Relatório de Investigação - Plataforma P-53 · 2020. 9. 4. · Figura 1 – Mapa elaborado pela...

RELATÓRIO DE INVESTIGAÇÃO DE INCIDENTE – FPU P-53 (Vazamento de Óleo com Toque na Costa)

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RELATÓRIO DE INVESTIGAÇÃO

DE INCIDENTE

FPU P-53

(VAZAMENTO DE ÓLEO

COM TOQUE NA COSTA)

Comissão de investigação:

ANP/SSM – Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente

IBAMA – Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

Abril/2020


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Diretor Geral

José Gutman

Diretores

Dirceu Amorelli

Felipe Kury

José Cesário Cecchi

Marcelo Castilho

Superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente

Raphael Neves Moura

Superintendente Adjunta de Segurança Operacional e Meio Ambiente

Mariana Rodrigues França

Comissão de Investigação do Incidente

Daniela Goñi Coelho (ANP)

Gilcléa Lopes Granada (ANP) – investigadora líder

Leonardo Michels Rojas Christo (ANP)

Luiz Augusto de Oliveira Costa (IBAMA)


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Sumário

1. Sumário Executivo .............................................................................................................. 4

2. Introdução ............................................................................................................................ 6

3. Descrição da instalação ....................................................................................................... 9

4. Aspectos operacionais ....................................................................................................... 10

4.1. Separadores de produção ................................................................................................... 11

4.2. Tratador eletrostático ......................................................................................................... 12

4.3. Hidrociclones e flotador .................................................................................................... 12

5. Hipóteses ........................................................................................................................... 13

5.1. Vazamento oriundo de poço produtor ou riser interligado a P-53 .................................... 16

5.2. Vazamento oriundo do poço perfurado (MLL-74) ............................................................ 16

5.3. Vazamento oriundo do topside (em equipamento ou linha) .............................................. 17

5.4. Vazamento no duto de exportação de P-53 para PRA-1 ................................................... 18

5.5. Vazamento de emulsão oleosa através da corrente de tratamento de água produzida ...... 20

6. As ações de resposta à emergência no mar........................................................................ 26

6.1. Da identificação da mancha de óleo .................................................................................. 27

6.2. Da mitigação do dano ambiental ....................................................................................... 27

6.3. Cubagem do óleo ............................................................................................................... 29

6.4. Intemperismo do óleo ........................................................................................................ 30

7. Sequência de eventos ......................................................................................................... 31

8. Árvore de falhas e causas raiz ........................................................................................... 32

8.1. Petrobras ............................................................................................................................ 32

8.2. ANP ................................................................................................................................... 34

9. Recomendações ................................................................................................................. 40

10. Oportunidades de melhoria................................................................................................ 44

11. Conclusão .......................................................................................................................... 45

12. Referências ........................................................................................................................ 48


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1. Sumário Executivo

O evento acidental descrito foi um vazamento de óleo que ocorreu na plataforma P-53, do tipo

Floating and Production Unit (FPU). A unidade é operada pela Petrobras no campo de Marlim Leste, a

120 km da costa. O evento teve como consequência a chegada de óleo na região dos Lagos, sem dano à

vida humana.

O distúrbio de processo que deu origem ao vazamento de óleo na instalação iniciou na tarde do

dia 24/03/2019. As imagens de radar de abertura sintética (SAR – Synthetic Aperture Radar) da mancha

de óleo obtidas por meio dos satélites da constelação COSMO-SkyMed, o qual faz vigilância na Área

Geográfica da Bacia de Campos, indicam provável início de vazamento ao mar na madrugada do dia

25/03/2019. As imagens da mancha de 11,5 x 1,5 km foram registradas nas datas de 25/03/2019 e

26/03/2019 e enviadas pela Petrobras ao IBAMA. Inicialmente, foi estimado um volume de 1,7 m3 de

óleo vazado ao mar, com base na visualização por sobrevoo e no método do Acordo de Bonn (Bonn

Agreement, 1999). Posteriormente, o balanço de massa de óleo da instalação resultou no volume vazado

de 122 m3.

Após a identificação de provável inconformidade operacional nos dados SAR obtidos a partir

dos satélites da constelação COSMO-SkyMed, a Coordenação de Apoio à Resposta (CAR) da Petrobras

envia quatro embarcações com radar em seis ocasiões. Porém, a mancha é visualizada quando a

embarcação é acompanhada por helicóptero, cerca de 30 horas após o primeiro registro. Em seguida,

inicia-se o trabalho de dispersão do óleo por hidrojateamento. Não houve recolhimento de óleo, embora

barreiras de contenção tenham sido lançadas no mar.

Em 27/03/2019, a Petrobras comunica à ANP um “avistamento de mancha de origem

indeterminada” nas proximidades da P-40 na Bacia de Campos. Na mesma data, a sala CAR obteve

resultado de modelagens indicando possibilidade de toque de óleo na costa. O resultado das primeiras

amostras analisadas pelo CENPES/Petrobras já apontava a origem do óleo para blend dos óleos de P-

53, o que em análise posterior veio a ser confirmado. No dia 29/03/2019, a equipe da Petrobras com

representante da Marinha do Brasil faz sobrevoo, a mancha não é avistada e a Petrobras encerra as ações

de resposta no mar. No entanto, nos dias 03/04/2019 e 04/04/2019, manchas de óleo foram identificadas

nas proximidades das praias de Arraial do Cabo, Búzios e Cabo Frio. As prefeituras iniciaram ações de

limpeza, sendo posteriormente apoiadas pela Petrobras. As ações de limpeza nas áreas da costa foram

encerradas em 11/04/2019.

No dia 03/05/2019, a Petrobras concluiu o seu relatório de investigação sobre o acidente. Para

a Petrobras, o evento acidental foi um descontrole de processo na plataforma P-53, relacionado à

integridade do medidor de interface água/óleo, ao procedimento de monitoramento da qualidade da água

descartada, à gestão da mudança do controle operacional de interface e à identificação de riscos.

Em 26/04/2019, foi constituída equipe de investigação liderada pela ANP e com participação

do IBAMA, com objetivo de elucidar as causas do acidente. A fim de coletar evidências e aprofundar o


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conhecimento sobre equipamentos, tecnologias e procedimentos envolvidos no acidente, a equipe

realizou ações de fiscalização na unidade P-53, na sala CAR, bem como em escritório da Operadora

(UN-Rio) e laboratório (CENPES).

No que tange às causas do acidente, a hipótese mais provável somente foi obtida por parte da

Operadora mediante o uso de simulação computadorizada e de cálculo de balanço de massa de óleo

produzido e exportado no período. Inicialmente, as informações colhidas pela equipe ANP/IBAMA,

incluindo dados do supervisório da sala de controle de P-53 no período do evento, não indicavam com

clareza o distúrbio que ocorrera no processo.

Assim, a equipe ANP/IBAMA construiu uma linha de eventos no período anterior ao

vazamento, o que não foi apresentado pela Petrobras. As ações de emergência da Petrobras tampouco

foram analisadas no seu processo de investigação. Dessa forma, a equipe ANP/IBAMA identificou fator

causal e causas raiz não apontadas pela Petrobras na investigação própria, referentes às ações de resposta

à emergência que poderiam ter evitado o toque de óleo na costa. Adicionalmente, foram identificadas

causas raiz relativas à responsabilidade gerencial e gestão de integridade dos equipamentos de separação

do óleo em P-53, especificamente o medidor de nível do separador trifásico e o medidor de teor de óleo

e graxas (TOG) online. Estas causas raiz podem ser relacionadas às práticas de gestão estabelecidas no

Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional, estabelecido pela

Resolução ANP 43/2007.

As principais conclusões desta investigação são:

✓ Em plataforma tipo FPU ou semissubmersível, em evento de desvio de processo na linha de

tratamento de óleo, há potencial de elevação da concentração de óleo na água produzida

descartada e, aumento da consequência ambiental. Considere-se que estas instalações não

contam com elevada capacidade de armazenamento temporário de água produzida fora dos

padrões ambientais (off spec);

✓ Os problemas em analisadores online de TOG, última salvaguarda ao descarte de água off spec

ou vazamento de óleo, são recorrentes em diferentes instalações de produção;

✓ Os medidores de interface tipo empuxo, presentes em separadores e tratadores eletrostáticos,

são reconhecidos pela Operadora desde 2011 com alta tendência à descalibração, erros de

medição, retardo da resposta e alta frequência de manutenção, mas ainda não haviam sido

substituídos por outra tecnologia;

✓ O monitoramento por satélite com imagens de períodos de no mínimo uma passagem ao dia

sobre a mesma área geográfica é importante para supervisão da atividade petrolífera no país;

✓ A implementação pelo Operador de ações de prevenção e mitigação de vazamento de óleo no

mar é fundamental para reversão do quadro de perda de contenção proveniente das instalações

de E&P, que no ano de 2019 registrou 403,30 m3 de óleo.


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2. Introdução

O presente relatório apresenta os resultados da investigação conduzida por equipe da ANP com

apoio do IBAMA a respeito do evento acidental de vazamento de óleo da plataforma P-53 operada pela

Petróleo Brasileira SA (Petrobras) e consequente toque de óleo em praias dos municípios de Arraial do

Cabo, Búzios e Cabo Frio, no Rio de Janeiro. Esta foi a primeira unidade de produção instalada no

campo de Marlim Leste, na Bacia de Campos.

A P-53 está ancorada em local onde a profundidade d´água é de 1.080 m e a 120 km da costa.

No dia 25/03/2019, foi identificada uma feição suspeita nas proximidades da região localizada entre as

plataformas P-53 e P-40, por meio de imagens de satélite. Esta imagem foi compartilhada com o IBAMA

devido à obrigação de fornecimento de imagens do satélite COSMO-SkyMed, estabelecida em Termo de

Compromisso1 entre Petrobras e IBAMA. No mesmo dia, a operadora enviou duas embarcações para

inspeção visual e por radar na área, porém não identificaram a presença de óleo ou feições e foram então

desmobilizadas.

No dia seguinte, uma mancha de óleo na Bacia de Campos foi avistada a cerca de 40 milhas da

costa, tendo dimensões aproximadas de 1,5 km por 11 km e volume estimado em 1,7 m³ de óleo. A

origem da mancha havia sido considerada desconhecida à época, até que fossem realizadas as análises

laboratoriais para identificação da procedência do óleo, embora as imagens de satélite referentes aos

dias 25 e 26/03 indicassem suspeita de a origem ser a instalação P-53, conforme a Figura 1.

1Termo de Compromisso celebrado entre IBAMA e Petrobras em 23/02/2018, celebrado como necessidade de

ajustes no gerenciamento da água produzida descartada.


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Figura 1 – Mapa elaborado pela COPROD/CGMAC/IBAMA com indicativo de origem de vazamento

de óleo na plataforma P-53.

Na data de 27/03/2019, a Petrobras registrou no sistema SISO-Incidentes o comunicado inicial

de avistamento ocorrido no dia 26/03/2019 de mancha de origem não identificada na Bacia de Campos.

Em 28/03/2019, as primeiras análises laboratoriais feitas pelo Centro de Pesquisa da Petrobras

(CENPES) identificaram que o óleo seria originado do campo de Marlim Leste, tendo sido assumido

que seria originado de instalações da Petrobras.

No dia 29/03/2019, as equipes de resposta da Petrobras acreditaram que a mancha havia sido

totalmente dispersa por não ter sido mais avistada, após o sobrevoo de monitoramento ambiental.

Todavia, no dia 03/04/2019, o IBAMA comunicou a Petrobras acerca do aparecimento de

pelotas de óleo em praias de Arraial do Cabo, solicitando a coleta de amostras e realização de análises

para fins de identificação da procedência do óleo.

No dia 04/04/2019, a Petrobras informou à ANP sobre a ocorrência de toque de óleo de origem

indeterminada na costa do Rio de Janeiro – notadamente o município de Arraial do Cabo.

Posteriormente, a ANP solicitou à operadora que se buscasse investigar qualquer associação desse

incidente com aquele registrado pela Petrobras no dia 27/03/2019.

Entre os dias 08 e 12/04/2019, a ANP realizou ação de fiscalização na plataforma P-53, atividade

da Operação Ouro Negro, com a presença de técnicos do Ministério Público do Trabalho, da


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Fiscalização do Trabalho, da Marinha do Brasil, do IBAMA e da Agência Nacional de Vigilância

Sanitária.

Nesse período, em 10/04/2019, a operadora retificou o comunicado inicial do incidente,

alterando o tipo de incidente de ‘constatação de mancha de origem indeterminada’ para ‘descarga

significante de óleo’, e mantendo o volume de óleo estimado de 1,7 m3.

Assim, com a indicação da procedência do óleo ser das instalações da Petrobras, no dia

15/04/2019, a ANP notificou a Petrobras por meio do sistema SISO a: (i) atualizar o relatório SCAT2;

(ii) apresentar novo laudo analítico e interpretado realizado pelo CENPES/Petrobras quanto à origem

do petróleo da descarga no ambiente marinho e a do encontrado nas praias, para o qual novas amostras

referências foram utilizadas; e (iii) apresentar, além do Relatório Detalhado de Incidentes no período

previsto pela Resolução ANP 44/2009, o relatório completo da investigação própria do acidente de

descarga de óleo.

Em 17/04/2019, a Petrobras finalizou o laudo contendo o resultado das novas análises, que

concluiu tratar-se de óleo oriundo da Plataforma P-53. O laudo afirmava que as amostras coletadas em

Arraial do Cabo apresentaram forte correlação com o blend de produção e duto de exportação da P-53,

juntamente com uma boa correlação com o poço produtor MLL-73 conectado à plataforma.

Em 26/04/2019, em vista das consequências ambientais do acidente e de sua relação com a

instalação P-53, a ANP estabelece a comissão de investigação com a abertura de processo de

investigação do acidente em P-53, dando início então às ações da Comissão de Investigação da ANP.

Em função das características do acidente, a ANP convida o IBAMA a participar da comissão de

investigação.

Quanto à chegada de óleo na região da costa, tem-se que as praias atingidas na região dos Lagos

foram atendidas inicialmente pelas prefeituras locais. A prefeitura de Arraial do Cabo iniciou serviço de

limpeza em 04/04/2019 e a de Búzios atuou no dia 06/04/2019. A Petrobras iniciou a limpeza das áreas

atingidas por pelotas de óleo em 05/04/2019, por volta das 7h. Após a chegada das equipes Petrobras os

profissionais da prefeitura se retiraram. A prefeitura de Cabo Frio efetuou a limpeza da praia do Forte

no dia 10/04/2019, enquanto a Petrobras atuou nas demais praias da região.

Em 11/04/2019, foi recebido o último relatório SCAT da Petrobras, no qual é indicado o término

das ações de limpeza das praias devido à situação de apenas uma praia, dos 25 (vinte e cinco) locais

monitorados, considerada com alguma presença de pelotas – Praia dos Anjos em Arraial do Cabo – e

outras quatro chegando ao término ou end point na terminologia do SCAT.

Em 03/05/2019, a Petrobras finaliza seu relatório de investigação sobre o acidente, concluindo

que houve um descontrole de processo na plataforma P-53, relacionado a falhas na integridade do

medidor de interface água/óleo, ao procedimento de monitoramento da qualidade da água descartada, à

2 Relatório SCAT: Shoreline Cleanup and Assessment Technique


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gestão da mudança do controle operacional de interface e à identificação de riscos. O evento acidental

não resultou em dano à vida humana.

Em 26/04/2019 a ANP constituiu uma comissão independente de investigação, que contou com

participação do IBAMA. O presente relatório apresenta resultados da investigação a respeito da descarga

significante de óleo no mar e do toque de óleo na costa. A equipe de investigação conjunta ANP-IBAMA

utilizou o método da árvore de falhas associada a um mapa de causas raiz após um processo de análise

de dados estruturada e identificou causas raiz complementares que não foram identificadas pelo

operador.

3. Descrição da instalação

De acordo com a Documentação de Segurança Operacional da P-53, a capacidade de projeto de

processamento é de 28.617,7 m3/d de óleo e 6 x 106 Nm3/d de gás. A capacidade de tratamento de água

produzida é de 30.000 m3/d, sendo 15.000 m3/dia por trem.

A plataforma P-53 possui 22 poços interligados à unidade, sendo 15 poços produtores e destes

04 poços na região do pré-sal e 07 poços injetores de água. Todos os poços produtores são de

completação submarina, utilizam sistema de elevação por gas lift e encontram-se relativamente

afastados da unidade.

A planta de produção de P-53 tem dois trens de processamento do óleo bruto: trem A, situado a

bombordo e trem B, a boreste da embarcação.

A unidade é do tipo FPU – Floating and Production Unit, ou seja, recebe o óleo dos poços

produtores, processa e encaminha o óleo de P-53 através de oleoduto, sem armazenar óleo em tanques

de carga. A P-53 não possui tanque de armazenamento temporário de água produzida, como é comum

em unidades do tipo FPSO - Floating Production Storage and Offloading.

O escoamento do óleo produzido de P-53 é feito por um riser flexível de 12" com 1,57 km de

extensão até o PLET (conexão terminal do oleoduto rígido). A uma distância de 5,21 km do PLET

encontra-se a conexão ILT1 (interligação em T) com outro oleoduto, oriundo de P-51. A partir do ILT1,

o óleo é escoado até a PRA-1 (Plataforma de Rebombeio Autônomo) por duto de 12" com 26,63 km de

extensão. A distância do PLET até PRA-1 é de aproximadamente 34,5 km. A interligação submarina de

P-53 está representada na Figura 2.


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Figura 2 – Esquema de interligação submarina de exportação do óleo proveniente de P-53

4. Aspectos operacionais

Na época do acidente, era prática operacional em P-53 alinhar os poços que contribuem com

óleos de maior grau API (mais leves) ao trem A enquanto os poços de óleo mais pesado eram alinhados

ao trem B. A razão é a diminuição da eficiência do tratador eletrostático, um dos equipamentos de

separação no trem A, sendo este sistema detalhado mais adiante. Na Tabela 1 é possível verificar o

alinhamento dos poços no período do acidente.

Tabela 1 – Alinhamento dos poços produtores aos trens de produção de P-53.

Poço Alinhamento observado nos dias 24 e 25/03/2019

MLL-42 Trem A

MLL-34 Trem A

MLL-28 Estava alinhado para o trem B até as 15h32’ do dia 24/3, quando foi fechado

MLL-44 Trem B

MLL-30 Trem B

MLL-48 Trem A

MLL-32 Estava alinhado para o trem B até as 14h11’ do dia 24/3, quando foi fechado

MLL-49 Trem B

MLL-70 Poço fechado no período

MLL-73 Trem A

MLL-19 Trem A

MLL-10 Trem A

MLL-69 Trem A

MLL-72 Trem B

MLL-40 Trem B

Para melhor entendimento da planta responsável por processar o óleo bruto separando o gás

associado e a água, a Figura 3 apresenta um desenho esquemático do processo de P-53. O objetivo final

é a obtenção de um óleo com BSW – quociente entre vazão de água e sedimentos e a vazão total de

líquidos e sedimentos – menor do que 0,5.


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Figura 3 – Desenho esquemático do processo de P-53.

4.1. Separadores de produção

Após a bateria de pré-aquecedores, o primeiro equipamento de separação de óleo é o vaso

separador trifásico, SG-1223001A/B.

Para o separador trifásico, que em condições normais de operação da P-53 opera a 880 kPa-g e

90oC, é importante o controle de nível da interface óleo/água, não permitindo o carreamento de óleo

pela corrente de saída de água ou de água na corrente de óleo.

Na plataforma P-53, o nível de óleo no separador trifásico é controlado pelas válvulas

controladoras de nível LV-1223005A/B (para Separador A) e LV-1223011A/B (para Separador B),

instaladas na entrada de óleo de cada aquecedor de óleo (Oil Heater), P-122304A/B, através da atuação

dos controladores LC-1223005A1/011B1, de forma a evitar o nível alto neste equipamento.

Quanto ao controle de interface óleo/água, na plataforma P-53 existe um sistema com medidores

de nível de interface, LIC-1223002/008, cuja resposta atua na abertura das LV-1223002A1/A2/B1/B2,

controlando a vazão de água na linha de saída inferior do separador trifásico, conforme Figura 4.


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Figura 4 – Desenho simplificado do vaso separador (SG-1223001)

Uma informação relevante é que o controle automático de nível de interface no separador estava

em by-pass, ou seja, vinha ocorrendo manualmente pelos operadores na sala de controle com base nos

dados do sistema supervisório.

4.2. Tratador eletrostático

Conforme a Figura 3, após o separador trifásico, o óleo segue para o tratador eletrostático (TO),

equipamento com objetivo de diminuir o BSW do óleo. No TO, o campo elétrico é utilizado como meio

de facilitar a quebra da emulsão da água no óleo. Porém, em P-53 o TO do trem A estava operando sem

carga elétrica em suas placas. Esta ineficiência operacional reportada pela força de trabalho de P-53

motivava o alinhamento dos poços com óleos mais leves ao trem A. O operador da sala de controle

também atua de forma a manter a interface água/óleo do TO em um nível entre 60 e 70%, de forma a

não enviar óleo para o equipamento subsequente.

Assim, um descontrole de nível de interface de água/óleo no separador ou no tratador

eletrostático pode ocasionar arraste de óleo bruto na corrente de água produzida que segue para

tratamento na bateria de hidrociclones e no flotador.

4.3. Hidrociclones e flotador

De acordo com a Figura 3, a corrente de água que sai tanto do separador quanto do tratador

eletrostático chega à bateria de hidrociclones, cuja função é separar a parte de óleo ainda presente na

corrente de água. Essa corrente de água que deixa os separadores deve ter uma concentração de óleo

neste estágio não superior a 1000 mg/L (ppm) de óleo disperso.

Em P-53, foi verificado que no sistema de água produzida havia diversos medidores de vazão

em linha fora de operação, conforme pode ser visto na Figura 5:


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Figura 5 – Distribuição de medidores de vazão nas baterias de hidrociclones

A indisponibilidade dos medidores de vazão de água produzida implica que esta vazão vinha

sendo estimada, tomando como base as vazões de óleo recebidas dos poços, aplicando-se o percentual

de BSW observado no último teste dos poços.

Em P-53, o hidrociclone H referente ao trem B não se encontrava operacional. A água que deixa

a bateria de hidrociclones com baixo teor de óleos e graxas segue para o flotador, cuja função é o

polimento final de tratamento da água produzida para posterior descarte.

Em P-53, a corrente de água produzida de ambos os trens, após passar pelas baterias de

hidrociclones, conforme o arranjo mostrado na Figura 3, estava sendo direcionada integralmente ao

flotador B, devido ao fato de o flotador A estar fora de operação. Ressalta-se que os hidrociclones e o

flotador não têm capacidade de tratar uma corrente de água com concentração de óleo superior àquela

prevista em seus projetos, determinando as limitações operacionais. Concentrações de óleo elevadas

resultam em água produzida com teor de óleos e graxas (TOG) acima do valor máximo permitido.

5. Hipóteses

Os relatos obtidos a bordo de P-53 em abril de 2019 foram unânimes em afirmar que a equipe

de bordo não identificou evento que pudesse ter causado o vazamento de óleo, e consequentemente, a

mancha que originou o toque de óleo na costa. Os relatos também dão conta de que a mancha de óleo

originada em P-53 não foi observada pela equipe de bordo. Então, as hipóteses iniciais da origem do

óleo foram: (i) poços (produtor ou em campanha de perfuração) ou sistemas submarinos da P-53; (ii)

perda de contenção no topside; e (iii) duto de exportação que interliga a unidade P-53 a PRA-1.

Em maio de 2019, as informações coletadas e analisadas em ações no escritório da operadora e

no CENPES/Petrobras não permitiram confirmar nenhuma destas hipóteses. Nessa época, a comissão


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de investigação da operadora afirmou que algumas evidências confirmavam uma quarta hipótese: a de

que o óleo teria se originado do descontrole da planta de processo, embora outras a refutassem.

O processo de investigação deste acidente foi dificultado pelo fato de a causa imediata não ser

conhecida e não haver nenhum relato que permitisse identificá-la.

A equipe de investigação verificou cinco hipóteses para a origem do óleo expostas na Figura 6,

a saber:

1. Vazamento oriundo de poço produtor ou riser interligado a P-53;

2. Vazamento oriundo do poço perfurado (MLL-74);

3. Vazamento oriundo do topside (perda de contenção primária em equipamento ou linha);

4. Vazamento no duto de exportação de P-53 para PRA-1;

5. Vazamento de óleo através da corrente de tratamento de água produzida.


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Figura 6 – Hipóteses testadas pela equipe de investigação ANP-IBAMA


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A avaliação das hipóteses é realizada a seguir, sendo expostos os fatos e evidências que reforçam

ou enfraquecem cada uma.

5.1. Vazamento oriundo de poço produtor ou riser interligado a P-53

Esta hipótese relaciona-se à possibilidade de vazamento em cabeça de poço ou riser dos poços

produtores.

No período do incidente ocorreu uma anomalia operacional relacionada a poços. Houve falta de

gás comprimido para o processo de elevação artificial (gas lift) dos poços. O processo de compressão

para finalidade de gas lift conta com três compressores, sendo 2 x 50% e o terceiro que fica em standby.

No período entre os dias 24 e 25/03/2019, o moto compressor A estava em manutenção programada e

posteriormente houve um trip do compressor C, reduzindo a vazão de gás disponível para gas lift.

Devido a esta impossibilidade de manter a vazão total de gas lift para os poços, uma série de manobras

de abertura e fechamento de poços foi procedida para se evitar que determinado poço permanecesse

fechado por um período prolongado, com consequente possibilidade de formação de hidratos. O padrão

operacional de prevenção de hidrato em paradas de poços de P-53 possui uma tabela indicando o tempo

de resfriamento – tempo máximo que cada poço pode permanecer fechado.

Em uma análise inicial das imagens de satélite que mostram a mancha de óleo, considerando a

correnteza e lâmina d'água, não há indicação de que a mancha tenha se originado em alguma cabeça de

poço, devido às distâncias que estes estão localizados em relação à plataforma. Além disto, por meio da

avaliação dos gráficos de pressão dos sensores na cabeça dos poços, não foram evidenciados indicativos

de falha grave de integridade de poço, nem anormalidade de operações relacionadas a poços com fluxo

de óleo.

Em relação aos poços produtores, durante o curso do acidente, a equipe de resposta à emergência

da Petrobras solicitou a realização de inspeções submarinas, de forma a identificar um possível

vazamento. Nenhuma evidência de vazamento foi identificada pelas inspeções nas Árvores de Natal

Molhadas (ANMs), conexões e válvulas e nos risers de poços produtores com trechos rígidos (MLL-

42, MLL-32 e MLL-30). O motivo alegado pela empresa de terem sido inspecionados apenas os trechos

rígidos dos risers dos poços produtores é que estes trechos estão submetidos a fadiga, por isso mais

sujeitos a falhas. Devido ao óleo de P-53 ter baixa contaminação por CO2, o trecho flexível estaria menos

sujeito à possibilidade de falhas.

Devido à falta de evidências que corroborassem a ideia de vazamento de óleo ser oriunda de

algum poço, então a hipótese foi descartada.

5.2. Vazamento oriundo do poço perfurado (MLL-74)

Durante a atividade de investigação a bordo da P-53, observou-se que a sonda NS-32 (Norbe

VIII) estava posicionada próxima à unidade. Segundo interlocutores, esta sonda estava perfurando o


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poço MLL-74 à época do evento, poço produtor para o qual já havia uma linha de espera no turret de

P-53.

Assim, foi considerada a hipótese de o vazamento ter se originado do poço sendo perfurado,

caso esta atividade estivesse atravessando zona produtora. Entretanto, não foi relatada nenhuma

condição anormal ou visualização de feição oleosa proveniente da locação do poço. E após análise dos

boletins de operações da sonda, nos quais nenhuma anormalidade foi relatada, a hipótese de vazamento

oriundo de poço sendo perfurado foi descartada.

5.3. Vazamento oriundo do topside (em equipamento ou linha)

A equipe de investigação examinou os registros de alarmes da planta para o período, não tendo

sido constatada nenhuma detecção de gás, a qual poderia ser causada, entre outros, por uma perda de

contenção primária com formação de poça de hidrocarboneto.

O primeiro sistema a ser verificado quanto à possibilidade de ter originado um vazamento de

óleo foi o sistema de tratamento de óleo. Foi inspecionado todo o caminho do óleo, tendo sido

encontrados alguns instrumentos fora de operação, mas nenhum indício de que tenha havido uma perda

de contenção, mesmo considerando a hipótese de posterior reparo de linha ou equipamento.

Adicionalmente, foram verificados os principais dados de operação dos sistemas que contêm

inventário significativo de óleo, de forma a identificar indícios de perda de contenção. Após verificação

das informações do sistema supervisório, tais como registros de alarmes de nível muito alto e muito

baixo, e após análise de registros das variáveis de pressão e nível dos vasos que contêm óleo, não foi

encontrado nenhum desvio significativo que indicasse uma possível causa para o evento. Os

equipamentos analisados foram os separadores trifásicos (SG-1223001A/B); os tratadores eletrostáticos

(TO-1223001A/B) e vaso de rejeitos oleosos ou vaso de slop (V-5336001).

Além dos equipamentos do sistema de tratamento de óleo, os sistemas de drenagem da

plataforma também foram avaliados na investigação como uma possível origem para o óleo vazado.

O sistema de drenagem aberta recebe efluentes de áreas classificadas e não classificadas de cada

módulo, sendo estas direcionadas para tanques laterais da plataforma. Os tanques se localizam sobre o

mar, portanto qualquer falha ou perda de contenção naqueles que recebem uma carga maior de

hidrocarbonetos pode causar derrame de óleo diretamente sobre o mar. Após o armazenamento

temporário nestes tanques, a água oleosa é transferida para o vaso de slop, por meio de bombas

localizadas no topo dos tanques.

Assim, a hipótese na qual o óleo no mar fosse proveniente destes tanques depende de ter havido

uma perda de contenção de equipamento ou linha com volume significativo de óleo. Foram examinados

dados de nível dos tanques de drenagem, os quais não forneceram indício de ter havido perda de


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contenção. Este fato, aliado à falta de evidência de perda de contenção nos topsides, enfraquece a

hipótese de que o sistema de drenagem aberta possa ter dado origem ao volume de óleo vazado no mar.

O sistema de drenagem fechada direciona ao vaso de slop e sem contato com atmosfera o

conteúdo de equipamentos de grandes inventários, tais como vasos, permutadores ou tanques. Não

foram identificadas evidências de falhas neste sistema. Adicionalmente, não foram percebidas mudanças

significativas em relação ao nível ao vaso de slop nos dados do sistema supervisório, no período do

acidente.

De tal modo, a avaliação da planta e dos dados, além da inexistência de relatos de perda de

contenção observada, resultaram na rejeição da hipótese de perda de contenção de óleo em linha ou

equipamento de topside, incluindo os sistemas de drenagem.

5.4. Vazamento no duto de exportação de P-53 para PRA-1

A realização de inspeções submarinas de forma a identificar um possível vazamento contemplou

não apenas a hipótese de vazamento nos poços produtores, mas também a possibilidade de vazamento

pelo sistema de exportação de óleo de P-53 para PRA-1.

Dessa forma, além das cabeças de poço e risers, as inspeções submarinas por ROV (remotely

operated vehicle) também contemplaram os trechos rígidos do duto de exportação de óleo, incluindo o

terminal final do duto (PLET – pipe line end terminal), o módulo de conexão vertical (MCV) e o trecho

“inline T” que permite a conexão do oleoduto de P-53 com o duto de P-51. Também foram

inspecionados o casco de P-53 e do FSO (floating storage and offloading) Cidade de Macaé, instalação

que recebe o óleo de PRA-1.

A justificativa para terem sido inspecionados apenas os trechos rígidos do duto P-53/PRA-1 é

análoga à apresentada para os risers de poços. Adicionalmente, foi afirmado que o trecho flexível está

junto à plataforma e caso houvesse vazamento neste trecho, seria provavelmente visualizado da unidade.

Porém, esta é uma afirmativa controversa, haja vista a imagem de satélite, conforme Figura 1, a qual

mostra que a feição oleosa estava junto ao costado de P-53 e não foi observada pela tripulação,

provavelmente devido ao horário noturno.

Em entrevistas, foi apontado que a decisão de focar nos trechos rígidos do duto foi consensual

entre o grupo de resposta e equipe da unidade operacional. A equipe subsea acrescentou que, caso o

vazamento fosse no duto, o fluxo não teria cessado, pois o escoamento no duto de exportação não foi

paralisado em momento algum desde o evento.

Em relação ao duto de exportação P-53/PRA-1, foram realizadas duas inspeções em datas

diferentes, as quais não localizaram danos ou avarias no corpo tubular do duto inspecionado e não foi

observado escape de fluido no trecho.


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O duto de exportação de P-53 e P-51 para PRA-1 é dotado de um sistema de detecção de

vazamento (LDS - leakage detection system). O sistema LDS faz um monitoramento de possíveis

vazamentos por balanço de massa. Monitora vazões e pressões na saída das unidades e na chegada à

PRA-1. O sistema é apresentado na Figura 7.

Figura 7 – Tela do sistema LDS relativa ao duto P-53/PRA-1.

A interpretação dos dados monitorados por esse sistema na data do evento indicava não ter

ocorrido anormalidade nas vazões de entrada/saída do trecho do duto que interliga P-51 e P-53 a PRA-

1. De forma complementar, Comunicação Técnica que traz os resultados do teste do Sistema de

Detecção de Vazamento (LDS) na qual foi realizada a verificação do desempenho e uma comparação

com a verificação anterior realizada em 2017 indica que “testes realizados mostraram que o desempenho

no tempo de detecção se manteve praticamente constante”.

Este teste de desempenho foi realizado na Unidade de Detecção de Vazamentos que monitora

os oleodutos entre as unidades produtoras P-51 e P-53 até a unidade de recebimento PRA-1.


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Assim, a análise dos registros de inspeção e do sistema de monitoramento resultou na rejeição

da hipótese de o vazamento de óleo ter se originado do duto de exportação de P-53.

5.5. Vazamento de emulsão oleosa através da corrente de tratamento de água produzida

As evidências caracterizam a descarga de óleo como intermitente, ou seja, a descarga durou um

determinado intervalo de tempo e depois foi cessada sem ter havido nenhuma ação de correção por parte

dos operadores da planta. Este fato é indício de anomalia na planta de processo, em função de condições

específicas, as quais sofreram alteração posterior, trazendo o sistema a um regime estacionário ou de

condição normal. Caso o vazamento tivesse sido causado por perda de contenção, quer seja em

equipamento, linha ou duto, só teria sido paralisado por parada de produção ou esgotamento do

inventário vazado, com posterior reparo, o que não ocorreu.

A hipótese em tela seria causada por um desvio ou descontrole operacional ocorrido no

separador trifásico ou no tratador eletrostático, com perda de óleo bruto através da corrente de água

produzida, e subsequente descarga para o ambiente marítimo. O sistema de tratamento de água

produzida na plataforma é projetado para trabalhar com água com concentrações na saída do separador

trifásico em torno de 1000 ppm de óleo disperso, não tendo sido projetado para trabalhar com cargas de

óleo bruto com baixa diluição na água.

Na sala de controle foram observados dados dos gráficos do sistema supervisório para os

principais equipamentos: SG-1223001A/B (separadores trifásicos); os TO-1223001A/B (tratadores

eletrostáticos) e V-5336001 (vaso de rejeitos oleosos ou vaso de slop).

Para o separador, o nível de interface é medido em relação a antepara existente nele, vide o

desenho da Figura 4. Durante a auditoria foi constatado na sala de controle que o nível de água no

separador A (controle), a qual mostra a interface água/emulsão óleo, apresentou como o valor mais baixo

dentro do período acidental 62,71%, às 17h18 do dia 24/03/2019, situando-se dentro da faixa

operacional. Este valor não indica uma possível perda de emulsão oleosa na saída correspondente a linha

de água produzida.

Posteriormente a equipe de investigação Petrobras pode verificar que o medidor de interface

apresentou problemas operacionais nos momentos do acidente, não refletindo o valor real no painel da

sala de controle.

De forma complementar e relevante, o Parecer Técnico do IBAMA relativo ao acompanhamento

da plataforma P-53 aponta que existem obrigações constituída da empresa com o órgão ambiental para

melhorias na planta de processo.

Este parecer foi resultado da Operação Ouro Negro ocorrida de 10 a 12/04/2019 e emitido em

23/04/2019, até esta data o IBAMA não possuía informações sobre os motivos do vazamento ocorrido


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em 24 e 25/03/2019, apenas as imagens de satélite com indicativo de vazamento com origem na

plataforma P-53, conforme a Figura 1.

A decisão da realização da Operação na P-53 foi anterior ao fato do vazamento, motivada pelos

indicadores ruins da plataforma, especificamente o histórico de imagens de satélite, além de denúncia

de que a plataforma estaria descartando óleo no mar.

Uma das obrigações que consta no parecer é resultado de avaliação da planta de tratamento na

linha do óleo, indicando que existem problemas com o tratador eletrostático (TO) e os medidores de

interface dos separadores de produção A/B, LC-1223002/008, os quais não funcionam adequadamente,

devendo ser substituídos, vide item 3.4. Seguem abaixo os trechos do referido parecer que constituem

tais obrigações:

3.4. GERENCIAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA

(...)

3.4.13. Para ambas os TOs, o prazo para execução é futuro. Contudo dados os eventos de

manchas de óleo excessivamente extensas de óleo no mar, e que é comunicada parada de manutenção

da unidade em julho próximo, é necessário avaliar a possibilidade de antecipação/priorização dos

reparos.

(ii) GERENCIAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA - dados os eventos de manchas de óleo

excessivamente longas de óleo no mar, e que é comunicada parada de manutenção da unidade em

julho/2019 próximo, é necessário avaliar a possibilidade de antecipação/priorização dos reparos

previstos no TC.

(...)

Substituição dos medidores de interface nos SG-122301 A/B

3.4.18. Foi relatado que houve avaliação geral sobre os medidores de interface, e que essa

avaliação é constante da Comunicação Técnica, sendo por isso não aberta ordem para a referida

substituição.

3.4.19. A referida Comunicação Técnica possui data de 31/01/2019, desta forma é necessário

iniciar as referidas tratativas para substituição. Não foi evidenciado andamento até a data de

12/04/2019;

Ponto de amostragem de água produzida

3.4.20. Foi constatado ponto de amostragem de água produzida descartada com necessidade

de rearranjo, com derivação da derivação do tubo pitot, com vistas a se buscar uma melhor

representatividade da amostra, sendo assim necessário:

(v) GERENCIAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA - substituir pontos de amostragem para o

descarte de água produzida para ponto ascendente com tubo pitot no centro da tubulação com abertura


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voltada contrária ao fluxo - construção com fluxo isocinético PRAZO PRÓXIMA PARADA DE

MANUTENÇÃO - JULHO 2019.

(...)

(iv) GERENCIAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA - iniciar as referidas tratativas para

substituição dos medidores de interface, observar o apontado no item (ii).”

3.6. DEMAIS CONSIDERAÇÕES - MANCHAS DE ÓLEO NO MAR - VAZAMENTOS E

DESCARTE DEDE ÁGUA PRODUZIDA PROBLEMAS DE INTEGRIDADE

3.6.1. Além da situação de vazamento evidenciada neste parecer, são relacionados alguns

eventos de atenção: I - Denúncia de descarte de "muito óleo no mar": Fonte: Linha Verde IBAMA: "A

plataforma de petróleo P-53 está descartando muito óleo no mar [...] quando vão passar por alguma

inspeção do IBAMA, eles param de descartar no mar, e depois que acaba a inspeção eles voltam a

descartar óleo no mar. O vazamento e em alguns dias é possível ver golfinhos e peixes nadando no

óleo." II - Aeromonitoramento noturno na P-53 (4h58 às 05h37) realizado pelo IBAMA em 04/04/2019

- identificando-se mancha de óleo com extensão de 28km na direção 204;

(...)

3.6.3. Conforme se observam algumas ações de adequação expostas em 3.4 deste parecer, os

sistemas de tratamento de água produzida não se encontram funcionais conforme o projeto da planta,

e a plataforma encontra-se em período de transição para adequação em relação ao descarte de água

produzida, estabelecido através da assinatura do Termo de Compromisso 17770323.

3.6.3.1. Considerando que não foi relatado vazamento de óleo para o período, entende-se que

há como fonte de óleo, neste momento, o descarte contínuo de água de produção com carga oleosa.

3.6.4. Dessa forma, dado os eventos de manchas de óleo, reafirma-se a exigência (ii), além da

necessidade de correção dos vazamentos constatados.

Além disso, é também apontada pelo IBAMA a necessidade de rearranjo do ponto de

amostragem de água produzida atual nas saídas dos flotadores com vistas a se buscar uma melhor

representatividade da amostra, para o qual foi estabelecido o prazo de julho de 2019, quando seria

realizada a próxima parada de manutenção.

À época do acidente, somado ao funcionamento não adequado dos medidores de interface dos

separadores, a eficiência de separação água/óleo da planta de processamento de P-53 estava

comprometida em relação ao desempenho esperado, devido a uma série de indisponibilidades, a saber:

3 Termo de Compromisso celebrado entre IBAMA e Petrobras, no qual esta última se compromete com ajustes no

gerenciamento da água produzida descartada para óleo e graxas, em plataformas das Unidades Operacionais de

Campos, Rio, Santos, Espírito Santos e Rio Grande do Norte – Ceará, celebrado em 23/02/2018.


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hidrociclone H (trem B) fora de operação, tratador eletrostático TO-A (trem A) operando sem carga

elétrica em suas placas; flotador do trem A fora de operação; diversos medidores de vazão fora de

operação, sendo a vazão de água produzida inferida e não medida.

As tabelas 2 e 3 apresentam as vazões das correntes de água e óleo produzidos na unidade, no

período do evento acidental.

Tabela 2 – Vazões do óleo tratado e água produzida (Fonte: Boletim diário de operação - BDO)

Data Vazão de óleo tratado (m3/dia) Vazão de água produzida (m3/dia)

24/03/2019 6.997 13.989

25/03/2019 6.280 11.012

Tabela 3 – Vazões do óleo tratado por trem (Fonte: Boletim diário de operação - BDO)

Data Vazão de óleo tratado (m3/dia) Trem A Vazão de óleo tratado (m3/dia) Trem B

23/03/2019 4.488,26 2.725,84

24/03/2019 4.369,40 2.628,29

25/03/2019 4.039,66 2.240,88

Conforme os valores de capacidades dos sistemas informados na última revisão da

Documentação da Unidade Marítima (DUM) apresentada à ANP, verifica-se que nos dias prováveis do

vazamento (24/03/2019 e 25/03/2019), as vazões de óleo tratado apresentadas na Tabela 2

correspondiam respectivamente a 25% e 22% da vazão de projeto. E o boletim diário de operação

evidencia a distribuição desigual entre os trens A e B da produção de óleo bruto, estando o A recebendo

vazão maior.

De forma a verificar a hipótese de descontrole operacional com descarga de óleo pela corrente

de água produzida, foram analisados os valores de TOG (teor de óleo e graxas) a partir do analisador

online e da análise de laboratório, cujas metodologias são diferentes. A análise de laboratório é realizada

a bordo de P-53, a partir de amostras de água produzida coletadas a cada duas horas.

Observando-se o histórico dos resultados das análises laboratoriais, entre os dias 24/03/2019 e

25/03/2019 o maior valor de óleo na água produzida foi de 27 mg/L (ou 27 ppm), dia 25/03/2019 às

02h, conforme destacado na Tabela 4. Portanto, a análise de TOG laboratorial não evidenciou valores

que possam ser correlacionados ao acidente, uma vez que seria necessário um conteúdo de óleo na água

muito superior ao verificado para ter causado a feição oleosa. Também merece destaque o fato de o

intervalo entre as amostras não ter sido regular de duas em duas horas, conforme estabelecia o

procedimento.

Tabela 4 – Resultado da análise laboratorial de TOG

Data e hora da

amostragem

Data e hora da

emissão do resultado

Resultado TOG

(mg/L)

24/03/2019 08:00 24/03/2019 09:11 4,0


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Data e hora da

amostragem

Data e hora da

emissão do resultado

Resultado TOG

(mg/L)

24/03/2019 12:00 24/03/2019 13:12 6,0

24/03/2019 14:00 24/03/2019 16:50 5,0

24/03/2019 16:00 24/03/2019 17:37 8,0

24/03/2019 17:37 25/03/2019 01:18 15,0

25/03/2019 00:00 25/03/2019 02:49 23,0

25/03/2019 02:00 25/03/2019 05:25 27,0

25/03/2019 04:00 25/03/2019 05:25 24,0

25/03/2019 08:00 25/03/2019 10:25 27,0

25/03/2019 12:00 25/03/2019 10:25 7,0

Quanto ao TOG medido através do analisador online AIT-5331071B, localizado na saída do

flotador B, os valores medidos entre 0h do dia 24/03/2019 e 0h do dia 26/03/2019 extraídos do sistema

são exibidos no gráfico da Figura 8:

Figura 8 – Gráfico de TOG medido através do analisador online

No período apresentado na Figura 8, observa-se que houve variações do valor do TOG, sendo

que o maior valor medido no período foi de 41,79 ppm, às 22h59 do dia 24/03/2019.

Com relação ao analisador de TOG online, já era conhecido pelo IBAMA o fato de que se trata

de equipamento que apresenta comumente um desvio entre o valor medido e o valor real. Na visão do

IBAMA, apesar de não apresentar valores fidedignos, se adequadamente instalado e operado, este tipo

de instrumento é capaz de apontar tendências de desvios significativos como o aumento da concentração

de óleo na corrente de água produzida.

Comparando-se os métodos de laboratório (espectrofotométrico) e o do analisador online,

verifica-se que a ocorrência de afastamento significativo entre os resultados de cada um dos métodos é

um indicativo de que talvez seja necessária nova calibração e limpeza da lente do analisador online, pois

este instrumento tende a acumular partículas de óleo com o tempo em uso.


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Outro aspecto importante está relacionado à metodologia de calibração. Tipicamente, em

análises laboratoriais, constrói-se uma curva de calibração e procura-se utilizar amostras que sejam

representativas da faixa de concentração esperada, incluindo menor e maior concentração que se

pretende medir. Em P-53, para o caso do TOG medido no laboratório a bordo, a curva de calibração foi

construída para a faixa de 0 a 50 ppm.

O analisador de TOG online, por sua vez, pela própria concepção de projeto, não pode ser

calibrado dessa maneira, uma vez que fica dependente da concentração de óleo em água observada no

momento da calibração. Assim, sua faixa de confiabilidade é maior na faixa típica de operação da planta,

que em P-53 estava ajustada entre 5 a 20 ppm.

Dessa maneira, embora o sensor de TOG online seja capaz de realizar leituras de até 1000 ppm,

conforme manual do fabricante, o instrumento não está, de fato, calibrado para realizar leituras em toda

a faixa com precisão. Assim, é possível ocorrer resultados inesperados fora de sua faixa de calibração.

Se considerarmos que esse sensor era calibrado para convergir com o método laboratorial a bordo, que

se encontrava na faixa de 0 a 50 ppm, é possível que leituras próximas a 50 ppm signifiquem que o

sensor atingiu o seu topo de escala.

Além disso, esta calibração constatada é na verdade mais um ajuste operacional (mais grosseiro)

do que uma calibração propriamente dita, dado que não há rigor de estabelecimento de amostra

padrão/referência, aliado ao fato de que a amostra utilizada como de referência é diversa do que aquela

que passou pela câmara de amostragem do equipamento, considerando-se também as variabilidades

naturais do processo produtivo.

No período do incidente, verificou-se que tanto o sensor de TOG online como as medições

laboratoriais apresentaram medições da ordem de 42 ppm, o que corrobora a hipótese de que haveria,

na realidade, uma interpretação inadequada da informação provida pelo sensor de TOG online.

Uma possibilidade levantada pela comissão de investigação da operadora é que a coleta de

amostra para análise laboratorial a bordo não tenha coincidido com o momento em que era descartada

majoritariamente a emulsão oleosa. Ainda que a coleta tenha sido feita durante este período, que

apresentou o pico aproximadamente às 23h do dia 24/11/2019, vide a Figura 8, em período noturno o

menor tempo decorrido entre coleta e resultado da análise laboratorial foi de 2h49 min, o que

comprometeria a ação a tempo de evitar a perda de óleo.

A hipótese de vazamento de óleo na corrente de água produzida, diferentemente das demais

hipóteses, tem evidências que a reforçam e outras que a afastam, não tendo como ser descartada.

A confirmação desta hipótese como mais provável deve-se à realização de simulação do

processo da unidade, com a utilização de uma série de premissas, as quais dependem tanto de recursos

computacionais quanto de um volume de informações relativas à planta de processo. Neste quesito, a

equipe de investigação ANP-IBAMA decidiu pelo acompanhamento e análise complementar do


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processo de investigação do operador, permitindo uma otimização dos recursos dos órgãos e uso da

expertise do operador. A simulação do processo conduzida pela Petrobras realizou um balanço de massa

entre o volume estimado de óleo proveniente dos poços em produção no dia do evento e o óleo produzido

por P-53. Os resultados demonstram uma diferença entre o volume estimado de óleo proveniente dos

poços e o valor medido na medição fiscal da unidade da ordem de 122 m3, reforçando a hipótese de

descarte de óleo pela linha de água produzida como a mais provável.

É importante ressaltar que este volume se trata de uma estimativa feita com base nos valores

dos testes dos poços, uma vez que não há medição de vazão na entrada dos separadores de produção.

Adicionalmente, existem incertezas nos valores utilizados devido ao fato de os testes dos poços não

serem realizados há algum tempo (não é especificado quanto tempo) e devido a instabilidades dos poços

no período avaliado (operação em modo transiente devido a abertura e fechamento) e condições

diferentes das vigentes no momento dos testes. Além da simulação, foi constatado pela equipe da

Petrobras que realizou a análise da planta de processo que os medidores de interface de controle de

processo e de intertravamento apresentaram discrepâncias nas medições, o que corrobora a hipótese de

falha de controle na planta, mais especificamente no sistema de água produzida. Após a realização de

drenagem, limpeza e aferição dos medidores de interface após o evento, foi constatada variação

significativa do valor medido, o que indica que os medidores anteriormente apresentavam medições

pouco confiáveis.

6. As ações de resposta à emergência no mar

Diante da constatação de mancha de óleo no mar, a equipe da Petrobras mobilizou estrutura de

resposta a partir do dia 25/03/2019, com as ações a seguir:

➢ Deslocamento de embarcações de contenção e recolhimento de óleo para ações de

resposta;

➢ Sobrevoo ambiental para avaliação;

➢ Avaliação dos processos produtivos e das atividades desenvolvidas;

➢ Acionamento da Estrutura Organizacional de Resposta;

➢ Coleta de amostras de óleo para análise no CENPES;

➢ Deslocamento de equipes para monitoramento e limpeza de praias; e

➢ Acionamento de equipes especializadas em fauna, relacionadas ao acidente.

No que tange às ações de resposta no mar, pode-se constatar que tiveram baixa efetividade, o

que permitiu a chegada do óleo em praias da região do Lagos. As ações relacionadas à resposta ao evento

de descarga de óleo no mar foram alvo de fiscalização por auditoria realizada pela equipe ANP e IBAMA

na sala da Coordenação das Ações de Resposta (CAR) da empresa, situada em Macaé.


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6.1. Da identificação da mancha de óleo

Em entrevistas na sala CAR, ficou evidenciado o longo período entre o recebimento da imagem

interpretada do satélite COSMO-SkyMed que apontava feição oleosa no mar, dia 25/03/2019 às 8h47 e

a sua confirmação in loco, dia 26/03/2019 às 13h51. Passaram-se 29h até que o líder de equipe de

sobrevoo (LES) de aeronave informasse à CAR que havia identificado a feição formada por brilho e que

a embarcação Mar Limpo II estava no local de maior concentração.

A imagem inicial da feição oleosa, que pode ser observada no lado superior direito da Figura 1,

tinha 11 km por 1,5 km e forma triangular com alto contraste.

De acordo com registros da operadora, antes do sobrevoo que identificou a presença da mancha,

já haviam sido enviadas 4 (quatro) embarcações por 6 (seis) vezes, para diversas localizações sem

sucesso na confirmação da mancha. Todas as embarcações utilizadas (Fernando de Noronha, Marlim

Stolmen, Mar Limpo II e Siem Marataízes) possuíam sistema de radar sem a câmara infravermelho (IR)

acoplada, e não foram capazes de confirmar in loco a existência de feição oleosa.

O procedimento da Operadora que ditava diretrizes para a identificação de feições suspeitas em

imagens orbitais, averiguação dessas feições em campo e análise dos dados gerados não citava a

necessidade de acionamento de aeronave em apoio às embarcações caso as imagens apresentassem alto

contraste e feição característica de vazamento de óleo.

Portanto, verifica-se a necessidade da utilização de aeronave coordenada com embarcação,

mesmo que esta última seja equipada com radar, para aumentar a efetividade na confirmação de um

descarte significante de óleo. Logo, para este cenário de óleo no mar, é notável que deve haver prontidão

no emprego da aeronave. Constata-se que a falta desta previsão foi fator preponderante no tempo que se

passou até se iniciarem as ações de resposta e, devido ao processo de intemperismo tornaram estas ações

em mar pouco efetivas.

6.2. Da mitigação do dano ambiental

Conforme registros da operadora, a sala CAR identificou a possibilidade de toque de óleo na

costa no dia 27/03/2019, conforme pode ser verificado na Figura 9:


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Figura 9 – Cronologia com a identificação de possibilidade de chegada de óleo na costa, retirada do relatório de

investigação Petrobras

A chegada deste mesmo óleo ao litoral da região dos Lagos, mostrada na Figura 10 e na Figura

11, ocorreu efetivamente no dia 03/04/2019, 8 (oito) dias após identificação da possibilidade de toque

de óleo na costa por meio da modelagem fornecida à CAR. Em entrevistas, foi identificado que a

operadora tem a percepção de que os resultados da modelagem possuem baixa confiabilidade, com base

no fato de que a simulação utiliza apenas como variáveis reais a corrente oceânica medida pela

embarcação e os dados de vento do modelo.


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Figura 10 – Toque de óleo na região dos Lagos/RJ ocorrido a partir de 03/04/2020

Figura 11 – Emulsão oleosa próxima à região costeira e detalhe da mancha

6.3. Cubagem do óleo

Durante a maior parte da emergência, a cubagem de óleo derramado estimada era de 1,7 m3,

para uma feição de óleo de comprimento de 11 km por largura de 1,5 km, com área total de

aproximadamente 16,5 km2. Para os cálculos iniciais de volume de óleo, foi utilizado como referência

o Acordo de Bonn (Bonn Agreement, 1999). No primeiro sobrevoo, dia 26/03/2019, a operadora

considerou que na área visualizada havia 8% de óleo, sendo 7,8% um filme prateado e 0,2% de cor


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escura descontínua. E, segundo o relatório da comissão de investigação da operadora, com base em

simulação da planta de processo, a estimativa do volume de óleo descartado poderia ter sido em torno

de 122 m3.

6.4. Intemperismo do óleo

Em entrevistas com a equipe do plano de resposta à emergência (PRE) no mar, foi relatado que

houve surpresa com o comportamento peculiar do óleo da P-53, de grau API 22,8: o óleo ficou suspenso

na coluna d’água, mas não flutuante. Ocorre que não se sabe exatamente a partir de quando este óleo

em parte emulsificado passou a submergir, cujas consequências foram a dificuldade de

acompanhamento por satélites ou radar e a ineficácia das ações de dispersão e remoção.

Os processos de intemperismo que o petróleo cru sofre ao ser vazado em ambiente aquático são:

espalhamento, evaporação, dispersão, emulsificação, dissolução, oxidação, sedimentação e

biodegradação. A emulsificação é um processo de mistura entre dois líquidos imiscíveis que, neste caso,

o petróleo fortemente misturado com a água ocorre após a evaporação das frações mais leves, formando

aglomerados de óleo.

O relatório da comissão de investigação da operadora contém um parecer sobre intemperismo

do óleo que afirma:

“2.4 DISCUSSÃO - O óleo de P-53, com API igual a 22,8, não poderia afundar sem a

atuação dos processos de intemperismo. Considerando os dados de PEV disponíveis para o

blend de P-53 (Quadro 2 e Figura 2), podemos estimar que pelo menos 25% do óleo (volume)

seriam evaporados (Quadro 2, Fração 8, em negrito; Figura 2, seta azul). Se considerarmos,

por simplificação, o óleo como uma mistura ideal, a densidade do óleo remanescente do

processo de evaporação poderia ser estimada em 0,93, ainda não suficiente para promover o

afundamento deste óleo na água do mar (cuja densidade é cerca de 1,03). Ou seja,

teoricamente, o processo evaporativo, que é um dos mais importantes nas primeiras horas a

aproximadamente 2 dias após o acidente) não poderia isoladamente causar o afundamento

deste óleo.

As análises químicas evidenciaram que, além da evaporação, a foto-oxidação foi um

dos processos que levou à formação das pelotas. No entanto, outros processos que ocorrem no

ambiente poderiam causar um aumento de densidade que resultasse no afundamento do óleo.

Não dispomos de resultados experimentais para emulsificação ou mesmo de ensaios que

simulem a agregação e a sedimentação em nosso banco de dados. Considerando-se as

informações de literatura, o teor de asfaltenos do blend de P-53 (Quadro 3, em negrito),

apresenta resultado pouco maior que 1,98% que teoricamente poderia promover uma emulsão

estável (Wang & Sout, 2007). Por outro lado, o óleo do blend de P-53 apresenta razão entre

asfaltenos e resinas (A/R = 0,08), muito diferente de 0,6, e viscosidade relativamente elevada,

sugerindo que a formação de emulsão estável ou mesoestável não ocorre.


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Se o óleo de P-53 de fato emulsionou, não se pode ter certeza sobre a estabilidade desta

emulsão com os resultados atualmente disponíveis. A sedimentação seria mais provável

próximo à costa, onde o material em suspensão é mais abundante. Em ambientes offshore é

incomum a ocorrência deste processo.”

Observa-se que a demora no processo de emprego de recurso adequado (aeronave) e na

condução das buscas em geral (embarcações sem sucesso na observação da mancha) e a

consequentemente falta de recolhimento do óleo podem ter contribuído no processo de emulsificação e,

portanto, prejudicando ainda mais o processo de identificação da mancha de óleo, uma vez que houve

submersão do óleo emulsificado.

Desta forma, neste cenário de emulsificação é necessária a priorização de ações de contenção e

recolhimento, além do aprimoramento da identificação visual de campo, de forma que esta atividade

não se restrinja à avaliação apenas do que se observa em superfície, mas contemple avaliação do que

pode estar em subsuperfície, até os limites próximos da barreira submersa.

7. Sequência de eventos

Com base no exposto, é possível organizar uma sequência de eventos confirmados para o

acidente de descarga maior de óleo com toque na costa, que pode ser visualizada na Tabela 5. Observa-

se que a cronologia de eventos apresentada no relatório de investigação da operadora restringe-se aos

eventos posteriores à descarga de óleo na água, conforme Figura 9, que neste relatório não foi

apresentada por completo. A cronologia do acidente apresentada no relatório Petrobras se inicia em

25/03/2019 às 5h19 com a “aquisição da imagem COSMO-SkyMed”.

Tabela 5 – Principais eventos da descarga maior de óleo em P-53 na data de 24/03, 25/03, 29/03 e 03/04/2019

Data Horário Evento

24/03/2019

09:35 Parada programada do Compressor A

14:10 Poço MLL-32 fechado para evitar queima de gás

15:29

Trip do Compressor C por falha em componente

2 dos 3 compressores de P-53 ficam indisponíveis

Redução da capacidade de gas lift

Fechamento alternado dos poços produtores MLL-28, MLL-40, MLL-42,

MLL-44, MLL-48 e MLL-69(*)

15:40 Diminuição considerável de vazão de óleo bruto nos separadores primários(*)

Falha de controle de nível de interface do separador primário do trem B (SG-

122301-B)

Gráfico de nível de interface do separador primário do trem B no

supervisório mostra valores incorretos

Controle automático do nível de interface no separador em by-pass (controle

manual)

Óleo bruto é carreado pela corrente de água produzida do trem B, passando

pelos hidrociclones e flotador

22:59 Analisador de TOG online indica 41,8 mg/L, maior valor medido no período Descarte de óleo bruto ao mar pela linha de água produzida


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Data Horário Evento

25/03/2019

02:51 Retorno dos poços fechados com restabelecimento da vazão de óleo bruto

na planta de P-53

08:19 Aquisição de imagem por satélite mostra mancha de óleo com origem em P-

53

08:19 -

13:51

Período de buscas da mancha de óleo, que foi localizada após emprego de

aeronave e embarcação

29/03/2019 11:10 Definido final das ações de emergência pela sala CAR

03/04/2019 Primeiras observações de óleo chegando na costa da Região dos Lagos (RJ)

11/04/2019 Desmobilização da emergência no litoral da Região dos Lagos. (*) No dia 24/03/2019, entre 12:00 e 23:18, foram fechados 8 poços, dos quais 4 forem reabertos ainda neste

período.

8. Árvore de falhas e causas raiz

Neste capítulo serão exibidas a árvore de falhas e causa raiz elaborada pela Petrobras e a árvore

elaborada pela ANP, que contém um fator causal e quatro causas raiz não identificados pela Operadora.

8.1. Petrobras

A comissão de investigação da operadora não considerou os procedimentos de resposta ao óleo

derramado na Árvore de Falhas, por entender que as ações adotadas são mitigadoras e não são capazes

de eliminar ou ampliar as consequências do evento, portanto, não seriam causas do evento na visão desta

comissão. Entretanto, o relatório da investigação do acidente declara ter o objetivo de apurar as causas

que levaram ao aparecimento de pelotas de óleo nas praias da Região dos Lagos, datado de 03/05/2019.

A árvore de causas da Petrobras encontra-se na Figura 12.


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Figura 12 – Árvore de falhas do acidente de descarga de óleo com toque na costa da região dos Lagos RJ - Petrobras


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8.2. ANP

De forma a complementar a árvore de falhas apresentada na investigação da Petrobras, foi

elaborada árvore de falhas pela equipe da ANP, incluindo fator causal não incluído pela empresa,

relacionado às ações de resposta, com suas respectivas causas raiz e causas raiz relacionadas a fatores

causais já apontados. Estas últimas causas raiz dizem respeito a equipamentos diretamente envolvidos

no acidente e que apresentavam problemas em suas performances, já conhecidos das equipes

operacionais: o separador trifásico (SG) e o analisador do teor de óleos e graxas (TOG) on line.

A árvore de falhas com a inclusão do fator causal e causas raiz relativos à resposta à emergência

e causas raiz relativas aos equipamentos da planta relacionados a separação do óleo e monitoramento

online do TOG encontra-se na Figura 13.


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Figura 13 – Árvore de falhas do acidente de descarga de óleo com toque na costa da Região dos Lagos/RJ - complemento por ANP e IBAMA


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Com base nos documentos e evidências obtidas nas auditorias ANP realizadas posteriormente

ao acidente temos um Fator Causal adicional, representado em cinza, ( ), e Causas Raiz adicionais

representadas em azul, ( ) associadas aos Fatores Causais, sendo que dois destes haviam sido

estabelecidos pela própria Operadora.

As causas raiz ANP estabelecidas pelo método da árvore de falhas, utilizam como base para

enquadramento o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional

(SGSO) da ANP.

Discorrendo sobre as evidências, a equipe de investigação entende que o Fator Causal “Falha

no Monitoramento da Qualidade da Água Descartada - TOG on line” não se restringe apenas: (i) ao

Procedimento de Produção – Tratamento de Água Produzida assim como a Falha na Medição de

Interface Água/Óleo do Separador não se restringe apenas: (i) problema pontual de falha no medidor de

nível; (ii) gestão de riscos do HAZOP que não apresentava como consequência a perda de emulsão

oleosa pela linha da água produzida, tal como o ocorrido.

Será abaixo apresentado o Fator Causal já apresentado com as causas raiz complementares.

FATOR CAUSAL: Falha no controle de nível de interface do Separador (SG 122301B) –

Falha na medição de interface.

Plataformas do tipo FPU são instalações que não contam com a possibilidade de armazenamento

em tanques de águas off spec, portanto os equipamentos responsáveis pela quebra da emulsão óleo/água

e tratamento da água produzida dessas unidades devem apresentar boa performance operacional e

estarem submetidos a monitoramento rigoroso.

Relativo a medidores de interface do tipo empuxo, foi evidenciado um relatório da Petrobras

datado de 2011 sobre medição de interface onshore e offshore, que associou testes de instrumentos com

a experiência em plataformas e apontava “problemas sérios no histórico deste tipo de instrumento

instalado em standpipe, que foi considerado o pior medidor. Entre os problemas destacados naquele

relatório estão: alta tendência a descalibração, erros de medição, retardo da resposta e alta frequência

de manutenção. O relatório recomendou a descontinuação do uso deste tipo de instrumento para

medição de interface.

O Relatório do Grupo de Trabalho para Definição de Critérios para Utilização das Tecnologias

de Medição de Nível de Interface 1, de 2011, também já recomendava “não utilizar medidor tipo

empuxo” para medição de interface água/óleo.

Foi indicado a necessidade de “Realizar estudo para investigação das melhores soluções

tecnológicas para a medição de nível de interface nos SGs e TOs”. Essa ação tinha um prazo de

implementação para 31/12/2018.

Apesar de o estudo ter sido realizado dentro do prazo estabelecido, a substituição do medidor

de nível demandaria um prazo adicional, não tendo sido realizada até final de março de 2019. Portanto


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os prazos mostraram-se incompatíveis com a urgência da medida de substituição do tipo de medidor de

interface para a FPU P-53.

Adicionalmente existia causa sistêmica para a falta de manutenção dos medidores de interface

dos separadores: o relatório menciona que os medidores estavam sem manutenção desde 2014, mas não

se aprofunda nas causas sistêmicas deste fato. Houve um plano de redução do quantitativo de pessoal a

bordo em 2013. Como parte desse plano, algumas manutenções preventivas foram substituídas por

verificações a serem realizadas pela equipe de Operação, como parte de rotina operacional, sem um

plano de manutenção periódica associado. No caso de P-53, essa ação englobou os medidores instalados

em stand pipes, que passaram a fazer parte de rotina operacional. Entretanto, apesar de a instrução

operacional mencionar que a drenagem dos standpipes deveria ser realizada trimestralmente, não há

evidências de sua realização periódica.

FATOR CAUSAL: Falha no monitoramento da qualidade da água descartada (medição

de TOG online)

A causa raiz apresentada pela operadora para a falha no monitoramento da qualidade da água

produzida descartada concentra-se no procedimento.

O relatório da comissão de investigação da Petrobras não evidencia que tenham sido analisados

os seguintes aspectos relacionados à medição de TOG: tipo de analisador, sua tecnologia, calibração

(manutenção), faixa de medição, local de tomada da amostra e periféricos da instalação deste sistema.

Ainda que a investigação não apresente causa raiz relacionada ao HAZOP para o fator causal "descarte

de água com alto teor de óleo pelo sistema de água produzida", é evidente que no evento em tela, houve

falha no elemento apontado no estudo de HAZOP como modo de detecção/salvaguarda como

responsável pelo "monitoramento da qualidade da água dada pelas análises de TOG online (elemento

AIT-5331071A/B)".

Conforme já foi apresentado a Comunicação Técnica do IBAMA, de 31/01/2019, relata o

abaixo.

Ponto de amostragem de água produzida

3.4.20. Foi constatado ponto de amostragem de água produzida descartada com necessidade

de rearranjo, com derivação da derivação do tubo pitot, com vistas a se buscar uma melhor

representatividade da amostra, sendo assim necessário:

(v) GERENCIAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA - substituir pontos de amostragem para o

descarte de água produzida para ponto ascendente com tubo pitot no centro da tubulação com abertura

voltada contrária ao fluxo -construção com fluxo isocinético PRAZO PRÓXIMA PARADA DE

MANUTENÇÃO - JULHO 2019.

Conforme mencionado anteriormente, no item 5.5, foram evidenciadas na calibração e

entendimento do valor apresentado no período do acidente.


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FATOR CAUSAL ADICIONAL: Falha na Resposta a Emergência

A comissão de investigação da operadora não considerou os procedimentos de resposta ao óleo

derramado na Árvore de Falhas, por entender que as ações adotadas são mitigadoras e não são capazes

de eliminar ou ampliar as consequências do evento, portanto, não seriam causas do evento. Entretanto,

o relatório da investigação do acidente apresenta como objetivo “apurar as causas que levaram ao

aparecimento de pelotas de óleo nas praias da Região dos Lagos”.

Sendo assim, o evento topo indicado pela operadora na árvore de falhas é: “confirmação de óleo

nas praias - Região dos Lagos”. Por definição 4 , fator causal significa “qualquer ocorrência negativa

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

severidade ou sua frequência”. Assim, entende-se que falhas relacionadas à resposta à emergência

devem ser apontadas como fator causal na investigação deste acidente, uma vez que ações adequadas de

resposta poderiam ter evitado que o óleo chegasse à costa, reduzindo a severidade do incidente.

Entretanto, apesar de não constarem na árvore de falhas elaborada pela Petrobras como fatores

causais, falhas na resposta a emergência que contribuíram para a chegada do óleo nas praias são

indicadas ao longo do relatório de investigação da operadora e consolidados em seu item “10.7

Avaliação dos procedimentos de resposta de óleo no mar”. Adicionalmente, a comissão de investigação

da operadora identificou espaço para melhorias em diversos aspectos da resposta à emergência, tais

como (grifo nosso):

“1) Os procedimentos de monitoramento orbital possuem oportunidades de melhoria quanto a

aspectos de interpretação, averiguação e análise de feições;

2) Os procedimentos de comunicação de acidentes, incidentes e desvios possuem oportunidade

de melhoria na comunicação interna de manchas com origem desconhecida;

3) Os recursos e técnicas para detecção, monitoramento e resposta a óleos não flutuantes

suspensos na coluna d’água necessitam de pesquisa e desenvolvimento;

4) Os recursos para detecção de óleo na superfície no mar existentes nas embarcações de

resposta carecem de reavaliação;

5) A efetividade das ações de resposta, atualmente, depende da disponibilidade de apoio aéreo;

6) Existem oportunidades de melhoria na medição de dados meteo-oceanográficos e no

desenvolvimento dos modelos numéricos utilizados para estimar o comportamento e deriva do óleo;

7) Existe oportunidade melhoria no conhecimento do comportamento dos óleos produzidos

pela Petrobras frente as forças de intemperismo (degradação).”

Portanto, não é coerente que a árvore de falhas não apresente como fator causal a falha na

resposta à emergência, motivada inicialmente por dificuldade na identificação do cenário, o que resultou

em um maior atraso nas medidas de combate ao óleo na água.

4 Guidelines for investigation Chemical Process Incidents, 2nd Edition, NY: AIChe, 2003.


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A consequência prática do fato de o Operador não identificar a resposta à emergência como

fator causal é que as ações referidas como “oportunidade de melhoria” não são revestidas da mesma

criticidade e, portanto, potencialmente não são tratadas com o mesmo compromisso que as

recomendações oriundas dos fatores causais e respectivas causas raiz identificadas.

Todos os elementos apresentados pelo Petrobras como espaço para melhoria, referenciados

acima pelos itens de 1 a 7, corroboram as Causas Raiz (CR) adicionais, CR 3 e CR 4, apontadas pela

ANP.

Para a CR 3 apontada, foram mencionados no item 6.1 as evidências levantadas na sala da

Coordenação das Ações de Resposta (CAR) que apontam para a falha no planejamento das ações quando

do início, especificamente quanto a visualização do óleo no mar pelas embarcações, tendo decorrido um

tempo excessivo para garantir eficácia na resposta.

Para CR 4, conforme descrito no item 6.2, ficou evidente que o modelo utilizado para

acompanhamento de deriva do óleo não foi considerado confiável quanto aos resultados fornecidos, ao

apontar toque de óleo na costa.

Se a resposta a emergência tivesse sido efetiva em alto mar não teríamos as consequências

identificadas na costa da região dos Lagos, conforme visualizado nas Figura 10 e Figura 11, situação

limite a ser evitada para acidentes de vazamento de óleo no mar.

FATO RELEVANTE: Degradação do sistema de água produzida

De forma complementar, um fato relevante5 evidenciado no curso da investigação foi o estado

de degradação em alguns equipamentos do sistema de água produzida.

Em relação à integridade do sistema de tratamento de água de P-53, foi notável que havia má

disponibilização e planejamento de recursos necessários para o sistema de tratamento de água,

evidenciados pelo grau significante de degradação e indisponibilidade de equipamentos, não se tratando

apenas de falha no controle de nível do separador. Foi constatado nas duas últimas auditorias realizadas

pela ANP que havia um backlog de manutenção incompatível com a disponibilidade de pessoas a bordo

da plataforma, demonstrando que não havia recursos disponíveis para garantir que os serviços de

manutenção fossem realizados. A indisponibilidade de equipamentos tinha como consequências: (i)

necessidade de maior atenção dos operadores no controle manual da operação; (ii) falta de informação

(ausência de medidores de vazão e falta de confiabilidade de medidor online de TOG); (iii) redução da

capacidade de separação de óleo da água (falha nas placas elétricas do tratador, inoperância de

hidrociclone e flotador); (iv) alinhamentos operacionais de acordo com o grau API do óleo do poço,

devido à diferença de eficiência operacional entre os trens A e B.

5 Fatos relevantes são deficiências ou falhas que não esteja diretamente relacionada à sequência de eventos

descoberta durante o curso da investigação. Fonte: American Bureau of Shipping (ABS) – Guidance Notes on the

Investigation of Marine Incidents, June 2005 (updated February 2014).


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A unidade P-53 é um FPU, que – por projeto – não dispõe dos mesmos recursos de um FPSO,

o qual possui tanques de grande volume que podem armazenar óleo e água produzida. Logo, é esperada

uma atenção mais cuidadosa na gestão da integridade deste sistema de tratamento de água para garantir

um bom desempenho operacional, o que não ocorria na plataforma. Tais evidencias são mostradas com

maior detalhamento no item 4.3.

9. Recomendações

A comissão de investigação da Petrobras determinou cinco causas raiz (chamadas causas básicas

pela terminologia da Operadora) relacionadas a procedimentos, equipamentos e sistemas

administrativos (gestão de riscos), conforme a Tabela 6.

Para cada uma das causas básicas a comissão de investigação da operadora determinou

recomendações corretivas e preventivas.

Os prazos e responsáveis pela implementação das recomendações levantadas foram informados

no relatório detalhado de investigação (RDI) enviado à ANP.

Tabela 6 – Causas básicas (CB) determinadas na investigação da operadora

Nº Causa Básica

(física e de gestão)

Item do

Sistema de

Gestão

Operadora

Item do

SGSO

Mencionado

no RDI

CB-01

Falha no equipamento medidor de interface

água/óleo

Falha no medidor de nível LIT-1223009 e LIT-1223008

CAUSA DE GESTÃO: EQUIPAMENTOS,

FERRAMENTAS E EPIs

[1.1.1] [13.3.3]

CB-02

Avaliação de riscos inadequada ou inexistente

(HAZOP RL-3010.66-5400-98G-PGH-002)

A Análise de Risco não contempla cenário de perda de

óleo pela linha de água causada por descontrole de

processo no SGs e TOs

CAUSA DE GESTÃO: SISTEMAS

ADMINISTRATIVOS E PRÁTICAS DE GESTÃO

[5.2.1] [12.2]

CB-03

Avaliação de riscos inadequada ou inexistente

(Gestão de Mudanças)

Ausência de gestão de mudanças para operar o controle

de interface do SG-122301B pelo by-pass das válvulas

de controle do nível das LVs 1223002-B1/B2

CAUSA DE GESTÃO: SISTEMAS

ADMINISTRATIVOS E PRÁTICAS DE GESTÃO

[5.2.1] [16.3]


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CB-04

Procedimento inadequado ou desatualizado (PE-

3P53-00047-P53- Produção tratamento água

produzida)

Refere-se à falha no monitoramento da qualidade da

água descartada, total de óleo e graxas (TOG) medido

pelo analisador online

CAUSA DE GESTÃO: PROCEDIMENTO

[6.1.2] [15.2.1]

CB-05

Procedimento inadequado ou desatualizado (PE-

3P53-00047-P53- Produção tratamento água

produzida)

Refere-se à falha no monitoramento da qualidade da

água descartada, TOG, ensaio em laboratório pelo

método fotométrico.

CAUSA DE GESTÃO: PROCEDIMENTO

[6.1.2] [15.2.1]

Para cada uma das Causas Básicas foram apontadas recomendações que se desdobraram em

ações, acompanhadas em Relatório de Tratamento de Anomalia (RTA) – Corretivo, com data final para

todas as ações em 30/05/2021.

Estas recomendações, aqui descritas de forma geral, são relativas a troca de equipamentos, como

os medidores de interface por outros de tecnologia mais moderna, revisão da análise de risco do tipo

Hazard and Operability Study (HAZOP) da planta de processo, melhorias em procedimentos

relacionados ao controle da água produzida e treinamento aos operadores nestes novos procedimentos.

A implementação tanto das recomendações corretivas quanto aquelas consideradas preventivas,

as quais estão descritas abaixo, itens a) até l) foi realizada em auditoria pela equipe de investigação de

12 a 16/08/2019.

Para as quinze recomendações corretivas, o nível de implementação por ocasião desta auditoria

foi de 66,7%, enquanto para as recomendações preventivas ligadas às ações de resposta ao vazamento

no mar, letras d) a l), tiveram um nível de implementação de apenas 11% até o fim da auditoria.

Quanto às oportunidades de melhorias referentes às ações de resposta, foram propostas

recomendações consideradas preventivas, porém sem identificação de prazos e responsáveis no relatório

de investigação do Operador, o que reforça a menor criticidade atribuída a estas ações devido ao fato de

não estarem relacionadas às causas raiz apontadas na investigação própria. Foram elas:

a) Realizar inspeção nos tanques de costado da unidade P-53 verificando as condições de

integridade de todos seus componentes;

b) Realizar a instalação de lacres nas válvulas dos tanques de costado da P-53, nas situações

em que estas válvulas se acionadas possam direcionar alguma descarga para overboard (mar);

c) Realizar inspeção no sistema de drenagem aberta verificando todos os pontos de coleta com

o objetivo de identificar possibilidade de obstrução de redes e possibilidade de direcionamento de

líquidos diretamente para a descarga overboard;


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d) Revisar procedimento de processamento, análise espacial e interpretação de imagem (PE-

2LMS-00897) de forma a melhorar a detecção, confirmação e integração de dados de feições

identificadas na superfície do mar;

e) Revisar os padrões de comunicação de incidentes definindo nova sistemática de fluxo de

comunicação interna para feição de origem indeterminada na atividade de E&P;

f) Iniciar linha de pesquisa para busca de tecnologias de detecção, monitoramento e de resposta

a óleos não flutuantes suspensos na coluna de água;

g) Estudar melhorias nas especificações das embarcações OSRV (oil spill recovery vessel) para

formas de detecção de óleo na superfície do mar;

h) Estudar melhorias para aumentar a disponibilidade de apoio aéreo para operações com

embarcações;

i) Avaliar a melhoria da coleta de dados meteoceanográficos e da modelagem de deriva;

j) Iniciar linha de pesquisa para o estabelecimento dos ensaios de emulsificação do óleo e

avaliação as propriedades das emulsões;

k) Definir diretrizes de atualização do banco de dados para caracterização geoquímica do

petróleo;

l) Realizar conscientização de toda liderança (onshore e offshore) sobre a nova sistemática de

interpretação e a importância de dar um pronto retorno a imagem de satélite.

Para a CB-01, vide Tabela 6, esta causa foi enquadrada como ´1.1.1. Falha em equipamento ou

componente´ conforme a ontologia de causas utilizadas pela PETROBRAS. Quanto a esse aspecto,

observa-se desvio em relação ao preconizado pela ANP: uma falha em componente ou equipamento não

se enquadra como uma causa raiz, uma vez que tal falha não esclarece em qual quesito do sistema de

gestão do Operador houve ausência, negligência ou deficiência. A falha no equipamento pode ser

apontada como um sintoma por meio do qual a falha latente no sistema de gestão se manifestou. Esta

situação poderá resultar em causas raiz apontadas não relacionadas ao sistema de gestão e

consequentemente levando à elaboração de recomendações de pouca abrangência, que se configuram

mais como ações corretivas do que ações de prevenção de acidentes.

Para a CB-02, a revisão ao HAZOP limita-se ao cenário ‘15 – processo separador de produção’,

para refinar sua consequência, o que é considerado insuficiente, haja vista, por exemplo, no HAZOP,

para o desvio do tipo ‘fluxo menor’ no sistema de água produzida, são identificadas como causas

permutador obstruído ou vazamento, inexistindo causa relativa a fechamento de poço(s). Importante

citar que, no estudo, o desvio ‘nível menor’ causa é apontado como ‘não aplicável’. A inexistência deste

cenário e relação desvio/causa no HAZOP prejudica o pleno entendimento de suas consequências pela

equipe de controle, prejudicando as ações mitigadoras, sejam elas em modo automático ou manual.

Portanto, considera-se necessária uma revisão do estudo que não se restrinja apenas ao cenário citado

na CB-02.


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Para a CB-04, a utilização de um controle contra bloqueio inadvertido da válvula de isolamento

do medidor de TOG, com lacre e respectivo registro de rompimento do lacre, pode ser insuficiente, por

ser uma barreira procedimental relacionada meramente ao operador. Cabe ressaltar que em investigação

anterior tal tipo de dispositivo já mostrou sua fragilidade, com relação à rastreabilidade da manobra

feita, operador e data, por exemplo.

Ainda em relação a CB-04, o foco das recomendações é procedimento. A operadora não avaliou

causas relacionadas ao equipamento correspondentes, por exemplo, ao tipo de analisador, a sua

tecnologia, calibração (manutenção) e faixa de medição, ao local de tomada da amostra e a periféricos

da instalação deste sistema, com prejuízo a uma possível evolução em relação ao tipo de analisador,

instalação, periféricos, entre outros, que poderiam trazer à análise de TOG resultados mais fidedignos.

Quanto às recomendações apontadas pela Operadora sem ligação com causas básicas, as três

primeiras tratam de ações preventivas para descargas de óleo no mar a serem implementadas pela própria

instalação P-53, relacionadas à inspeção dos seus tanques de costado, à instalação de lacres nas válvulas

dos tanques de costado e inspeção no sistema de drenagem aberta. De fato, durante a auditoria Ouro

Negro, realizada na unidade de 08/04/2019 a 12/04/2019, alguns dos tanques de costado foram

observados com óleo e sujidades na parte externa.

As demais recomendações sem ligação com causas básicas do acidente referem-se à resposta à

emergência e podem ser separadas em: (i) ações de monitoramento, ou seja, prontidão para diminuir o

tempo entre a ocorrência da descarga de óleo e a sua identificação e a resposta; e (ii) ações mitigadoras,

tomadas a partir da confirmação de óleo no mar e sua efetividade, com objetivo de minimizar os danos

relacionados ao evento.

Muito embora não se tenha identificado prazo e responsável para estas ações, reforça-se a

importância delas para o sucesso das ações de resposta frente ao cenário brasileiro que se apresenta num

horizonte próximo: a crescente exploração do pré-sal, poços de alta pressão e alta temperatura (HPHT),

aumento significativo da capacidade de produção e de transporte offshore. Para o acidente de P-53,

reforçou-se a importância, por exemplo, de: (i) vigilância aérea e de serviços de satélite para identificar

manchas de óleo; e (ii) conhecimento sobre as propriedades específicas dos diferentes óleos (como

intemperismo e dispersão no mar), sua influência no comportamento durante a descarga e na tomada de

decisão durante as atividades e seleção de recursos adequados de resposta à descarga.

As propriedades do óleo produzido, seu processo de intemperismo e emulsificação quando

vazados ao ambiente aquático são informações essenciais e já reconhecidas como uma boa prática da

indústria do petróleo, por exemplo no Mar do Norte. Estas propriedades se complementam com a

recomendação k apontada pela Operadora, de atualização do banco de dados para a caracterização

geoquímica. Caracterizações física, química e geoquímica do petróleo, juntas, permitem um

aprofundamento no conhecimento das características e origem do óleo e um melhor entendimento de

como este se comporta ao longo do tempo em eventos de descarga, facilitando muito a utilização da

melhor técnica e o intervalo e tempo para que esta seja aplicada, a chamada “janela de oportunidade”.


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10. Oportunidades de melhoria

As seguintes oportunidades de melhoria foram identificadas pela investigação conduzida pela

Petrobras:

1) Rever planos de manutenção, levantando equipamentos e instrumentos do sistema de tratamento

de água produzida que não possuem plano de manutenção preventiva ativo;

2) Avaliar se a estratégia de manutenção aplicada atualmente ao sistema de tratamento de água

produzida é adequada;

3) Analisar o risco associado ao cenário de vazamento de óleo para o mar causado por descarte de

óleo bruto pelo sistema de tratamento de água produzida, por ocasião da revisão das análises de

risco (APR);

4) Analisar a tecnologia de medição de TOG online existente e sua adequação;

5) Avaliar a adequação da faixa de calibração do medidor de TOG online, com fins de identificar

distúrbios no processo;

6) Aperfeiçoar os procedimentos de resposta a emergência no que diz respeito a previsão de uso de

aeronave com a embarcação para confirmação da mancha verificada inicialmente por imageamento

satelital ou outro tipo de visualização;

7) Manutenção do monitoramento satelital na sistemática de resposta a emergência. Reativo – por

contrato de imageamento sob demanda, usando como exemplo o contrato com direito a 224

unidades de imagem, duração de 2 anos, vigente até o ano de 2015; e o de Vigilância – durante

vigência do Termo de Compromisso estabelecido com o IBAMA a partir de 2018, com os satélites

da constelação COSMO-SkyMed.


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11. Conclusão

No ano de 2019 o volume de óleo vazado ao mar oriundo de instalações de produção offshore

cresceu significativamente em relação aos anos anteriores. O evento de P-53 contribui com 122 m3 do

total de óleo vazado de mais de 400 m3, conforme pode ser observado na Figura 14.

Figura 14 – Volume de óleo vazado ao mar comunicados a ANP em instalações offshore

O acidente em tela se tratou de um evento característico de desvio de processo. A dificuldade

de detecção deste evento de descarga de óleo no mar e suas causas trouxeram, além da preocupação com

relação ao desconhecimento do fato gerador e a possibilidade de recorrência, um desafio para a

investigação, uma vez que as causas do evento não são de fácil identificação.

Devido a esta característica do acidente, as equipes da ANP e IBAMA trabalharam de forma

cooperativa, com troca de informações comuns às atribuições de ambos os órgãos, em esforço

coordenado para que questões técnicas que já vem sendo tratado por um ou outro órgão de forma isolada

possam ser vistos pelo Operador como um objeto comum de melhoria.

A plataforma P-53 é do tipo FPU – Floating and Production Unit que, por projeto, não dispõe

do recurso de armazenamento temporário de água produzida off spec, ou seja, que não conseguiu atingir

o teor de óleos e graxas (TOG) preconizado pela legislação ambiental para descarte.

Devido às características citadas no parágrafo anterior, os equipamentos responsáveis pela

separação de óleo/água, tratamento e monitoramento dos padrões ambientais da água produzida devem

apresentar boa performance operacional e estarem submetidos a monitoramento rigoroso.

A ANP identificou causas raiz não identificadas pelo Operador, relacionadas aos equipamentos

medidor de interface do separador e medidor de TOG online. Foi também identificado que a falta de

efetividade das ações de resposta a emergência de constituiu fator causal do evento.


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Equipamentos chave para a quebra de emulsão água/óleo, o separador e tratador eletrostático

contam com medidores de interface tipo empuxo já reconhecidos desde 2011 por relatório da empresa,

como com “alta tendência a descalibração, erros de medição, retardo da resposta e alta frequência de

manutenção. O relatório recomendou a descontinuação do uso deste tipo de instrumento para medição

de interface.”

Em adição, o controle automático desse equipamento encontrava-se em by-pass, funcionando

em modo manual, indicando um reconhecimento de baixa confiabilidade. Durante a auditoria na

instalação foi verificado problema sistêmico quanto à execução de manutenção deste dispositivo, o que

pelos registros verificados não ocorria desde 2014.

O equipamento que se constitui última barreira ao descarte de água com teores elevados de óleo

é o analisador de TOG online. Alguns relatórios de fiscalização do IBAMA mostram que problemas em

analisadores são recorrentes, o que foi apurado pela análise de Pareceres Técnicos de fiscalização do

órgão ambiental datados desde 2013 até 2016 em um total de 11 (onze) diferentes instalações que

apresentam problemas em seus sistemas de medição online, devido a diferentes causas, tais como: “há

um medidor de TOG online na saída do sistema, contudo este ainda não se encontra interligado”;

“analisador online de TOG estava fora de operação e que está em comissionamento”; “medidor de

TOG online se encontrava em manutenção, sem fornecer a leitura do teor de óleos e graxas”; “foi

informado que os valores extremos negativos (de -110.000) e positivos (de 1.000) representam o

equipamento não funcionando para medições, seja por dois motivos, pela sua rotina automática de

limpeza, ou pelo analisador estar desligado por motivo diverso." Ressalta-se que a FPU P-53 não se

encontrava entre estas 11 (onze) instalações, mas verifica-se um problema sistêmico com este tipo de

equipamento neste Operador.

Para o acidente em tela, foi indicado no Relatório Petrobras que o analisador de TOG online

estava isolado por fechamento de válvula, o que não permitiu a leitura no período da perda de emulsão

pela linha de água. Tal afirmativa não foi ratificada pela equipe a bordo na ocasião da auditoria ANP,

sendo prática o fechamento da válvula apenas em caso de calibração do analisador.

Portanto, o erro na medição de TOG online foi atribuído a uma hipótese de fechamento de

válvula que possui poucas evidências que a confirmem.

A ANP apurou leitura elevada dentro da faixa de calibração utilizada e que, em relação ao item

calibração não existe um entendimento claro por parte da equipe operacional a respeito de quais os

valores indicam um teor muito de óleo e graxa, ou que o medidor tenha atingido seu máximo de medição.

Correntemente colaboram para problemas de desempenho do analisador online a acumulação

de sólidos na lente e a posição de tomada de amostra, conforme foi apresentado neste relatório, no.

Sobre as ações de resposta no mar, a Operadora apresentou durante auditoria realizada por ANP

e IBAMA nova sistemática de monitoramento a ser adotada em situações de descarga de óleo no mar,

que se resume à conjugação de sistemas com o objetivo de aumentar a capacidade de identificação e

monitoramento de descartes de óleo por uso de equipamentos com diferentes graus de cobertura de área:


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embarcações, aeronaves pilotadas ou não, uso de drones e satélite, conforme pode ser visualizado na

Figura 15.

Figura 15 – Proposta de melhoria para uso coordenado de sensores para monitoramento de óleo em áreas

marítimas.

Mesmo neste contexto, o monitoramento de derramamentos de óleo através de imagens orbitais

de radar de abertura sintética - SAR6 se constitui uma importante ferramenta para apoio à atividade de

emergências ambientais por vazamento de petróleo. Tanto é que, neste evento de vazamento da P-53, o

primeiro apontamento para o vazamento se deu por meio do processamento, análise e interpretação de

imagem SAR.

Via de regra, considerando-se que uma única cena abrange a ordem de centenas de quilômetros

em comprimento, conjugado à ordem de grandeza de deriva do óleo no mar, uma única cena ao dia é

capaz de apontar para eventuais vazamentos e auxiliar na resposta à emergência.

O conhecimento do comportamento dos principais óleos produzidos no país em relação aos seus

processos de intemperismo no mar torna-se de suma relevância, e ações neste sentido foram

identificadas como de iniciativa do Operador, a serem acompanhadas pelos órgãos fiscalizadores, neste

caso IBAMA e ANP.

As reiteradas afirmativas colhidas durante a investigação de que as condições meteo-

oceanográficas peculiares ocorridas nos dias 24/03/2019 e 25/03/2019 e subsequentes foram

indispensáveis para que o óleo tocasse a costa e não fosse disperso em direção a alto mar aumenta a

urgência de dar tratamento às causas deste evento, uma vez que a prevenção de chegada de óleo à costa

não pode depender apenas de condições fortuitas.

6 Synthetic Aperture Radar


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12. Referências

Bonn Agreement, 1999. Bonn Agreement Counter Pollution Manual. Vol. 1, Chapter 4, Annex 1.

Available from http://www.bonnagreement.org/.

Wang, Z. e Stout, S.A., 2007. Oil Spill Environmental Forensics. Fingerprint and Source Identification.

Academic Press, Waltham.

http://www.bonnagreement.org/

Relatório de Investigação - Plataforma P-53 · 2020. 9. 4. · Figura 1 – Mapa elaborado pela...

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