cobrados;


82














análise de rochas.
















83












84


85








86





87





88





89




90




91







seguintes:






figura 20.

92


Bombas de

Circulação


Tanque de Injeção

Bombas de Injeção


φφφφ 3” 2200 m 3300 m 1000 m

400 m

Figura 16

Figura 15

Figura 18

Figura 17


Figura 19




norte capixaba.

93


ANO m3 m3/dia

1983 123.643 339

1984 143.030 391

1985 206.027 564

1986 233.316 639

1987 343.594 941

1988 359.295 982

1989 343.744 942

1990 267.828 734

1991 334.824 917

1992 408.023 1.115

1993 391.272 1.072

1994 484.135 1.326

1995 482.444 1.322

1996 494.534 1.351

1997 476.691 1.306

1998 501.746 1.375

1999 532.486 1.459

2000 593.995 1.623

2001 572.585 1.569

2002 672.264 1.842

2003 607.714 1.665









94



ÁGUA DOCE






EFLUENTES **

VAZÃO m3 1.586.948 1.777.915






processo.






poços artesianos.




95




Janeiro 118,4 175,4

Fevereiro 97 99,3

Março 149,8 140,8

Abril 132,8 83,4

Maio 88,7 93,8

Junho 78,3 71,2

Julho 83,4 60,5

Agosto 57,9 74,1

Setembro 67,2 90,3

Outubro 133,4 98,6



Anual

1407,7

175,4



capixaba.

118,4

97

149,8132,8

88,778,3 83,4

57,967,2

133,4

196,1204,7

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225


Pre

cipi

taçã

o (m

m)


96















ferro.














97





relevantes:




















ES




98















processo.

















99

5. DISCUSSÃO








funções:




recursos hídricos;















100






















seção 5.3.









101





Norte 0,82







Nordeste 0,73










SUDESTE 0,81





SUL 1,10




CENTRO-OESTE 0,86


102








5.3 CENÁRIOS









- Institucional;



- Energia;

- Eventos extremos.







103




























104
















0,83/m3.















105































106











COORDENADOR

REFINO



















também gerencial;


107






contínua.

108














local.
















melhoria contínua.



109





110

7. OBRAS CITADAS















111












112














113















114



115













116










2001.

117






Requisitos


e metas.






desempenho em SMS.


rentabilidade.



fora da empresa.




Requisitos






118








Requisitos








consumidor final.


nos processos.






Requisitos






risco.

119












Requisitos







estabelecidos.













120

Requisitos














Requisitos












unidade.




ambiente e saúde.

121

Requisitos








SMS.


força de trabalho.




Requisitos















desempenho em SMS.

122






Requisitos

















empresa.






123









Requisitos
















seus efeitos.

Requisitos





124


conseqüências.












Requisitos










Requisitos







125


atualizações.



126


PAULO CESAR CARDOSO CAVACO GESTÃO DE TRATAMENTO DE ... · Figura 13 – Cavalo de pau e tanques de...

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