RISCOS REGULATÓRIOS DO PRÉ-SAL.

RISCOS REGULATÓRIOS DO PRÉ-SAL.


Em 20/07/2012 a Agência Nacional de Petróleo – ANP divulgou o relatório final de investigação sobre o vazamento de óleo no Campo de Frade: INVESTIGAÇÃO DO INCIDENTE DE VAZAMENTO DE PETRÓLEO NO CAMPO DE FRADE – RELATÓRIO FINAL.

Com o início das operações do Pré-Sal, um tema de alto significado estratégico para o Brasil em termos de segurança energética é a correta avaliação do significado das consequências deste relatório da ANP, para se evitar acidentes que possam vir a ameaçar a exploração de petróleo destas novas reservas nacionais.

A principal deficiência que se observa é a elaboração do relatório somente pela agencia reguladora, cuja atuação foi questionada por diversos analistas e autoridades dos poderes legislativo e judiciário. O Deputado Zequinha Sarney, em audiência na Comissão de Meio Ambiente da Câmara dos Deputados fez críticas à incapacidade da ANP e do IBAMA em produzir informações próprias sobre as condições do acidente, tendo que recorrer a informações da própria operadora, além de levantar dúvidas sobre a capacidade de fiscalização da ANP.

Os órgãos reguladores precisam estar melhores equipados em termos de pessoal e tecnologias adequadas para fiscalizar e atuar em casos de acidente, pois o seu desempenho neste caso se revelou bastante frágil, restando aos mesmos um papel de “ir a reboque dos fatos” de modo que foram obrigados inicialmente a manter uma posição defensiva. Somente após uma clara manifestação da Presidenta Dilma, estes exerceram um papel mais ativo.

O relatório final cita como uma das causas principais do acidente falhas na elaboração do projeto do poço 9-FR-50DP-RJS. Em todas estas citações não ficaram claros os motivos pelos quais a ação do órgão regulador não foi capaz de identificar previamente estas falhas apontadas pelo próprio órgão, tanto no sumário executivo do relatório quanto nas conclusões.

No Sumário Executivo

• A Chevron, apesar de ter declarado à ANP que iria perfurar um poço “9”, ou seja, especial, se utilizou do critério de tolerância de kick para um poço de desenvolvimento (Development Project), quando os fatos demonstraram que o mesmo deveria ter sido considerado um projeto de avaliação (Appraisal Project).

• O projeto utilizado pela concessionária para o poço 9-FR-50DP-RJS, associado às condições de operação, contribuiu para que a Chevron, por si só, não tivesse conseguido controlar o poço.

Nas Conclusões.

• A Chevron desconsiderou, na elaboração do projeto do poço 9-FR-50DP-RJS, os dados de teste do poço 4-TXCO-2D-RJS, perfurado em 15/05/2001, que
indicavam um LOT (Leak Off Test) de 10,3 ppg, bem como os FITs (Formation Integrity Tests) dos revestimentos de superfície dos poços 7-FR-2HP-RJS e 7- FR-21HP-RJS, perfurados em 2008 e 2009, que indicavam 10,19 ppg e 10,1 ppg, respectivamente. A estimativa de gradiente de pressão na formação que fraturou, dando início ao underground blowout, apontou para um valor de 10,23 ppg, conforme item 3.1.1, indicando que estes dados de poços de correlação jamais poderiam ter sido desconsiderados;

• Se a Chevron tivesse utilizado os dados disponíveis de poços de correlação, o projeto que foi utilizado para o poço 9-FR-50DP-RJS teria se mostrado inviável. Necessariamente, uma maior profundidade de assentamento da sapata, o aumento do número de fases e/ou outras medidas para tornar os riscos aceitáveis deveriam ter sido adotadas para que o projeto passasse pelo processo de aceitação;

• Se a Chevron tivesse utilizado dados de incerteza da pressão dos poros compatíveis com um projeto de avaliação, caso do poço 9-FR-50DP-RJS, classificado pela própria empresa como “especial”, o resultado do critério de tolerância ao kick indicaria a necessidade de alteração da profundidade de
assentamento desta sapata, do número de fases ou a adoção de outras
medidas para tornar os riscos aceitáveis;

•A Chevron não efetuou a gestão da mudança do projeto de poço, quando foi detectado que o topo do último tampão de cimento do abandono do poço 9-FR- 46DP-RJS ficou 175 m abaixo do previsto. Dessa forma, a região logo abaixo da sapata de 13 3/8”, onde seria efetuado o ganho de ângulo (KOP – Kick Off Point) do primeiro sidetrack, ficou sem cimento. As regiões imediatamente abaixo da sapata são, geralmente, as mais frágeis durante a perfuração. A continuação da operação sem a realização de um processo de gestão de mudanças (MOC) evidencia a baixa percepção de riscos da empresa e o não atendimento da regulamentação da ANP, além de ferir as boas práticas da indústria do petróleo.

Se compararmos com o processo de licenciamento de usinas nucleares, podemos verificar que desde a emissão do PSAR (Preliminary Safety Analisis Report) até a emissão da LI (Licença de Instalação), há um processo intenso de analise e sucessivas interações entre o órgão licenciador e a operadora envolvendo requisitos de segurança e exigências da primeira em relação ao projeto, e diversas rodadas de esclarecimentos, até a aprovação do FSAR (Final Safety Analisis Report).

O que se pode depreender das citações do relatório da ANP é que na fase de elaboração e verificação do projeto a agência reguladora não teve acesso ao projeto ou, se teve, não foi capaz de identificar as falhas no mesmo, que depois vieram a ser apontadas como causas do desastre, demonstrando que o arcabouço regulatório desta atividade necessita de correções e aperfeiçoamentos.

Em ambos os casos requer-se uma reavaliação dos procedimentos de licenciamento e mesmo da estrutura da agência para dar conta com eficácia da tarefa de aprovação dos projetos dos poços de sondagem e exploração. A própria agência indica nos pontos acima apresentados, que a operadora não atendeu na elaboração do projeto aos requisitos da ANP e das normas internacionais próprias do setor de petróleo e gás, mas não comenta e nem analisa os motivos e lacunas regulatórias que permitiram estas omissões.

A pergunta que se coloca é porque esta mesma regulamentação não contempla fases intermediárias de verificação de modo a detectar estas não conformidades ainda na fase de projeto, que se existissem e o órgão estivesse capacitado tecnicamente, seriam certamente detectadas e corrigidas, tendo sido evitado a ocorrência do acidente.

Portanto, uma recomendação que falta no relatório da ANP, por razões óbvias, é uma análise crítica da atuação do próprio órgão regulador e do arcabouço regulatório sob o qual sua ação se desenvolve.

Outro fator que se nota a partir da leitura do relatório foi a omissão de analises, descrições ou propostas com caráter visando à prevenção da ocorrência de novos eventos do mesmo gênero, atendo-se o relatório exclusivamente ao evento em foco. Os relatórios de investigação do acidente da BP no Golfo do México dedicam parte expressiva a identificar medidas de correção no processo fiscalizador e de licenciamento de operadores de modo a prevenir novos eventos.

No caso do acidente da BP no Golfo do México, assim como outros graves acidentes na área nuclear e espacial nos EUA, as comissões de investigação tem um caráter muito mais independente e abrangente. Somente para ficarmos com o caso da BP, na mesma área do acidente da Chevron, citamos dois relatórios muito abrangentes de investigação patrocinados pelo governo dos EUA com ampla participação de especialistas e acadêmicos integrantes e não integrantes de organismos governamentais:

1) Relatório Requerido pelo Presidente Obama: Deep Water – The Gulf Oil Disaster and the Future of Offshore Drilling, Report to the President; National Commission on the BP Deepwater Horizon; January 2011

2) Relatório requerido pela Secretaria do Interior (equivalente ao nosso Ministério da Justiça) à Academia Nacional de Engenharia e ao Conselho Nacional de Pesquisa: Macondo Well–Deepwater Horizon Blowout – Lessons for Improving Offshore Drilling Safety; Committee for Analysis of Causes of the Deepwater Horizon Explosion, Fire, and Oil Spill to Identify Measures to Prevent Similar Accidents in the Future; Marine Board; Board on Environmental Studies and Toxicology

As autoridades das áreas de energia e ambiental no Brasil precisam observar estas boas práticas de países com sistemas regulatórios mais consolidados e adotá-las, sem preconceitos ou receios, pois o interesse do País e a segurança da população e do ambiente deve ser prioridade, acima dos interesses políticos e comerciais – em suma, em se tratando do futuro das explorações do pré-sal, estamos tratando de um tema de interesse do Estado Brasileiro e não tão somente do Governo ou da Petrobrás e demais operadoras.

Há que se verificar também se na recente emissão da Licença Ambiental da Fase 1 do Pré-Sal, o IBAMA considerou as deficiências regulatórias acima apontadas e caso estas medidas não tenham sido tomadas, recomendamos uma revisão desta licença.

Engenheiro Everton Carvalho
Presidente da ABIDES

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