Análise de riscos de instalações offshore

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APOSTILA DO
CURSO SOBRE ESTUDO DE ANÁLISE DE RISCOS E
PROGRAMA DE GERENCIAMENTO DE RISCOS
_______________________________________________________________________________
Relatório: Apostila do Curso de Análise de Risco/2006
Revisão N: 2
Módulo 12:
Estudo de Caso: Análise de Riscos de
Instalações Offshore
Preparado para:
Ministério do Meio Ambiente
Secretaria de Qualidade Ambiental
DET NORSKE VERITAS

RELATÓRIO TÉCNICO
DET NORSKE VERITAS
REGION SOUTH AMERICA
Rua Sete de Setembro 111,
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Fax:+55 21 2252 1695
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Data primeira edição: Projeto Nº:
20/07/2006 WO53706056
Aprovado por: Unidade Organizacional:
Luiz Fernando Seixas de Oliveira DNV Principia
Cliente: Atenção a:
Ministério do Meio Ambiente - Secretaria de
Qualidade Industrial
Marcus Bruno Malaquias Ferreira e Rita
Lima de Almeida
Apostila fornecida aos participantes dos cursos de Estudo de Análise de Riscos e Programa de Gerenciamento de Riscos
para técnicos do Ministério do Meio Ambiente, IBAMA e OEMAs.
A apostila é constituída de 14 módulos, correspondentes aos módulos de 0 a 13 do Curso. Uma relação com algumas das
referências bibliográficas mais relevantes sobre os assuntos abordados nos módulos é apresentada no Módulo 0.
Neste Módulo 12 são apresentados os seguintes tópicos:
· Apresentar os principais passos para a realização da análise de risco de instalações offshore
· Identificar os principais perigos associados a instalações offshore
· Apresentar os tipos de técnicas utilizadas para avaliações de risco na área offshore
· Discutir as principais diferenças nas A.R.s offshore e onshore
· Apresentar os indicadores de riscos avaliados
· Discutir a questão dos critérios de aceitabilidade de riscos para a área offshore
· Tecer comentários Finais
Relatório Nº Grupo de
Assunto:
Apostila do Curso de Análise de
Risco/2006
Indexing terms
Título Relatório: Palavras chaves: Área de serviço:
ISA 1
Setor de Vendas:
Módulo 12:
Estudo de Caso: Análise de Riscos de
Instalações Offshore
Curso
APP
AQR
Risco
Trabalho executado por:
Flávio Luiz Barros Diniz, Luiz Fernando Seixas de
Oliveira, Mariana Bahadian Bardy e Nilda Visco Vieira
Trabalho verificado por:
Cássia Oliveira Cardoso, Felipe Sodré e Tobias Vieira
Alvarenga
Data desta edição: Rev. Nº.: Número de páginas:
03/04/2007 0 19
Não distribuir sem a permissão do cliente ou
responsável da uinidade organizacional
Livre distribuição dentro da DNV após 3 anos
Estritamente confidencial
Distribuição irrestrita
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meio, incluindo fotocópias ou gravações sem o consentimento por escrito da Det Norske Veritas Ltda.

Módulo 12:
Estudo de Caso: Análise de Riscos de Instalações
Offshore
– WO 53705093
Apostila do Curso de Análise de Risco/2006 Rev.: 1
Flávio Diniz, Luiz Fernando Oliveira, Mariana Bardy e Nilda Visco
ÍNDICE
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................1
2 TIPOS DE INSTALAÇÕES OFFSHORE............................................................................................................2
3 O ACIDENTE DE PIPER ALPHA........................................................................................................................5
4 ANÁLISES DE RISCOS REALIZADAS NA ÁREA OFFSHORE....................................................................7
4.1 Introdução........................................................................................................................................................7
4.2 Análise Histórica de Acidentes ........................................................................................................................8
4.3 APP – Análise Preliminar de Perigos............................................................................................................10
4.4 HAZOP – Análise de Perigos e Operabilidade..............................................................................................10
4.5 Análise de Risco Ambiental............................................................................................................................11
5 PASSOS PARA A REALIZAÇÃO DE ANÁLISES QUANTITATIVAS DE RISCO DE INSTALAÇÕES
OFFSHORE.....................................................................................................................................................................12
5.1 Estrutura Geral do Procedimento de Avaliação de Riscos............................................................................12
6 PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE OS MODELOS UTILIZADOS PARA AQRS ONSHORE E
OFFSHORE.....................................................................................................................................................................14
7 INDICADORES DE RISCO PARA INSTALAÇÕES OFFSHORE ................................................................17
7.1 Risco Social....................................................................................................................................................17
7.2 Riscos Individuais ..........................................................................................................................................18
7.3 Frequëncia de Comprometimento das Funções de Segurança ......................................................................21
8 CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE DE RISCOS..........................................................................................22
8.1 A Necessidade do Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos...............................................22
8.2 Objetivo da Monografia.................................................................................................................................23
8.3 Preceitos para o Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos.................................................23
8.4 Procedimento Utilizado .................................................................................................................................24
8.5 Índices Históricos “Locais” (Bacia de Campos)...........................................................................................25
8.6 Índices Históricos Internacionais ..................................................................................................................29
9 ENFOQUE GERAL PARA CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE ................................................................30
10 VALORES SUGERIDOS PELA MONOGRAFIA ............................................................................................32
11 COMENTÁRIOS FINAIS....................................................................................................................................34
i

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
1
1 INTRODUÇÃO
A análise quantitativa de riscos de instalações offshore vem sendo realizadas para todos os
novos projetos de plataformas offshore desenvolvidos pela PETROBRAS. Essas análises são
realizadas não apenas para se avaliar e reduzir o risco para os trabalhadores das plataformas, como
para:
o dimensionamento de proteção passiva contra incêndio,
dimensionamento de paredes à prova de explosão para segregação de áreas
colocação de detetores de gás nas diversas áreas da plataforma
adoção de medidas para a proteção contra a queda de objetos e
estudos de proteção contra colisão de embarcações.
Neste Módulo 12 são apresentados os seguintes tópicos:
Tipos de instalações offshore
O acidente da Piper Alpha
Passos para a realização da análise de risco de instalações offshore
Principais perigos associados a instalações offshore
Tipos de técnicas utilizadas para avaliações de risco na área offshore
Principais diferenças nas A.R.s offshore e onshore
Indicadores de riscos utilizados na área offshore
Critérios de aceitabilidade de riscos para a área offshore
Comentários Finais

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
2 TIPOS DE INSTALAÇÕES OFFSHORE
Existe uma variedade de instalações utilizadas nas atividades de exploração e produção de
petróleo e gás na plataforma continental marítima (offshore). Dentre elas, os principais tipos são os
seguintes.
Plataformas/navios de perfuração
Plataformas de produção de petróleo
Plataformas de produção de gás
FPSOs (Floating Production, Storage and Offloading)
FSOs (Floating Storage and Offloading)
Sistemas de escoamento offshore (óleo e gás)
Manifolds submarinos de produção
Árvores de natal submarinas (molhadas)
Poços de produção
Os quadros apresentados a seguir ilustram os principais tipos de instalações offshore
Principais Tipos de Instalações Offshore
2
indicados acima.
Plataformas/navios de
perfuração
Plataformas de produção de
petróleo
- Fixas ou flutuantes
Version 31 October 2006 Slide 4

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
FPSOs (Floating Production, Storage and Offloading)
FSOs (Floating Storage and Offloading)
Operação de alívio
Manifolds submarinos de produção
Sistemas de escoamento offshore
(óleo e gás)
3

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
4
Árvores de natal submarinas
(molhadas)
Poços de produção

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
4 – feridos por quedas/impacto da explosão
5
3 O ACIDENTE DE PIPER ALPHA
A plataforma de Piper Alpha foi palco do maior acidente já ocorrido em instalações offshore
de produção de petróleo. Pertencia à Occidental Petroleum estava localizada no setor britânico do
Mar do Norte, localizada a cerca de 200 km a nordeste de Aberdeen. Tratava-se de uma plataforma
fixa do tipo jaqueta situada em uma lâmina d´água de 140m de profundidade.
Em 06/07/88 ocorreu um vazamento de condensado de gás natural que deu origem a uma
forte explosão na plataforma. A explosão causou danos a equipamentos e tubulações iniciando
incêndios secundários e propagando o acidente para outras áreas da plataforma. Na seqüência de
danos causados pelos incêndios secundários, houve a fusão de um “riser” de gás que passava pela
plataforma, o que causou uma nova explosão, ainda mais forte que a primeira e um incêndio que
envolveu a plataforma por completo. O acidente causou a morte de 167 pessoas, das quais duas
eram membros das equipes de resgate que acorreram ao local para auxiliar no salvamento de
vítimas e 165 pessoas que eram parte da tripulação de 226 membros da plataforma.
O quadro abaixo mostra a distribuição das causas de morte das vítimas do acidente. Pode-se
ver que a maior parte das mortes ocorreu por conta de inalação de fumaça e gases (109 pessoas).
Onze mortes ocorreram por causa de afogamento dentre as pessoas que pularam ou caíram no mar.
Somente sobreviveram aqueles que saltaram ao mar, pois a plataforma foi inteiramente destruída
pelo incêndio.
Causas de Morte – Piper Alpha
109 - inalação de fumaça e gás
11 - afogamento
3 - feridos ao saltar da plataforma
1 - ferido por queda de objeto
3 - queimaduras
4 – causas não determinadas
32 corpos não recuperados

Módulo 12:
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– WO 53705093
Para investigar as causas do acidente de Piper Alpha foi instaurado um inquérito público
presidido por Lord Cullen, do qual resultou um extenso relatório (“The Cullen Report”). Em
conseqüência da análise do acidente foram feitas cerca de 110 recomendações, aceitas pelo Governo
Britânico, dentre as quais:
Realização de análise de risco de incêndios/explosões
Realização de análise de risco de entrada de fumaça ou gás no Refúgio Temporário
6
Seguro (“Temporary Safe Refuge”)
Realização de análise de risco do comprometimento dos sistemas de emergência em
caso de acidentes
Realização de análise de evacuação, escape e resgate (EEERA)
Além dos estudos acima, o Relatório Cullen sugeriu que fossem implementados
SISTEMAS DE GESTÃO DE SEGURANÇA (ver Módulo 13 deste curso) em todas as
plataformas.

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
4 ANÁLISES DE RISCOS REALIZADAS NA ÁREA OFFSHORE
4.1 Introdução
Tipicamente, as seguintes análises de risco são realizadas na área offshore:
7
Qualitativas
- Análise Histórica de Acidentes
- APP – Análise Preliminar de Perigos
- HAZOP – Análise de Perigos e Operabilidade
- ARA – Análise de Risco Ambiental
Quantitativas
- Análise Quantitativa de Riscos
- Análise de Risco de Explosões
- Análise de Risco de Incêndios
- Análise de Risco de Queda de Objetos
- Análise de Risco de Colisões
- Análise de Risco de Falhas Estruturais
- Análise de Risco de Acidentes de Transporte

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
8
4.2 Análise Histórica de Acidentes
A realização de uma análise histórica de acidentes consiste no levantamento e análise dos
acidentes ocorridos em instalações offshore semenlhantes áquela que está sendo analisada.
A análise histórica fornece indicações sobre
- Possíveis cenários de acidentes em instalações offshore:
- incêndios, explosões, etc
- Severidade dos acidentes ocorridos em instalações offshore
- Pequenos danos, grandes danos, perda total
- Nº de vítimas fatais por acidente
- Volume de óleo derramado (ver exemplo em quadro abaixo)
- Por tipo de instalação e estágio de operação
- Fixas, flutuante, FPSO
- Perfuração, Produção, Intervenção, Descomissionamento
- Por período
- Ex.: 70-80, 80-90, 90-00, etc
Os principais Bancos de dados de acidentes na área offshore são os seguintes:
USA MMS – Minerals Management Services
DNV WOAD (Worldwide Offshore Accident Database)
SINTEF Blowout Database
PETROBRAS SIGA
Os quadros a seguir contém exemplos de informações típicas obtidas em Análises Históricas
de Acidentes em instalações offshore.

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
Análise Histórica de Acidentes
Exemplo de Resultado (Fonte MMS)
Volume (MMbbl) de Óleo Derramado no Mundo
1971-2000
(Derrames maiores do que 238 barris)
40
35
30
25
20
15
10
5
1971-1980 1981-1990 1991-2000
Version 02 November 2006 Slide 16
9
0
Milhões de Barris (MMbbl)
Outros 0,21 0,54 0,4
Dutos terrestres e marítimos 2,91 1,97 3,01
Instalações 8,72 6,41 1,96
Navios-tanque e embarcações 25,409 9,535 6,564
Exemplo de Resultado (Fonte DNV WOAD)
Período de 1980 a 1997
Worldwide US GoM OCS North Sea
Type of Accident
Mobile Units Fixed Units Mobile Units Fixed Units Mobile Units Fixed Units
Anchor failure 8.35 - 8.72 - 24.98 -
Blowout 10.73 0.88 18.13 0.86 10.62 1.49
Capsize 6.56 0.45 13.60 0.61 2.50 -
Collision 2.78 0.52 3.84 0.46 3.12 1.91
Contact 11.53 0.45 16.39 0.17 16.24 5.10
Crane accident 4.07 0.64 2.79 0.18 15.62 10.62
Explosion 2.78 1.39 5.58 1.26 4.37 7.44
Falling load 8.05 1.07 6.97 0.32 30.61 16.79
Fire 13.02 7.30 17.78 6.87 28.11 42.92
Foundering 5.27 0.16 10.46 0.15 3.12 0.21
Grounding 3.18 - 3.14 - 4.37 -
Helicopter accident 0.60 0.13 0.70 0.11 1.25 0.85
Leakage 3.28 0.04 2.44 0.01 8.74 0.64
List 5.86 0.07 10.46 0.07 7.50 0.21
Machinery failure 1.39 - 1.39 - 0.62 -
Off position 11.53 - 12.55 - 26.23 -
Spill/release 9.44 9.93 5.58 4.62 42.47 133.23
Structural damage 17.09 0.57 22.66 0.37 19.36 5.91
Towing accident 5.86 - 2.09 - 18.74 -
Well problem 14.01 1.28 16.74 0.72 36.23 12.75
Other 2.48 0.54 2.79 0.15 7.50 9.14

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
4.3 APP – Análise Preliminar de Perigos
A Análise Preliminar de Perigos (APP) é uma metodologia estruturada para identificar os perigos
potenciais decorrentes da instalação de novas unidades/sistemas ou da operação de
unidades/sistemas existentes que lidam com materiais perigosos. Esta metodologia é também
comumente chamada de Análise Preliminar de Riscos (APR).
A realização da análise propriamente dita é feita através do preenchimento de uma planilha
com as informações necessárias à avaliação de riscos para cada módulo de análise.
Esta metodologia é exatamente a mesma realizada na área onshore e já foi apresentada no
10
Módulo 3 deste curso.
4.4 HAZOP – Análise de Perigos e Operabilidade
A técnica denominada HAZOP – Análise de Perigos e Operabilidade - visa identificar os
perigos e os problemas de operabilidade de uma instalação de processo. Esta metodologia é baseada
em um procedimento que gera perguntas de maneira estruturada e sistemática através do uso
apropriado de um conjunto de palavras-guia. O principal objetivo de um Estudo de Perigos e
Operabilidade (HAZOP) é investigar de forma minuciosa e metódica cada segmento de um
processo, visando descobrir todos os possíveis desvios das condições normais de operação,
identificando as causas responsáveis por tais desvios e as respectivas conseqüências. Uma vez
verificadas as causas e as conseqüencias de cada tipo de desvio, esta metodologia procura propor
medidas para eliminar ou controlar o perigo ou para sanar o problema de operabilidade da
instalação.
Esta metodologia é exatamente a mesma realizada na área onshore e já foi apresentada no
Módulo 3 deste curso.

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
11
4.5 Análise de Risco Ambiental
Esta análise pode variar desde uma análise qualitativa do tipo APP para identificação e
classificação dos cenários com conseqüências ambientais, até uma análise quantitativa visando a
avaliação da probabilidade de que uma mancha de óleo resultante de um dos cenários de acidente
avaliado
Uma análise qualitativa do tipo APP para identificação e classificação dos cenários com
conseqüências ambientais
Uma análise qualitativa seguida da avaliação da quantidade de óleo vazada para o mar em
cada cenário de acidente
Uma análise qualitativa segui-da
da avaliação da quantidade
de óleo vazada para o mar em
cada cenário de acidente se-guida
da avaliação da trajetó-ria
mais provável de cada
mancha de óleo, avaliada em
função das condições meteoro-lógicas
e oceanográficas mais
prováveis na região (modelo
determinístico de avaliação da
dispersão de óleo no mar)
Uma análise qualitativa segui-da
da avaliação da quantidade
de óleo vazada para o mar em
cada cenário de acidente, se-guida
da avaliação da probabi-lidade
de que a mancha de cada cenário atinja regiões ambientais sensíveis (costa, arquipé-lagos,
etc), avaliada em função da distribuição estatística de condições meteorológicas e
oceanográficas na região (modelo probabilístico de dispersão de óleo no mar). Pode-se ainda
neste caso, avaliar a probabilidade acumulada de que qualquer mancha de óleo atinja as re-giões
sensíveis de interesse.

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
5 PASSOS PARA A REALIZAÇÃO DE ANÁLISES QUANTITATIVAS DE
RISCO DE INSTALAÇÕES OFFSHORE
5.1 Estrutura Geral do Procedimento de Avaliação de Riscos
A estrutura geral de uma avaliação de riscos de instalações offshore é a mesma da avaliação
de riscos de qualquer outro tipo de instalação. Os passos necessários para a sua realização estão
indicados no quadro abaixo, os quais passam pela identificação dos cenários de acidente, pelo
cálculo das suas freqüências e conseqüências associadas, e, finalmente, pela avaliação dos
indicadores de risco, através da combinação das freqüências e conseqüências de todos os cenários.
Após a avaliação dos indicadores de risco vem a questão da aceitabilidade dos valores
obtidos, questão esta que pode ser respondida através da comparação com os limites estabelecidos
nos critérios de aceitabilidade de risco. Caso os valores estejam acima dos critérios e, portanto, os
riscos sejam considerados inaceitáveis, devem ser propostas medidas de redução de riscos e feita a
reavaliação dos mesmos, até que se obtenha valores considerados aceitáveis.
Com os riscos em níveis considerados aceitáveis ou toleráveis, devem ser estabelecidos o
Programa de Gerenciamento de Riscos (PGR) e o Plano de Ação de Emergência (PAE).
AQR de Instalações Offshore: Estrutura Geral
Sim Não
Reavaliar
12
Meteorologia,
população,
Dados de propriedades
falhas e de reparo,
manutenção
Informações
sobre o sistema
Definição do Sistema,
Fronteiras, Objetivos e
Abrangência do
Estudo
Identificação
dos Perigos
Avaliação
das
Frequências
Avaliação
das
Consequências
Avaliação
dos Riscos
Riscos
Aceitáveis?
PGR/PAE
Sugerir medidas
mitigadoras de
Risco

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
Como pode ser visto do quadro acima, a estrutura geral da análise quantitativa de riscos é a
mesma, independentemente do objeto que está sendo avaliado (instalações de processo em terra,
dutos, instalações offshore, etc). O que muda são os modelos de avaliação de freqüência e
consequência, bem como os indicadores utilizados em cada caso. A seguir apresentamos um resumo
comparativo das principais diferenças entre os modelos utilizados nas áreas onshore e offshore.
13

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
6 PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE OS MODELOS UTILIZADOS
PARA AQRS ONSHORE E OFFSHORE
Tal qual para instalações fixas, os indicadores de risco para dutos são também os riscos
Análise Quantitativa de Riscos Offshore
AQR Onshore e Offshore: Existem diferenças?
14
individuais e os riscos sociais.
X
As distâncias de interesse:
- Na área onshore, os recursos vulneráveis de interesse estão situados longe da fonte
- Normalmente, a mais de 100 m
- Na área offshore, os recursos vulneráveis estão muito próximos da fonte
- Na grande maioria das vezes, a menos de 50 m
- Em muitos casos, a 10 – 20 m
Os modelos tradicionais de AQR foram desenvolvidos para a área onshore
Em geral, são bons para grandes distâncias em relação à fonte
- “Far-field models”
- Detalhes em relação à fonte não são muito importantes
- Por exemplo: a 200 ou 300 m, praticamente não faz diferença se a nuvem se
originou de uma fonte pontual ou se teve origem em uma poça com 5-10 m
de diâmetro
- Idem, se há algum obstáculo junto à fonte

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
AQR Onshore e Offshore: Principais Diferenças
R E L A T I V E
C O N C E N T R A T I O N
I N S T A N T A N E O U S
Unified Dispersion Model
Programas PHAST e SAFETI
15
Nuvem gaussiana (gases neutros)
- Fonte pontual
- Meio plano infinito
- Campo de vento uniforme
- Trajetória em linha reta
A V E R A G E
C R O S S W I N D
P O S I T I O N
Gases Pesados
Liberação de Cloro Líquido
Furo de 1”
Visão Superior (“footprint”)
Visão Lateral
Em AQRs de instalações terrestres são normalmente utilizados modelos de dispersão desen-volvidos
para meios planos infinitos, considerando que o campo de ventos é espacialmente unifor-me.
Essas hipóteses são razoáveis para as condições típicas dessas instalações, principalmente por-que
os resultados de interesse são aqueles situados a distâncias relativamente grandes da fonte (“far-field
results”) e, também pelo baixo grau de confinamento/obstáculos do meio onde se dá a disper-são
dos gases.

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
Interesse é o “near-field”, ou seja, a região
próxima da fonte
Geometria da plataforma pode causar grande
distorção na nuvem
Modelagem com CFD consegue representar
bem melhor a realidade
16
Em uma plataforma offshore
Ambiente congestionado e confinado
CFD – “Computational Fluid Dynamics”
Ondas de sobrepressão em dois momentos

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
7 INDICADORES DE RISCO PARA INSTALAÇÕES OFFSHORE
Os indicadores de risco utilizados em AQRs de instalações offshore são os seguintes:
Risco social médio (“Potential Loss of Life”- PLL)
17
Risco individual
· Risco individual médio (em toda a instalação)
· Risco individual por módulo da plataforma
· Taxa de Acidentes Fatais (TAF ou FAR – “Fatal Accident Rate”)
O FAR é muito utilizado como indicador do risco para trabalhadores e,
portanto, presta-se bem como indicador de risco de plataformas offshore, dado
que neste caso, a população exposta é composta unicamente por trabalhadores da
plataforma.
Frequência de comprometimento (“impairment”) das funções de segurança
As funções de segurança típicas para as quais são avaliadas as respectivas freqüências
de comprometimento são:
· Refúgio Temporário Seguro (“TSR – Temporary Safe Refuge”)
· Baleeiras
· Rotas de fuga
· Paredes corta-fogo ou à prova de explosões
7.1 Risco Social
Tipicamente em AQRs de instalações offshore, o único indicador de risco social avaliado é o
chamada “PLL – Potential Loss of Life”. Na realidade este indicador corresponde ao chamado
Risco Social Médio em uma AQR onshore, sendo este um indicador raramente calculado no caso
onshore nas AQRs atuais. Consiste simplesmente do somatório dos produtos da freqüência vezes
conseqüências de cada cenário de acidente (ver quadro mostrado na seção seguinte). Tanto na área
onshore como na offshore, não há critérios de aceitabilidade para este tipo de indicador. O seu
maior uso é em análises custo-benefício de medidas de redução de risco, onde o valor da sua
redução alcançado com a implementação da medida de redução de risco é considerado como o
benefício da medida e comparado ao custo total da implementação da mesma.
Em vista do exposto acima, não dedicaremos mais tempo para esse indicador neste curso.

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
18
7.2 Riscos Individuais
Os Riscos Individuais são os indicadores de risco para pessoas utilizados na área offshore.
Tipicamente são expressos em três formas distintas:
· Risco individual por módulo da plataforma
· Risco individual médio (em toda a instalação)
· Taxa de Acidentes Fatais (TAF ou FAR – “Fatal Accident Rate”)
Para a realização de uma AQR offshore, a plataforma é dividida nos seus módulos
operacionais (área de “risers”, área de “manifold”, área de separação, área de compressão, área de
acomodações, outras). Na avaliação dos riscos individuais, é calculado um valor para cada área ou
módulo da plataforma, de modo que se tem uma visão geral da distribuição dos riscos individuais
para os trabalhadores de cada área/módulo da plataforma. Com essa distribuição pode-se encontrar
as áreas/módulos onde os trabalhadores estão mais expostos a riscos.
O indicador de risco individual mais utilizado é o chamado risco individual médio, o qual
consiste em uma média dos valores de R.I. em todas as áreas/módulos, sendo calculado pela relação
entre o PLL e a população exposta (número médio de pessoas presentes na plataforma). Fornece o
R.I. para um indivíduo médio da plataforma. O quadro abaixo ilustra a relação entre o R.I. médio e
o PLL. Como pode ser visto, a avaliação do R.I. a partir do PLL exige que seja incluído o fator de
percentual de presença do indivíduo na plataforma, pois o PLL é calculado que em cada
área/módulo, haverá sempre pessoas presentes (os trabalhadores da área/módulo), mas esses não são
sempre o mesmo indivíduo, devido ao regime de rotatividade existente na plataforma. No Brasil,
este regime pode ser de 14 por 14 ou de 14 por 21 dias, sendo o primeiro normalmente usado para
subcontratados e o segundo para funcionários da PETROBRAS. A probabilidade de presença para
um dado indivíduo é a relação entre o tempo embarcado e o tempo total do ciclo. Numa base anual,
corresponde ao número de horas que o indivíduo passa embarcado dividido pelo número total de
horas do ano.

Módulo 12:
Offshore
– WO 53705093
Cálculo dos Indicadores de Risco
Risco Social Médio - “PLL - Potential Loss of Life”
n
i i PLL f C n = no. de cenários
T
embarcado
População +
T T
19
Risco Individual
- Médio
=Σ ´
i
embarcado em terra
= ´ PLL
RI medio
Outro indicador muito utilizado na area offshore é o TAF (Taxa de Acidentes Fatais) ou FAR
(“Fatal Accident Rate”, em inglês). O FAR é definido como o número de fatalidades a cada 100
milhões de horas trabalhadas na instalação, ou seja:
FAR = número de vítimas fatais em 108 horas trabalhadas.
Considerando que este é um valor médio calculado para um total de 100 milhões de horas
trabalhadas por todos os trabalhadores da instalação e que o R.I. médio é um valor correspondente
ao número de horas trabalhadas por ano por um dado trabalhador, esses indicadores estão
relacionados pelas relações mostradas no quadro a seguir.
Tendo em vista que a relação entre o FAR e o RI depende do número de horas trabalhadas por
ano pelo trabalhador, então, os valores numéricos dessa relação variam em função do regime de
trabalho a que cada trabalhador está submetido (14 por 14 ou 14 por 21), conforme indicado na
tabela mostrada no segundo quadro a seguir.

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Nº de fatalidade s FAR = ´
Nº de horas trabalhadas por ano
Tabela 4.1 – Valores do FAR para os empregados de plataformas nos regimes de
14/21 e 14/14, para a faixa dos valores de R.I. de maior interesse
FAR
14 por 21 14 por 14
Risco Individual
1,00E-02 310,95 248,76
5,00E-03 155,47 124,38
1,00E-03 31,09 24,88
5,00E-04 15,55 12,44
1,00E-04 3,11 2,49
5,00E-05 1,55 1,24
1,00E-05 0,31 0,25
5,00E-06 0,16 0,12
1,00E-06 0,03 0,02
20
Relações entre RI e FAR
108
R.I. = FAR ´
108
Nº de horas trabalhad as
FAR e R.I.
Regime 14/21 = 3216 h/ano
Regime 14/14 = 4020 h/ano

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7.3 Frequëncia de Comprometimento das Funções de Segurança
Em caso de um acidente de grandes proporções, para que a evacuação da plataforma seja feita
de modo seguro e completo, certas ‘funções de segurança” devem sobreviver aos efeitos do aciden-te
(incêndios e explosões) por um tempo suficientemente longo, de modo a permitir que a evacua-ção
dos trabalhadores seja organizada e executada. Tipicamente essas funções de segurança são:
· Rotas de Fuga: pelo menos uma rota de fuga deve permanecer incólume entre as
principais áreas de trabalho (tratamento de gás, separação, cabeça dos poços, sonda e
áreas de utilidades) e o RTS.
· Refúgio temporário Seguro (RTS): o RTS pode ser todo o módulo de acomodações,
ou um local apropriado (uma pequeno sala) no interior deste módulo ou em uma área
específica da plataforma. O RTS deve reter sua integridade contra incêndios e
explosões e manter condições internas aceitáveis por um tempo especificado.
· Barcos salva-vidas: os barcos salva-vidas suficientes devem permanecer incólumes e
localizados próximo ao RTS de modo a poder acomodar todo o pessoal de
plataforma. Em plataformas onde os barcos salva-vidas são integrados com a
acomodação, não há necessidade de tratar barcos salva-vidas como uma função de
segurança separada.
A frequência de comprometimento de uma determinada função de segurança é a frequência
de ocorrência de acidentes que fazem com que a função de segurança fique indisponível, ou seja,
não possa ser utilizada adequadamente em caso de necessidade durante o acidente. É usualmente
expressa em uma base anual. Dentre as funções de segurança indicadas acima, aquela que tem rece-bido
maior atenção nas AQRs é a frequência de comprometimento do Refúgio Temporário Seguro.
A frequência de comprometimento de funções de segurança tem sido utilizada no Mar do
Norte (notadamente na Noruega e Inglaterra) como um indicador de risco a ser avaliado nas AQRs
e para o qual existe também um critério de aceitabilidade que indica o valor máximo aceitável para
esta freqüência (indicado nas seções seguintes). Trata-se de um indicador que visa fornecer proteção
para a população da plataforma como um todo, podendo ser visto, sob este aspecto, como um
indicador de risco social.
21

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8 CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE DE RISCOS
8.1 A Necessidade do Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos
Como parte do processo de gerenciamento de risco, durante a fase de projeto de uma nova
instalação offshore ou durante a operação de uma instalação existente, decisões devem ser feitas
sobre questões de segurança, tais como:
Quando a operação de uma instalação ou atividade pode ou não ser permitida em função dos
valores de riscos avaliados para a instalação (p.ex., no processo de licenciamento ambiental
da instalação);
Quando medidas são necessárias para reduzir os riscos avaliados;
Quão extensivas precisam ser as medidas de redução de risco;
Quais dentre várias opções de equipamentos de segurança (tais como, dispositivos de
proteção, sistemas de detecção de fogo e gás, equipamentos de combate a incêndio, de
abandono da instalação, etc.) devem ser escolhidos;
Que limite utilizar para o valor segurado de uma instalação
Nota - As seções apresentadas a seguir foram extraídas da seguinte referência (dois dos
autores são também instrutores desse curso):
Luiz Fernando Oliveira, Flávio Diniz e Marcelo Santux, “Critérios de Aceitabilidade de
Riscos na Indústria Offshore”, Monografia apresentada no Curso de Especialização em
Engenharia de Segurança da Universidade Federal Fluminense, em 2004.
22

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23
8.2 Objetivo da Monografia
O objetivo principal da Monografia foi o de propor uma metodologia para o estabelecimento
de critérios de aceitabilidade a serem utilizados na área offshore do Brasil. Assim, os autores não
estavam preocupados com os valores dos limites a serem propostos mas apenas com a
demonstração da viabilidade e coerência da metodologia proposta. Os autores utilizaram unica-mente
fontes de dados disponíveis publicamente na literatura, as quais podem não ter a precisão
requerida para se chegar aos valores limites realmente apropriados para a área offshore no Brasil.
Assim, os valores limites que poderiam ser de fato utilizados dependeriam de uma re-análise
utilizando-se dados mais precisos, os quais certamente encontram-se disponíveis na PETROBRAS.
8.3 Preceitos para o Estabelecimento de Critérios de Aceitabilidade de Riscos
Os critérios de aceitabilidade a serem propostos deverão satisfazer aos seguintes preceitos:
1. Os limites máximos de risco não devem ser superiores aos índices de risco históricos
encontrados na atividade de produção de petróleo offshore na Bacia de Campos;
2. O critério deve garantir um nível adequado de segurança para a continuidade das
instalações existentes e promover a melhoria de segurança para as novas instalações
offshore a serem instaladas no Brasil;
3. Os valores adotados devem ser compatíveis com o que é possível conseguir em
termos de melhoria de segurança sem comprometer a viabilidade econômica das
instalações existentes e dos novos projetos;
4. Os valores adotados devem ser compatíveis com os adotados em outras regiões do
mundo.
O primeiro preceito visa impedir uma redução dos níveis de segurança já alcançados com a
atual política de segurança das instalações utilizada pela PETROBRAS na Bacia de Campos. O
segundo indica que a adoção dos critérios de aceitabilidade deverá promover um aumento de
segurança em relação aos níveis até aqui conseguidos na prática, principalmente para as novas
instalações offshore. Por outro lado, é necessário que a adoção dessa nova política de segurança
baseada na gestão de riscos não comprometa a viabilidade econômica do negócio, o que poderia
acontecer caso os critérios de aceitabilidade fossem exigentes demais e, conseqüentemente de
implementação muito cara. Esta é a idéia do terceiro preceito. O quarto é um reconhecimento de
que o negócio de exploração e produção de petróleo está inserido no contexto da competição global,
que é cada vez mais acirrada. Caso uma empresa nacional estipulasse critérios de aceitabilidade
muito mais exigentes que os seus competidores globais, é muito provável que isso viesse a ter um
impacto significativo sobre seus custos operacionais, o que a levaria a uma perda de competiti-vidade
vis-a-vis o mercado internacional de óleo e gás.

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24
8.4 Procedimento Utilizado
Visando atender aos quatro preceitos enunciados acima e tendo em vista que o critérios a
serem propostos são específicos para os trabalhadores das instalações offshore no Brasil e não para
comunidades externas (público em geral), o procedimento proposto para se estabelecer os referidos
critérios é o seguinte:
1. Obter índices históricos “locais” ou seja, índices de risco indicativos dos valores
históricos representativos dos riscos que os trabalhadores estão atualmente submetidos
nas plataformas da Bacia de Campos (visando o atendimentos aos Preceitos 1 e 2);
2. Obter resultados de várias AQRs já realizadas para plataformas offshore no Brasil e no
exterior, estudar as melhorias propostas e os valores finais alcançados (visando atender
aos Preceitos 2 e 3);
3. Fazer um levantamento de critérios de aceitabilidade adotados em outras regiões do
mundo, por órgãos governamentais e por empresas operadoras de plataformas offshore
de produção de petróleo (visando atender ao Preceito nº 4).
4. Estabelecer valores diferenciados para instalações existentes e para novos projetos,
sendo os valores máximos de risco requeridos para estes últimos inferiores aos das
instalações existentes (visando atender ao Preceito nº 2).

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8.5 Índices Históricos “Locais” (Bacia de Campos)
Para a avaliação dos índices de risco históricos na Bacia de Campos (assim como em qualquer
outro lugar ou atividade) em um determinado período de tempo, são necessários dois dados básicos:
1º) o número de fatalidades ocorridas no período, e 2º) o número de horas trabalhadas no mesmo
período. De posse desses dados, pode-se determinar o valor médio do FAR na Bacia de Campos e,
desse valor, derivar o valor do risco individual histórico para os trabalhadores da Bacia de Campos.
Embora a PETROBRAS disponha de bancos de dados sobre os acidentes ocorridos na Bacia
de Campos, a obtenção desses dados não é uma tarefa fácil para quem não é da PETROBRAS e não
está oficialmente trabalhando para a empresa nesta área, uma vez que os mesmos não estão
publicados na literatura aberta. As principais fontes encontradas foram:
1. A Tese de Mestrado de Denise Faertes, apresentada na COPPE/UFRJ, a qual contém
dados de acidentes, horas trabalhadas e uma avaliação do FAR para os trabalhadores da
Bacia de Campos no período de 1982 a 1993, cuja fonte é a PETROBRAS;
2. A Tese de Doutorado de Denise Faertes, apresentada na Universidade de Sheffield na
Inglaterra, a qual contém uma extensão dos mesmos dados para o período de 1994 a
1998, cuja fonte é a PETROBRAS;
3. O trabalho de Freitas et al., publicado no Caderno de Saúde Pública, Rio de Janeiro,
Fev. 2001, contém dados de acidente no período de 1995 a 1997, fornecidos pelo
SINDIPETRO da Bacia de Campos;
4. Vários artigos de jornal publicados no período de 1998 a 2003, com informações sobre
acidentes e número de vítimas fatais até o ano de 2002.
A Tese de Mestrado de Faertes fornece a seguinte tabela:
25
Risco Individual (/ano)
Atividade Offshore
(1982-1993)
FAR
14 por 21 14 por 14
Total 26 8,36 x 10-4 1,05 x 10-3
Processo 16 5,15 x 10-4 6,43 x 10-4
Não Processo 8 2,57 x 10-4 3,22 x 10-4

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A partir dos dados apresentados na Tese de Doutorado da mesma autora, chega-se à seguinte
26
tabela:
Atividade Offshore R. I. (/ano)*
1994 a 1998 FAR
14 por 21 14 por 14
Total 10.31 3.32 x 10-4 4,14 x 10-4
Processo 0.86 2.77 x 10-4 3,46 x 10-5
Não Processo 9,45 3.04 x 10-4 3,80 x 10-4
No artigo de Freitas e colaboradores (2001) sobre acidentes de trabalho na Bacia de Campos,
os autores apontam a ocorrência de 3 fatalidades no ano de 1996 e 9 em 1998, segundo dados ex-traídos
de várias fontes*. Ainda naquele artigo, é apontado que, segundo dados do SINDIPETRO,
cerca de 6.000 empregados trabalhavam na Bacia de Campos em 1997. Tomando por base este
número de empregados e os números de horas trabalhadas por cada trabalhador por ano em cada um
dos dois regimes de trabalho, conclui-se que anualmente são geradas 19.296.000 horas trabalhadas
no regime de 14/21 e 24.120.000 horas trabalhadas no regime de 14/14. Usando os números de fata-lidades
acima para cada um dos dois anos e considerando que os números de horas trabalhadas esti-mados
para 1997 sejam válidos para os dois anos em pauta, chega-se aos valores de FAR Total
apresentados na tabela a seguir.
FAR
Ano
Nº de
Fatalidades 14 por 21 14 por 14
1996 3 15,55 12,44
1998 9 46,64 37,31
Média nos 2 anos
acima
12 31,09 24,88
Média no período
1994 a 1998*
12 12,44 9,95
* Segundo Freitas e colaboradores, foram utilizados os documentos fornecidos pelo SINDIPETRO-NF à CT-QPP/
CONSEST, ao MPT, constantes do Procedimento Prévio 017/96, e a CPI da ALERJ, sendo estes: relatórios de ocorrências
anormais (ROAs); relatórios de acidentes com lesões (RALs); laudos técnicos da empresa; laudos técnicos da Capitania dos Portos;
atas de reunião da CIPA; comunicados internos; estatísticas de acidentes da empresa; dossiê do SINDIPETRO-NF para a Comissão
Parlamentar de Inquérito da Assembléia Legislativa do Rio de Janeiro; relatórios de inspeção da empresa; comunicações de acidentes
de trabalho (CATs).

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Conforme publicado no jornal “O Estado de São Paulo” de 16/10/02, um levantamento do
Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense mostrava na época que 41 funcionários morreram
em plataformas da Petrobrás na Bacia de Campos desde 1999.* Com base nesta informação, pode-se
considerar que houve 41 fatalidades nos quatro anos (1999 a 2002). Estimando-se conservadora-mente
para este período, um valor médio de 6.600 trabalhadores, ou seja, um crescimento de 10%
sobre o total de funcionários de 1997 (estimado em 6.000 – ver Freitas e colaboradores (2001)),
calcula-se que nestes quatro anos foram realizadas 84.902.400 e 106.128.000 horas trabalhadas para
os regimes de 14/21 e 14/14, respectivamente. A partir desses dados, chega-se, respectivamente, a
48.29 e 38.63 para os valores de FAR nos regimes de 14/21 e 14/14, no período 1999 a 2002. Esses
valores estão bem acima dos valores encontrados para os períodos anteriores, refletindo certamente,
o acidente da P-36 ocorrido no período. Segundo o Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense,
este aumento seria também o resultado do aumento da terceirização ocorrido nos últimos anos (ver
“O Estado de São Paulo” de 16/10/02 – “Sindicalistas culpam terceirização”).
Agrupando as informações disponíveis para os três períodos, obtém-se o quadro mostrado na
tabela abaixo, de onde pode-se concluir que os resultados obtidos na tese de mestrado de Faertes
são muito parecidos aos valores médios de todo o período desde 1982 a 2002, indicando que,
considerando-se o longo prazo, não houve alteração significativa do risco para os trabalhadores das
plataformas da Bacia de Campos neste período.
Horas Trabalhadas FAR
27
Período
Nº de
Fatalidades
14 por 21 14 por 14 14 por 21 14 por 14
1982-1993 65 (40) 250.000.000 250.000.000 26 (16) 26
1994-1998 12 (1) 77.184.000 96.480.000 12,44 (1) 9,95
1999-2002 41 (14) 84.902.400 106.128.000 48,29 (13) 38,63
1982-2002 118 (55) 412.086.400 452.608.000 28,63 (13) 26,07
Nota: Os valores entre parênteses referem-se a estimativas do FAR Processo e do correspondente
número de fatalidades de acidentes de processo em cada período.
* Cabe lembrar que neste período ocorreu o trágico acidente da Plataforma P-36, o qual causou a morte de 11 pessoas.

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Dos valores mostrados anteriormente, pode-se concluir que no período todo desde 1982 a
FAR Risco Individual (/ano)
14 por 21 14 por 14 14 por 21 14 por 14
1982 - 2002
Total 28,63 26,07 9,21 x 10-4 1,05 x 10-3
28
2002:
Atividade Offshore
(1982-1993)
Da tabela acima vê-se que o FAR médio praticado na Bacia de Campos está entre 26 e 28,
considerando que na realidade existe uma mistura dos dois regimes de trabalho indicados na tabela.
Esses valores de FAR corresponde a um R.I. variando entre 9,2 x 10-4/ano e 1,05 x 10-3/ano.
Podemos, portanto, considerar que o R.I. médio histórico da Bacia de Campos é de 1,0 x 10-3/ano,
tomando-se por base os valores de número de fatalidades e horas trabalhadas indicados neste tra-balho.

Módulo 12:
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Dados de Outras Regiões do Mundo
“Safety Performance of the Global EP Industry”
- International Association of Oil and Gas Producers - OGP
Segundo Spouge – DNV
Mar do Norte:
1971 a 1991 FAR=23
Média Mar do
Norte
De 93 a 02
HSE
29
8.6 Índices Históricos Internacionais
Dados extraídos do Relatório de 2003 da OGP (“Organization of Oil and Gas Producers”) que
reúne cerca de 40 companhias produtoras de petróleo do mundo, indicaram valores decrescentes de
FAR no período de 1992 a 2002 (ver figura no quadro abaixo), com um valor médio no período da
ordem de 7.
Segundo trabalho realizado por John Spouge da DNV para o HSE do Reino Unido, o FAR
das atividades petrolíferas no Mar do Norte no período de 1971 a 1991 foi igual a 23, mas após a
introdução dos requisitos recomendados no Relatório Cullen (principalmente a introdução de
sistemas de gestão de segurança e de análise de riscos de incêndio e explosão), os valores de FAR
caíram drasticamente no período posterior a 1992, atingindo um valor médio no período de 1992 a
2002 menor que 2.0. Ou seja, neste último período, a indústria do Mar do Norte conseguiu uma
redução de um fator de 10 para o risco dos seus empregados.
Pode-se concluir, portanto, que os valores de risco individual praticados em outras regiões
produtoras do mundo está bem abaixo do valor histórico encontrado para a Bacia de Campos no
período de 1983 a 2002. É bem possível que dados mais precisos relativos ao período de 1998 a
2002, bem como os programas de segurança implementados pela PETROBRAS nos últimos quatro
anos indiquem valores de risco individual mais baixos do que os encontrados neste trabalho.

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9 ENFOQUE GERAL PARA CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE
O enfoque adotado nos critérios de aceitabilidade utilizados internacionalmente deriva da
proposição feita pelo Royal Society Study Group em 1983, o qual consiste em se utilizar dois valo-res
30
limites:
Um valor limite superior, chamado Limite de Inaceitabilidade, e
Um valor limite inferior, chamado Limite de Aceitabilidade sem Questionamento;
Entre os dois limites situa-se a região denominada ALARP (“As Low as Resonnably
Practicable”).
Este enfoque está exemplificado na figura abaixo.
Região Inaceitável
Região ALARP
Região Aceitável
sem Questionamentos
Limite de Inaceitabilidade
Limite de Aceitabilidade
sem Questionamentos
Um risco situado acima do Limite de Inaceitabilidade, não é aceitável e deve ser reduzido a
qualquer custo, ou então, a instalação não pode ser construída. Um risco abaixo do Limite de
Aceitabilidade sem Questionamento é considerado um risco trivialmente aceitável, para o qual não
há necessidade de qualquer discussão adicional. Na região ALARP, o risco deve ser reduzido, mas
depende do custo das medidas necessárias para reduzi-lo para a região aceitável sem
questionamento. Se o custo for desproporcionalmente alto pode, o risco pode ser mantido na região
ALARP e a instalação ser licenciada.

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Desde a publicação do Relatório Cullen em 1992, o Office of Offshore Safety do HSE do
Reino Unido deixou a cargo de cada operadora a definição dos valores a serem usados nos critérios
de aceitabilidade de risco a serem utilizados nas suas análises quantitativas de risco, mas sugeriu
que tais valores não ultrapassem os seguintes limites:
- RI Médio, no máximo = 10-3/ano (FAR=25)
- Frequência de Comprometimento = 10-3/ano.
O valor sugerido pelo HSE para a freqüência de comprometimento das funções de segurança
corresponde ao valor total da freqüência para todos os tipos de carga acidental (por exemplo:
incêndio, explosão, quedas de objeto, colisões) que possam levar ao comprometimento da função.
Enfoque semelhante foi adotado pela Petroleum Safety Authority, agência governamental
responsável pela segurança das instalações offshore situadas em águas de jurisdição norueguesa. A
única diferença entre os dois órgãos acima (HSE e PSA) reside no valor limite sugerido para a
freqüência de comprometimento das funções de segurança, que a Noruega recomenda o valor de 1,0
x 10-4/ano para cada tipo de carga acidental ou alternativamente, o valor de 5,0 x 10-3/ano para todas
as cargas acidentais combinadas.
31

Módulo 12:
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10 VALORES SUGERIDOS PELA MONOGRAFIA
Considerando os valores históricos “locais” (da Bacia de Campos), os valores históricos inter-nacionais,
os valores encontrados em trabalhos recentes de análise quantitativa de risco realizados
tanto no Brasil como no exterior (mostrados na Monografia), bem como os valores limites sugeri-dos
por órgãos de outros países, foram sugeridos os limites indicados nos dois quadros abaixo, res-pectivamente,
para instalações existentes e para instalações novas.
Para a freqüência de comprometimento das funções de segurança, os autores da Monografia
sugeriram os limites propostos pela PSA (Petroleum Safety Authority) da Noruega, pelo menos
para instalações novas, por serem um pouco mais exigentes que o sugerido pelo HSE do Reino
Unido. Para instalações existentes poderia ser utilizado o limite sugerido por este último órgão.
Critérios Propostos na Monografia para o Setor Offshore
Brasileiro
2.0 x 10-3 Limite máximo para o R.I. por Módulo
32
RI para Instalações Existentes
Região Inaceitável para
O R.I. Médio
Região ALARP
Região Aceitável
sem Questionamentos
Limite de Inaceitabilidade para o R.I. Médio
sem Questionamentos
1.0 x 10-3
1.0 x 10-5

Módulo 12:
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Critérios Propostos na Monografia para o Setor Offshore
Brasileiro
1.0 x 10-3 Limite máximo para o R.I. por Módulo
33
RI para Instalações Novas
Região Inaceitável para
O R.I. Médio
Região ALARP
Região Aceitável
sem Questionamentos
Limite de Inaceitabilidade para o R.I. Médio
sem Questionamentos
5.0 x 10-4
1.0 x 10-5
Notas:
- Os critérios propostos acima dependem dos valores dos dados históricos utilizados.
Dados mais precisos, tanto para o número de fatalidades quanto para o montante de
horas trabalhadas, poderiam resultar na proposição de outros valores para os
critérios.
- A proposta acima foi feita apenas com a finalidade de exemplificar a metodologia
utilizada na Monografia, sendo de responsabilidade dos seus autores e não da DNV.

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11 COMENTÁRIOS FINAIS
De um modo geral, os riscos em instalações offshore têm causas mais diversificadas do que
aqueles em instalações terrestres.
Duas diferenças fundamentais entre instalações offshore e terrestres, que devem ser levadas
em conta nas respectivas análises quantitativas de risco são que:
As instalações offshore são muito mais congestionadas e apresentam um grau de
confinamento muito maior que as instalações terrestres;
Os efeitos dos acidentes em instalações offshore devem ser avaliados para o “near-field”, ou
seja, para distâncias bem próximas à fonte, enquanto, nas instalações terrestres, geralmente
os efeitos de interesse são aqueles que ocorrem a distâncias relativamente longas (“far-field”),
onde encontram-se normalmente as populações de interesse.
Levando-se em conta as diferenças indicadas acima, pode-se concluir que:
As AQRs de instalações offshore requerem a utilização de tecnologia mais avançada do que
as utilizadas para instalações em terra, ou seja, requerem a utilização de modelos à base de
CFD (Dinâmica de Fluidos Computacional), os quais utilizam a geometria tri-dimensional
das plataformas em suas avaliações.
Outro comentário de grande relevância para instalações offshore é que para se poder usufruir
os benefícios da realização de análises quantitativas de risco é necessário que sejam estabelecidos
critérios de aceitabilidade de risco (também relevante para quaisquer outros tipos de instalações).
Conforme mostrado na Monografia de Oliveira, Diniz e Santux, a definição de critérios de aceita-bilidade
embasados na experiência histórica das operadoras é tecnicamente viável. Tais critérios
podem ser estabelecidos de forma a promover melhorias de segurança para as novas instalações
offshore em comparação às instalações já existentes.

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