1
GLADSTON FRANCISCO PAOLUCCI PIMENTA
UTILIZAÇÃO DE INDICADORES DE EMISSÕES ATMOSFÉRICAS
COMO FERRAMENTA DE DECISÃO EM PROJETOS DE UNIDADES
MARÍTIMAS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS
Dissertação apresentada ao Curso de Pós-Graduação Stricto
Sensu em Sistemas de Gestão da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de
Mestre em Sistemas de Gestão. Área de concentração: Gestão
do Meio Ambiente.
Orientador: Prof. Fernando Toledo Ferraz, D.Sc.
Niterói
2005
2
GLADSTON FRANCISCO PAOLUCCI PIMENTA
UTILIZAÇÃO DE INDICADORES DE EMISSÕES ATMOSFÉRICAS
COMO FERRAMENTA DE DECISÃO EM PROJETOS DE UNIDADES
MARÍTIMAS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS
Dissertação apresentada ao Curso de Pós-Graduação Stricto
Sensu em Sistemas de Gestão da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de
Mestre em Sistemas de Gestão. Área de concentração: Gestão
do Meio Ambiente.
Aprovada em __________ de 2005.
BANCA EXAMINADORA
_______________________________________________________________
Prof. Fernando Toledo Ferraz, D.Sc. – Orientador
Universidade Federal Fluminense
_______________________________________________________________
Prof. Fernando Benedicto Mainier, D.Sc.
Universidade Federal Fluminense
_______________________________________________________________
Prof. Paulo José Adissi, D.Sc.
Universidade Federal da Paraíba
Niterói
2005
3
AGRADECIMENTOS
À minha esposa, Gracir, por proporcionar todo o suporte familiar necessário durante os
períodos em que tive de me ausentar do lar.
Aos meus filhos Ciro, Juliana e Fabrício, pela compreensão em ter reduzido tempo dedicado à
família.
Ao professor Fernando Toledo Ferraz, da UFF, pela orientação recebida;
À amiga Regina Célia, pelo apoio e comentários à dissertação.
4
Para meus pais, Filemon (in memoriam) e Paulina (in memoriam), que me
colocaram na estrada da vida com valores imprescindíveis para a boa
caminhada.
5
RESUMO
Esta dissertação apresenta um estudo da utilização de indicadores ambientais na fase
de projeto de unidades marítimas de produção de óleo e gás. Os indicadores utilizados
representam a taxa de emissão de gases de efeito estufa (GEE) por unidade de óleo
equivalente produzido (I1) e a taxa de emissão de gases de efeito estufa por unidade de
energia gasta com combustíveis (I2). O trabalho contém uma descrição do problema do
aquecimento global, de forma a mostrar a relevância das ações de redução de emissão de
GEE. Faz parte do trabalho também um resumo da legislação e dos acordos internacionais
sobre emissão de GEE. Foram apresentados os resultados da avaliação dos indicadores
propostos para 31 (trinta e uma) unidades marítimas de produção existentes. Os dados de
emissão de poluentes, produção de óleo e gás e de consumo de energia e combustíveis obtidos
das unidades marítimas foram alterados com o auxílio de um multiplicador, de forma que os
valores apresentados não correspondem aos valores reais. A proposta desta metodologia é
disponibilizar uma comparação entre os valores de emissão de GEE obtidos no projeto e
indicadores de desempenho ambiental, de forma a orientar a escolha dos equipamentos e
sistemas a serem utilizados durante os projetos de unidades marítimas de produção,
possibilitando que, além dos aspectos econômicos, possa ser considerada uma vertente
ambiental nesta seleção.
Palavras-chaves: Gestão Ambiental, Prevenção da Poluição, Indicadores Ambientais, Gases
de efeito estufa.
6
ABSTRACT
This essay presents the study of utilization of environmental indicators in oil and gas
offshore production unit design. The indicators in question represent the tax of greenhouse
gas emissions per produced equivalent oil (I1) and the tax of greenhouse gas emissions per
energy consumption with fuels (I2). This essay describes the problem of global warming, in
order to point out the weightiness of GEE reduction actions. This essay also describes
international legislation and agreements concerning GEE emission. In the end is presented the
results of the evaluation of the proposed indicators for 31 existing offshore units. The
presented values of emissions, oil and gas production, energy and fuel consumption of the
units were multiplied by factors and do not match with the real values. The proposal of this
methodology is to turn available a comparison between the values of GEE emissions obtained
in the project and the environmental indicators I1 and I2, to be used as an environmental
matter during an offshore unit design, to be considered with the economic decisions in the
choice of equipment and systems.
Key-words: Environmental Management, Pollution Prevention, Environmental Indicators,
Greenhouse gases.
7
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1 – O efeito estufa......................................................................................................... 19
FIGURA 2 – Crescimento da concentração de CO2 na atmosfera nos últimos 250 anos...........
22
FIGURA 3 – Concentração de CO2 na atmosfera no ano 1000 a 2000.......................................
23
FIGURA 4 – Variações na temperatura da superfície da Terra do ano 1000 até o ano 2100......
24
FIGURA 5 – Unidade marítima de produção do tipo FIXA........................................................ 39
FIGURA 6 – Unidade marítima de produção do tipo FPSO........................................................ 39
FIGURA 7 – Unidade marítima de produção do tipo Semi-submersível..................................... 39
FIGURA 8 – Tipos de unidades marítimas de produção.............................................................. 39
FIGURA 9 – Atividade básica de uma unidade marítima de produção....................................... 40
FIGURA 10 – Esquema simplificado de uma unidade marítima de produção............................
40
FIGURA 11 – Sistema de alívio e despressurização de uma unidade marítima de
produção................................................................................................................
41
FIGURA 12 – Emissões de CO2 por tipo de atividade, reportado pelos participantes da OGP..
43
FIGURA 13 – Emissões de CH4 por tipo de atividade, reportado pelos participantes da OGP..
44
FIGURA 14 – Taxa de emissão de CO2 na produção de óleo e gás na Noruega no ano de
2002.......................................................................................................................
45
FIGURA 15 – Emissões de CO2 por unidade de hidrocarboneto produzido pelos participantes
da OGP................................................................................................................... 50
FIGURA 16 – Emissões de CH4 por unidade de hidrocarboneto produzido pelos participantes
da OGP................................................................................................................... 51
FIGURA 17 – A estrutura da sistemática de gerenciamento de projetos do PRODEP................ 56
FIGURA 18 – Principais atividades de cada fase da sistemática de projetos do PRODEP......... 57
FIGURA 19 – A Cadeia de Valor para projetos........................................................................... 59
FIGURA 20 – Curva de valor da Sistemática do PRODEP......................................................... 60
FIGURA 21 – Fluxograma de comparação do indicador I1 na fase de projeto........................... 81
FIGURA 22 – Fluxograma de comparação do indicador I2 na fase de projeto........................... 83
8
LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICO 1 – Indicador I1 para todas as unidades avaliadas..................................................
70
GRÁFICO 2 – Indicador I1 para as unidades do tipo fixa........................................................ 71
GRÁFICO 3 – Indicador I1 para unidades tipo fixa com e sem geração própria.....................
72
GRÁFICO 4 – Indicador I1 para unidades tipo fixa com geração própria................................ 73
GRÁFICO 5 – Indicador I1 para unidades tipo FPSO.............................................................. 73
GRÁFICO 6 – Indicador I1 para unidades tipo SS...................................................................
74
GRÁFICO 7 – Indicador I2 para todas as unidades avaliadas..................................................
75
GRÁFICO 8 – Indicador I2 para todas as unidades avaliadas (desprezando U-28).................
76
GRÁFICO 9 – Indicador I2 para as unidades tipo fixa (desprezando U-28)...........................
77
GRÁFICO 10 – Indicador I2 para as unidades tipo fixa com e sem geração própria
(desprezando U-28).........................................................................................
78
GRÁFICO 11 – Indicador I2 para as unidades tipo FPSO........................................................ 79
GRÁFICO 12 – Indicador I2 para as unidades tipo SS............................................................. 79
9
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 – Comparação entre a concentração de CO2, CH4 e N2O na atmosfera entre o
período do ano 1000 até 1750 e o ano 2000....................................................... 25
TABELA 2 – Potencial de Aquecimento Global (GWP) do CO2, CH4 e N2O......................... 27
TABELA 3 – Emissão de CO2 equivalente nas unidades de produção..................................... 62
TABELA 4 – Produção de óleo e gás e consumo de combustíveis das unidades marítimas
de produção da PETROBRAS ........................................................................
63
TABELA 5 – Produção de óleo equivalente e consumo de energia com combustíveis...........
66
TABELA 6 – Indicador I1......................................................................................................... 68
TABELA 7 – Indicador I2......................................................................................................... 69
10
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
AACE
ABNT
ANP
APPEA
BYE
CAPP
CH4
CO2
CONAMA
COP
COV
CQNUMC
DISR
DOI
E&P
EMBRAPA
EPA
EUA
FIESP
FPSO
GEE
GGFR
GR
GSD
GWP
HFC
ICA
IDA
IDG
IDO
IPCC
ISO
LFE
MCT
MDL
MMS
MPE
N2O
NOK/l
NOK/Sm3
NOx
OECD
Association for the Advancement of Cost Engineering
Associação Brasileira de Normas Técnicas
Agência Nacional do Petróleo
Australian Petroleum Production and Explorations Association
Based Year Emissions
Canadian Association of Petroleum Products
Metano
Dióxido de Carbono
Conselho Nacional do Meio Ambiente
Conferência das Partes
Compostos Orgânicos Voláteis
Convenção-quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima
Department of Industry, Science and Resources
Department of Interior
Exploração e Produção
Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária
Environmental Protection Agency
Estados Unidos da América
Federação das Indústrias do Estado de São Paulo
Floating, Production Storage and Offloading
Gás (gases) de Efeito Estufa
Global Gas Flaring Reduction
Grupo de Revisão
Grupo de Suporte à Decisão
Potencial de Aquecimento Global
Hidrofluorcarbono
Indicadores de Condição Ambiental
Indicadores de Desempenho Ambiental
Indicadores de Desempenho Gerencial
Indicadores de Desempenho Operacional
Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima
International Organization for Standardization
large final emitter
Ministério da Ciência e Tecnologia
Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
Minerals management Service
Ministério do Petróleo e Energia
Óxido Nitroso
Coroas Norueguesas por litro
Coroas Norueguesas por Metro Cúbico Padrão
Óxidos de Nitrogênio
Organization for Economic Co-operation and Development
11
OGP
OLF
PFC
PMBoK
PMI
ppbv
ppmv
PRODEP
PSLA
SAG
SF6
SIGEA
SIP
SMS
SOx
STM
UN
UNFCCC
UNICAMP
VOC
WMO
Internatinal Association of Oil & Gás Producers
Oil Industry Association
Perfluorcarbono
Project Management Book of Knowledge
Project Management Institute
Partes por Bilhão em Volume
Partes por Milhão em Volume
Programa de Desenvolvimento e Execução de Projetos de E&P
Petroleum Submerged Lands Act
Sistema de Atividades do Gás
Hexafluoreto de Enxofre
Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas
Sistema de Informação da Produção
Segurança, Meio ambiente e Saúde
Óxidos de Enxofre
Sistema de Transportes Marítimos
Nações Unidas
United Nations framework Convention on Climate Change
Universidade de Campinas
Volatile Organic Compounds
World Metereological Organization
12
SUMÁRIO
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
2
2.1
2.1.1
2.1.2
2.1.3
2.1.4
2.1.5
2.2
2.2.1
2.2.1.1
2.2.1.2
2.2.1.3
2.2.1.4
2.2.1.5
2.2.2
2.3
2.3.1
2.3.2
2.4
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.7
2.7.1
2.7.2
2.7.3
2.7.4
3
3.1
3.2
INTRODUÇÃO ...................................................................................................
DEFINIÇÃO DO PROBLEMA ...........................................................................
OBJETIVO DO ESTUDO ....................................................................................
DELIMITAÇÃO DO ESTUDO ...........................................................................
QUESTÃO DO ESTUDO ....................................................................................
METODOLOGIA ................................................................................................
REVISÃO DA LITERATURA ..........................................................................
O PROBLEMA DAS MUDANÇAS CLIMÁTICAS ..........................................
O aquecimento global e o efeito estufa...............................................................
Os gases de efeito estufa......................................................................................
Potencial de aquecimento global (GWP) ..........................................................
Histórico dos principais acordos e encontros mundiais sobre mudança do
clima .....................................................................................................................
Perspectivas para os países partes não Anexo I ...............................................
A LEGISLAÇÃO APLICÁVEL...........................................................................
A legislação internacional...................................................................................
Inglaterra ...............................................................................................................
Noruega..................................................................................................................
Estados Unidos.......................................................................................................
Austrália.................................................................................................................
Canadá....................................................................................................................
Política em relação aos GEE No Brasil............................................................
UNIDADES MARÍTIMAS DE PRODUÇÃO......................................................
Tipos de unidades marítimas de produção.......................................................
Principais sistemas de uma unidade marítima de produção...........................
PRINCIPAIS FONTES DE EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA.......
INDICADORES DE DESEMPENHO AMBIENTAL..........................................
O SISTEMA DE GESTÃO DE EMISSÕES ATMOSFÉRICAS DA
PETROBRAS (SIGEA).........................................................................................
O SIGEA...............................................................................................................
O módulo de cálculo............................................................................................
CONTEXTUALIZAÇÃO DO TRABALHO NA METODOLOGIA DE
EXECUÇÃO DE PROJETOS DA PETROBRAS................................................
O Programa de Desenvolvimento e Execução de Projetos de E&P –
PRODEP...............................................................................................................
Descrição da sistemática de gerenciamento de projetos...................................
Principais atividades das fases Projeto Conceitual e Projeto Básico..............
A cadeia de valores e a potencialização do valor do projeto............................
LEVANTAMENTO E TRATAMENTO DE DADOS ....................................
LEVANTAMENTO DE DADOS.........................................................................
FATOR DE CONVERSÃO DE VOLUME DE GÁS PRODUZIDO PARA
ÓLEO EQUIVALENTE........................................................................................
14
14
16
16
17
17
18
18
18
21
26
28
32
33
33
33
34
35
35
36
37
38
38
40
42
46
51
51
54
55
55
56
57
59
61
61
64
13
3.3
3.4
3.5
4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.3
4.3.1
4.3.2
5
5.1
5.2
FATORES DE CONVERSÃO DE CONSUMO DE ÓLEO DIESEL E DE
GÁS COMBUSTÍVEL EM ENERGIA CONSUMIDA COM
COMBUSTÍVEIS.................................................................................................
INDICADOR I1.....................................................................................................
INDICADOR I2.....................................................................................................
ANÁLISE DOS DADOS OBTIDOS..................................................................
INDICADOR I1.....................................................................................................
Indicador I1 para unidades marítimas..............................................................
Indicador I1 para unidades do tipo FPSO........................................................
Indicador I1 para unidades do tipo SS..............................................................
INDICADOR I2.....................................................................................................
Indicador I2 para unidades fixas........................................................................
Indicador I2 para unidades do tipo FPSO........................................................
Indicador I2 para unidades do tipo SS..............................................................
UTILIZAÇÃO DOS INDICADORES I1 E I2 DURANTE A FASE DE
PROJETO .............................................................................................................
Indicador I1 .........................................................................................................
Indicador I2..........................................................................................................
CONCLUSÕES....................................................................................................
CONSIDERAÇÕES FINAIS................................................................................
SUGESTÕES PARA FUTURAS PESQUISAS...................................................
65
67
68
70
70
71
73
74
75
77
79
79
80
80
82
84
84
85
14
1
INTRODUÇÃO
1.1
DEFINIÇÃO DO PROBLEMA
As questões relativas às mudanças climáticas vêm sendo consideravelmente
debatidas no meio científico durante os últimos anos. Segundo a Convenção-Quadro das
Nações Unidas sobre Mudança do Clima - UNFCCC – (MINISTÉRIO DA CIÊNCIA E
TECNOLOGIA, 2005) as concentrações atmosféricas dos gases de efeito estufa aumentaram
drasticamente nos últimos 100 anos, o que pode gerar temperaturas mais altas e novos padrões
climáticos nas próximas décadas e séculos.
Segundo o Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima - IPCC (2000) avanços consideráveis foram feitos no conhecimento da ciência da mudança do clima desde
1990 e novos dados e análises encontram-se disponíveis. No mesmo documento, a entidade
afirma que as concentrações de gases de efeito estufa vêm aumentando desde a época préindustrial (desde cerca de 1750), tendendo a aquecer a superfície da Terra e produzir outras
mudanças climáticas. As previsões das conseqüências destas modificações no clima são as
mais diversas. Segundo o IPCC (2000) o nível do mar subiu cerca de 10 a 25 cm nos últimos
100 anos, e o aquecimento e a conseqüente expansão dos oceanos podem responder por cerca
de 2 a 7 cm do aumento observado. Cook (2005) coordenou um projeto onde pesquisadores
mediram 244 geleiras da Península Antártica. Registros fotográficos obtidos desde 1940
mostram que 87% delas apresentaram um recuo em relação ao mar. Este recuo foi atribuído
ao aumento da temperatura na região, que subiu aproximadamente 2ºC nos últimos 50 anos.
A Universidade de Campinas (Unicamp) e a Empresa Brasileira de Pesquisa
Agropecuária (Embrapa) conduziram um projeto chamado CT-Hidro, que avaliou o possível
impacto causado pelo aquecimento global em cinco culturas agrícolas perenes no Brasil
(Assad, 2005). As simulações realizadas apontam que um aumento de 5,8ºC na temperatura
média do ar causaria uma redução de até 75% da área potencial produtiva de soja, causando
ainda uma redução de 37% para o milho, 36% para o feijão e 51% para o arroz. No caso do
café, foi avaliado o cultivo do café arábica nos Estados de Goiás, Minas Gerais, São Paulo e
Paraná. Com este aumento de temperatura a restrição ao cultivo atingirá mais de 95% da área
dos estados citados, inviabilizando praticamente a cultura do cafeeiro. De acordo com os
modelos de simulação preconizados pelo IPCC, um aumento de temperatura de 5,8ºC pode
15
ser atingido num prazo de 100 anos, caso o perfil de emissões de gases de efeito estufa não se
modifique.
Os meios científicos e de comunicação têm reportado diversas previsões em relação
às possíveis alterações no meio ambiente causadas pelo aquecimento global. As preocupações
sobre mudanças climáticas tomaram dimensões globais, o que se refletiu na criação de fóruns
internacionais de discussão sobre o assunto, que serão abordados no segundo capítulo deste
trabalho.
A criação do Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima (Intergovernmental
Panel on Climate Change - IPCC) em 1988, a evolução das discussões nas Conferências das
Partes (COP) e a conseqüente criação do Protocolo de Quioto representaram passos marcantes
para que os países envolvidos pudessem enfrentar o problema de maneira mais adequada.
O Protocolo de Quioto estabelece metas de redução de emissões para os países
desenvolvidos. Para que estes possam atender às metas estabelecidas foram criados três
mecanismos de flexibilização: o Comércio de Emissões, a Implementação Conjunta e o
Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL). De acordo com Victer (2005) o Mecanismo
de Desenvolvimento Limpo é o único dos três mecanismos que permite a participação dos
países em desenvolvimento. O mesmo autor descreve que no Estado do Rio de Janeiro foi
criada a Comissão do Protocolo de Quioto. Essa comissão, criada no mesmo dia da entrada
em vigor do Protocolo de Quioto, pretende apoiar e disseminar a oportunidade dos projetos
MDL no âmbito do Estado, para os setores e público e privado, e estabelecer uma estrutura
interna que vise alavancar projetos.
De acordo com o guia de orientações sobre MDL publicado pela Fundação Getúlio
Vargas (2002), este mecanismo permite que os países desenvolvidos possam investir em
projetos de redução de emissões de gases de efeito estufa nos países em desenvolvimento,
como o Brasil, de forma a auxiliar no cumprimento dos seus próprios compromissos
quantificados de limitação e redução de gases de efeito estufa. Por outro lado, contribui para
que os países em desenvolvimento atinjam o desenvolvimento sustentável através da
implantação desses projetos.
Cabe ressaltar que o presente trabalho não se propõe a mostrar que as reduções das
emissões de gases de efeito estufa em unidades marítimas de produção possam ser incluídas
no MDL. A explanação anterior sobre este mecanismo foi utilizada na contextualização do
16
problema, ilustrando a possibilidade que este mecanismo cria de relações entre os países
desenvolvidos e os considerados em fase de desenvolvimento.
Segundo Jansen (2005), numa segunda etapa do Protocolo de Quito (2012) entra em
vigor uma nova fase do tratado, que atinge os países em desenvolvimento, como o Brasil, a
China e a Índia, que estão entre os 10 maiores poluidores do planeta. Nesta fase estes países
deverão ser pressionados a estabelecer metas de redução de emissões de gases de efeito
estufa. Este fato vai de encontro à negativa dos Estados Unidos de ratificar o protocolo
alegando que os países em desenvolvimento também deveriam possuir metas de redução de
emissões destes gases.
As unidades marítimas de produção de óleo e gás possuem sistemas que contribuem
para a emissão de GEE, como, por exemplo, o sistema de geração de energia, o sistema de
tocha e as emissões fugitivas inerentes à própria instalação. O presente trabalho se propõe a
apresentar uma metodologia que venha a auxiliar no projeto de unidades marítimas de
produção de óleo e gás, especificamente na estimativa de emissão de gases de efeito estufa
durante a sua operação. A utilização de indicadores de desempenho ambiental, sendo aplicada
durante o projeto, pode auxiliar na obtenção de uma unidade com menor nível de emissões
destes gases.
1.2
OBJETIVO DO ESTUDO
O objetivo principal deste estudo é apresentar uma metodologia para a avaliação do
desempenho ambiental de unidades marítimas de produção, a ser aplicada durante a fase de
projeto destas unidades, no que se refere à emissão de gases de efeito estufa, utilizando dados
obtidos a partir de um sistema de gestão de emissões atmosféricas já existente e de outras
ferramentas de gestão.
1.3
DELIMITAÇÃO DO ESTUDO
Para o levantamento de dados foram utilizadas as principais unidades marítimas de
produção da empresa Petrobras S.A., de forma a obter um número e tipos de unidades
representativos para a análise. Os dados necessários para análise foram disponibilizados para
o autor e tratados de forma a cumprir com os requisitos de confidencialidade necessários.
17
Foram criados multiplicadores para os valores obtidos de emissão de poluentes e consumo de
combustíveis, de forma que os números apresentados não tem significado absoluto.
O presente estudo não visa fazer uma análise crítica dos indicadores apresentados,
como, por exemplo, analisar a performance das unidades existentes em relação à emissão de
gases de efeito estufa. Pretende, entretanto, criar uma metodologia para comparação dos
valores previstos de emissões atmosféricas durante o projeto com os de unidades similares já
em fase de acompanhamento.
1.4
QUESTÃO DO ESTUDO
A principal questão a ser respondida é a seguinte:
Como construir um parâmetro que possa ser um referencial na escolha de
alternativas na fase de projeto básico de uma unidade marítima de produção de
petróleo que venha a contribuir para minimizar a emissão de gases de efeito
estufa?
Uma outra questão relevante é qual a tendência mundial das restrições de emissão de
gases de efeito estufa, refletidas nos acordos, iniciativas e requisitos presentes nos países
pesquisados.
1.5
METODOLOGIA
Do ponto de vista da sua natureza, o tipo de pesquisa adotado após a análise do
problema proposto é o da pesquisa aplicada, que, segundo Silva e Menezes (2001), objetiva
gerar conhecimentos para aplicação prática dirigidos à solução de problemas específicos,
envolvendo verdades e interesses locais.
Do ponto de vista da forma de abordagem do problema, pode-se classificar a
pesquisa como quantitativa, porque considerando o que pode ser quantificável, traduz em
números opiniões e informações para classificá-las e analisá-las.
Considerando seus objetivos a pesquisa pode ser classificada como descritiva, que
visa descrever as características de determinada população ou fenômeno e, segundo Vargas
(2001), permite muitas vezes classificar, e categorizar as variáveis e observações.
18
2
REVISÃO DA LITERATURA
Durante a pesquisa bibliográfica foram selecionados itens relevantes para a
fundamentação teórica deste estudo, como as discussões acerca dos fenômenos relativos a
mudanças climáticas, a legislação mundial pertinente e a utilização de indicadores de
emissões atmosféricas. Foram utilizadas bases de dados mundialmente reconhecidas para a
área de óleo e gás (NTIS, COMPENDEX,
GEOBASE,
ENCOMPASSLIT,
ENERGYSCITEC). Através da Internet foi realizada pesquisa em sites de diversas entidades
nacionais e internacionais notadamente reconhecidas. Cabe ressaltar que as discussões
mundiais em relação ao tema Mudanças Climáticas e o reconhecimento de que os esforços
para a solução do problema devem ultrapassar as fronteiras de cada país resultaram na
disponibilização, pela Internet, de grande quantidade de material publicado em congressos e
canais científicos de renome internacional.
2.1
O PROBLEMA DAS MUDANÇAS CLIMÁTICAS
Neste tópico pretende-se abordar as ações institucionalizadas acerca da mudança do
clima no mundo, inserindo uma abordagem histórica no decorrer das explanações. Vale
ressaltar que não foram detalhados os pormenores em relação à questão das mudanças
climáticas, e que os dados apresentados a seguir são suficientes para a compreensão do
problema, possibilitando uma contextualização em relação ao tema.
2.1.1
O aquecimento global e o efeito estufa
É freqüente na literatura existente uma ligeira confusão entre os termos aquecimento
global, aquecimento natural e efeito estufa. O fenômeno de aquecimento natural da atmosfera
terrestre, mais conhecido como efeito estufa, permite a existência e manutenção da vida no
planeta. O fenômeno de aquecimento global, bastante divulgado nos últimos tempos, é
também utilizado para se referir à elevação da temperatura média na Terra observada nos
últimos tempos.
O efeito estufa é um efeito natural e, como dito anteriormente, necessário à
manutenção da vida na Terra. Sem ele o nosso planeta seria muito mais frio. O mecanismo
básico deste efeito pode ser compreendido da seguinte forma: a camada de gases existente na
19
atmosfera permite a passagem da radiação solar para o planeta. Quando atinge a superfície
terrestre parte desta radiação transforma-se em calor e parte volta para o espaço, através da
mesma camada. A existência de determinados gases na atmosfera bloqueia parte da irradiação
do calor da Terra de volta para o espaço, como numa estufa de vidro. Daí surgiu o nome gases
de efeito estufa (GEE). De acordo com Braga (2002) este efeito é responsável por manter a
temperatura média próxima dos 15ºC.
Um aumento na concentração dos GEE na atmosfera impede que uma grande parte
da radiação solar retorne para o espaço, causando um aumento na temperatura média do
planeta. Este fenômeno é conhecido como aquecimento global.
FIGURA 1 – O efeito estufa.
Fonte: UFMG (2005)
Os documentos divulgados pelos organismos internacionais, conforme será
apresentado posteriormente, estão utilizando o termo “mudança do clima”. Segundo o Painel
Intergovernamental sobre Mudança do Clima (IPCC, 2000), a Convenção-Quadro das Nações
Unidas sobre Mudança do Clima (UNFCCC) utiliza esse termo exclusivamente para se referir
às alterações do clima atribuídas direta ou indiretamente à atividade humana. Um uso mais
20
genérico é comum na comunidade científica, onde é necessário fazer referência à mudança
resultante de qualquer fonte.
Uma infinidade de trabalhos científicos publicados fomenta uma ampla discussão
sobre a mensuração do impacto do aquecimento global nas mudanças climáticas. De uma
maneira geral, as principais conseqüências do aumento da temperatura média na Terra
previstas e discutidas são: aumento do nível do mar, alteração no suprimento de água doce,
maior número de ciclones, tempestades e nevascas mais fortes e freqüentes e ressecamento
dos solos. A World Meteorological Organization (WMO, 2002), cita uma série de efeitos
observados e estimados, incluindo dados sobre publicações acerca dos mesmos.
Vale apresentar algumas observações citadas no documento Climate Change 2001:
Syntesis Report – Summary for Policymakers, emitido pelo International Panel on Climate
Change (IPCC 2001):
ƒ
A estabilização da concentração de metano (CH4) e óxido nitroso (N2O) aos
níveis atuais demanda reduções nas emissões antropogênicas cerca de 8% e
50%, respectivamente;
ƒ
Se as emissões de dióxido de carbono (CO2) forem mantidas ao nível de 1994
levarão a uma taxa aproximadamente constante de crescimento da
concentração na atmosfera por pelo menos 200 anos, atingindo no final do
século XXI cerca de 500 ppmv (partes por milhão em volume),
aproximadamente o dobro da concentração presente no período pré-industrial
de 280 ppmv;
ƒ
Diversos modelos de ciclo de carbono indicam que uma estabilização da
concentração de CO2 na atmosfera de 450, 650 ou 1000 ppmv pode ser
atingida somente se a emissão antropogênica de CO2 cair para os níveis de
1990 em, respectivamente, aproximadamente 40, 140 ou 240 anos, a partir de
2001, e posteriormente cair substancialmente abaixo dos níveis presentes em
1990;
ƒ
O nível do mar global aumentou de 10 a 25 cm durante os últimos 100 anos
devido, na sua maior parte, ao aumento da temperatura média global;
ƒ
Os dados disponíveis evidenciam que o século XX foi o mais quente do que
qualquer outro desde o ano de 1400. Dados anteriores a 1400 são esparsos
demais para permitir uma estimativa confiável da temperatura média global.
21
2.1.2
Os gases de efeito estufa
Os principais gases de efeito estufa naturalmente encontrados na atmosfera são o
vapor dágua, ozônio (O3), metano (CH4), óxido nitroso (N2O) e o dióxido de carbono (CO2).
Estes são os que têm maior influência na determinação da temperatura da atmosfera e da
superfície terrestre. Existem diversos registros do aumento da concentração de CH4, N2O e
CO2 na atmosfera devido a atividades humanas.
Já o ozônio e o vapor d’água presentes na atmosfera não são diretamente ligados a
atividades humanas. Segundo a World Meteorological Organization (WMO, 2002) o ozônio
tem pouca participação no efeito estufa e o vapor d’água, que é o GEE mais dominante, tem
uma participação em torno de 75% no efeito estufa. Entretanto, a concentração destes vapores
na atmosfera não está expressivamente ligada às atividades humanas, mas sim às taxas de
evaporação nos oceanos devido a modificações de temperatura e ventos.
O CO2 é hoje o GEE que mais contribui para a intensificação do problema. Decorre
do uso de recursos fósseis – carvão, petróleo e gás natural – resultando da combustão
completa destes combustíveis, bem como da destruição de florestas e ecossistemas, que
funcionam como “sumidouros” e “reservatórios” naturais de absorção do dióxido de carbono.
Um monitoramento contínuo da concentração de carbono na atmosfera tem sido realizado
desde 1957 no Pólo Sul, e outro desde 1958 em Mauna Loa, no Havaí. Concentrações em
tempos anteriores a estes têm sido estimadas através de amostras de ar trapeadas em amostras
de núcleo de gelo recolhido na Antártida.
22
A figura 2 mostra o aumento na concentração de CO2 na atmosfera nos últimos anos.
Foram utilizadas medições em amostras de ar colhidas no gelo na estação de Siple, Antártida,
e medições diretas na atmosfera efetuadas na estação de Manua Loa, Hawaí.
Pode-se observar uma mudança na taxa de crescimento da concentração de CO2 do
período anterior à revolução industrial até o final dos anos 80, o que demonstra a relevância
Concentração de CO2 (ppmv)
da ação das atividades humanas nesta concentração.
Ano
FIGURA 2 – Crescimento da concentração de CO2 na atmosfera nos últimos 250 anos.
Fonte: Adaptado de World Meteorological Organization (WMO, 2002 p.43)
A figura 3 mostra um gráfico semelhante ao da figura 2, porém inclui a projeção da
concentração de CO2 até o ano 2010. Dados obtidos de amostras de núcleo de gelo e de dados
de medição direta. As projeções para o período de 2000 a 2100 são baseadas nos cenários
representativos detalhados no documento fonte.
23
Concentração de CO2 na atmosfera – Passado e futuro
Concentração
Medições diretas
Projeções
Dados de testemunho de gelo
Cenários
Ano
FIGURA 3 – Concentração de CO2 na atmosfera no ano 1000 a 2000.
Fonte: Adaptado de International Panel on Climate Change IPCC – Climate Change 2001: Syntesis
Report – Summary for Policymakers (IPCC, 2001, p.33)
A figura 4 mostra as variações na temperatura da superfície da Terra do ano 1000 até
o ano 2100. Do ano 1000 até o ano 1860 as variações foram reconstruídas através e dados
obtidos de anéis de árvores, corais e amostras de núcleo de gelo. A linha vermelha representa
o valor médio e a região em cinza os limites para uma incerteza de 95%. De 1860 até 2000
são mostradas variações na observação da média global e anual obtida de registros de
instrumentos. Do ano de 2000 até 2100 são representadas projeções da média global para
alguns cenários representativos detalhados no documento fonte. As barras apresentadas no
lado direito da figura representam o range produzido no ano 2100 para cada modelo
matemático utilizado para a previsão (para melhor análise dos cenários e modelos ver
documento original).
24
Variação da temperatura da superfície da Terra: anos 1000 a 2100
Variação de temperatura (ºC)
Dados reconstruídos
Registros de
instrumentos Projeções
Cenários
Ano
FIGURA 4 – Variações na temperatura da superfície da Terra do ano 1000 até o ano 2100.
Fonte: Adaptado de International Panel on Climate Change IPCC – Climate Change 2001: Syntesis
Report – Summary for Policymakers (IPCC, 2001, p.34)
O metano (CH4) e o óxido nitroso (N2O) são outros dois gases de efeito estufa cuja
concentração na atmosfera vem aumentando devida a atividades antrópicas. Segundo o World
Meteorological Organization (WMO, 2002), o aumento relativo destas concentrações entre o
período pré-industrial e 1990 é especialmente significativo para o metano, cuja concentração
mais que dobrou neste período. Mesmo que os valores absolutos da concentração destes gases
25
seja menor que 1% da concentração de CO2, o efeito radioativo do aumento destes dois gases
conjuntamente por causas antrópicas soma cerca de 40% do efeito causado pelo CO2.
A tabela a seguir mostra uma comparação entre os valores da concentração dos gases
citados acima no período pré-industrial e no ano de 2000, destacando o aumento aproximado
dessa concentração.
TABELA 1 – Comparação entre a concentração de CO2, CH4 e N2O na atmosfera entre o período do
ano 1000 até 1750 e o ano 2000.
Mudança observada
Indicador
1000-1750
2000
Aumento
Concentração de CO2 na atmosfera
200 ppm
368 ppm
31 ± 4%
Concentração de CH4 na atmosfera
700 ppb
1750 ppb
151 ± 25%
Concentração de N2O na atmosfera
270 ppb
316 ppb
17 ± 5%
Fonte: Adaptado de Climate Change 2001: Syntesis Report – Summary for Policymakers (IPCC,
2001, p.5)
O metano (CH4) é um gás de efeito estufa cuja concentração na atmosfera vem
aumentando devido à agricultura, disposição de resíduos e a produção e uso de combustíveis
fósseis. Segundo o Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima (IPCC, 2000) as
concentrações globais médias de metano aumentaram em 6% na década passada a partir de
1984. A concentração em 1994 era de cerca de 1720 ppbv (partes por bilhão em volume),
145% mais elevada do que a concentração no período pré-industrial, que era de 700 ppbv. O
mesmo documento cita que as atividades antrópicas são responsáveis por 60% a 80% das
emissões atuais de metano. As emissões de metano das várzeas naturais contribuem com
cerca de 20% das emissões globais deste gás para a atmosfera. Tais emissões provavelmente
vão aumentar com a elevação da temperatura da Terra, devido ao aumento da atividade
microbiana.
O IPCC (2000) afirma ainda que existem muitas pequenas fontes de óxido nitroso
(N2O), tanto naturais quanto antrópicas, difíceis de serem quantificadas. As principais fontes
26
antrópicas decorrem da agricultura e de vários processos industriais. Embora as fontes não
possam ser efetivamente quantificadas, as medições atmosféricas e as evidências de amostras
de núcleo de gelo mostram que a quantidade de N2O na atmosfera aumentou desde a era préindustrial, provavelmente devido às atividades humanas.
2.1.3
Potencial de aquecimento global (GWP)
O potencial de aquecimento global (GWP) é uma tentativa de fornecer uma medida
simples dos efeitos radiativos relativos às emissões de vários gases de efeito estufa. Para um
melhor entendimento precisamos inicialmente definir o termo forçamento radiativo, chamado
às vezes de "forçamento climático".
Definido pelo IPCC (200) como uma medida simples da importância de um
mecanismo potencial de mudança do clima, o forçamento radiativo é a perturbação do
balanço de energia do sistema Terra-atmosfera (em Wm-2) precedido, por exemplo, de uma
mudança da concentração de dióxido de carbono ou da radiação do Sol. O sistema climático
responde a este fenômeno de modo a restabelecer o balanço de energia. Um forçamento
radiativo positivo tende a aquecer a superfície e um forçamento radiativo negativo tende a
esfriar a superfície. O forçamento radiativo, normalmente citado como um valor médio global
e anual, é definido mais precisamente nos relatórios do IPCC como a perturbação do balanço
de energia do sistema superfície-troposfera, após permitir que a estratosfera reajuste-se a um
estado de equilíbrio radiativo médio global (ver Capítulo 4 de IPCC, 1994).
Considerando a emissão de uma determinada massa de gás para a atmosfera, o
potencial de aquecimento global (GWP) é definido como o forçamento radiativo causado por
esta massa de gás, cumulativo a partir do momento da emissão até algum horizonte de tempo
escolhido, expresso em relação ao de algum gás de referência (normalmente o CO2).
27
A tabela 2 apresenta o Potencial de Aquecimento Global para os gases abordados
neste estudo.
TABELA 2 – Potencial de Aquecimento Global (GWP) do CO2, CH4 e N2O.
Potencial de Aquecimento Global
Composto
Horizonte de tempo
20 anos
100 anos
500 anos
Dióxido de carbono (CO2)
1
1
1
Metano (CH4)
56
21
6,5
Óxido nitroso (N2O)
280
310
170
Fonte: Adaptado da tabela 4 do documento Mudança do Clima 1995 – Sumário Técnico do Relatório
do Grupo de Trabalho I (IPCC, 2000, p.26)
O conceito de potencial de aquecimento global é utilizado para se calcular o CO2
equivalente, que expressa a quantidade em massa de CO2 que teria o mesmo efeito na
atmosfera que determinada quantidade em massa de uma mistura de gases de efeito estufa. O
IPCC (2000) define CO2 equivalente como sendo a concentração de CO2 que causaria a
mesma quantidade de forçamento radiativo que uma dada mistura de CO2 e outros gases de
efeito estufa.
Segundo a Conferência das Partes, na Decisão 2/CP.3 -Questões metodológicas
relacionadas ao Protocolo de Quioto, o Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima
recomenda em seu Segundo Relatório de Avaliação ("1995 IPCC GWP values" - valores de
potencial de aquecimento global de 1995 do IPCC) que as Partes utilizem o potencial de
aquecimento global com base nos efeitos dos gases de efeito estufa considerados em um
horizonte de 100 anos (MCT, 2005)..
Para efeito deste estudo, considerando uma emissão dos 3 principais gases de efeito
estufa abordados e um horizonte de tempo de 100 anos, podemos, então, calcular o CO2
equivalente conforme abaixo:
28
CO 2 eq. = CO 2 + ( 21 × CH 4 ) + (310 × N 2 O ) em unidades de massa (1)
2.1.4
Histórico dos principais acordos e encontros mundiais sobre mudança do clima
Para a confecção deste histórico tomamos por base principalmente às publicações do
IPCC (IPCC, 2005), das Nações Unidas (UN, 2005) e do Ministério da Ciência e Tecnologia
do Brasil (MCT, 2005).
1988 - Nações Unidas (UN) e World Meteorological Organization (WMO) criam o Painel
Intergovernamental sobre Mudança do Clima (Intergovernmental Panel on Climate
Change - IPCC)
O aumento da evidência científica sobre a interferência humana no sistema climático
e a crescente preocupação pública com as questões ambientais globais começaram a inserir a
mudança do clima na agenda política em meados da década de oitenta. Reconhecendo a
necessidade de informações científicas confiáveis e atualizadas para os formuladores de
políticas, a Organização Meteorológica Mundial (OMM) e o Programa das Nações Unidas
para o Meio Ambiente (PNUMA) estabeleceram o Painel Intergovernamental sobre Mudança
do Clima (Intergovernmental Panel on Climate Change - IPCC) em 1988. Sua principal
função é avaliar informações científicas, técnicas e sócio-econômicas relevantes para a
compreensão da mudança do clima de todo o mundo, seus impactos potenciais e as opções
para adaptação e mitigação destes impactos. Esta avaliação tem por base informações contidas
em literatura previamente examinada e, quando devidamente documentado, em literatura da
indústria e práticas tradicionais. O IPCC tem como atribuição produzir relatórios especiais
(Special Reports) e publicações técnicas (Technical Papers) sobre o assunto. A edição destes
documentos conta com especialistas de todas as regiões do globo.
Desde que foi estabelecido o IPCC produziu uma série de publicações que têm sido
tornados padrões de referência largamente utilizados por formuladores de políticas, cientistas
e demais especialistas e estudiosos.
29
O IPCC está organizado em três grupos de trabalho: o Grupo de Trabalho I se
concentra no sistema do clima, o Grupo de Trabalho II em impactos e opções de resposta e o
Grupo de Trabalho III nas dimensões econômica e social.
1992 – Convenção-quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima - CQNUMC (United
Nations Framework Convention on Climate Change - UNFCCC) é criada e o Brasil é o
primeiro a assiná-la na Rio 92.
Durante o encontro intitulado Cúpula da Terra, na Rio -92, reconhecendo que a
mudança do clima é um problema global da humanidade e que o risco de seus impactos são
grandes demais para serem ignorados, mais de 175 países presentes e a Comunidade Européia
assinaram a Convenção-quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima, cujo objetivo é
estabilizar a emissão de gases de efeito estufa a níveis que previnam que o dano
antropogênico interfira no sistema global climático. Estes níveis devem ser alcançados em
tempo suficiente para permitir que os ecossistemas se adaptem naturalmente às mudanças do
clima, para garantir que a produção de alimentos não seja ameaçada e permitir que o
desenvolvimento econômico se proceda de maneira sustentável.
Este acordo criou uma responsabilidade histórica entre as nações. A pedido da
Assembléia Geral das Nações Unidas, um comitê preparou a redação do documento que foi
adotada em 9 de maio de 1992 na sede das Nações Unidas, sendo assinado em junho de 1992
na Cúpula da Terra e entrou em vigor em maio de 1994. A última revisão da lista de países
que ratificaram a convenção foi feita em 24 de maio de 2004, onde constam que 194 países,
incluindo a Comunidade Européia, aderiram à convenção.
Já nesta convenção criou-se uma responsabilidade diferenciada. As Partes países
constantes do Anexo I (países desenvolvidos e em processo de transição), também chamadas
Partes Anexo I, se comprometeram a adotar políticas nacionais e medidas correspondentes a
fim de mitigar a mudança do clima, limitando suas emissões antrópicas de gases de efeito
estufa não controlados pelo Protocolo de Montreal e
protegendo e aumentando seus
sumidouros e reservatórios de gases de efeito estufa. Cada uma das Partes deve apresentar
informações pormenorizadas sobre as políticas e medidas tomadas, bem como sobre a
projeção resultante de suas emissões antrópicas por fontes e da remoção de sumidouros de
gases de efeito estufa não controlados pelo Protocolo de Montreal, com a finalidade de que
estas emissões voltem, individual ou coletivamente, aos níveis correspondentes a 1990. O
30
Protocolo de Montreal, que não será detalhado neste trabalho por não abordar os principais
gases de efeito estufa, aborda a redução de gases CFC (clorofluorcarbono), halons e brometo
de metila, cuja presença na atmosfera causa o estreitamento da camada de ozônio.
Às Partes países em desenvolvimento, constantes no Anexo II e também chamadas
Partes não Anexo I, coube elaborar, atualizar periodicamente e publicar inventários nacionais
de emissões antrópicas por fontes e das remoções de sumidouros de todos os gases de efeito
estufa não controlados pelo Protocolo de Montreal.
1995 - É realizada a primeira Conferência das Partes (COP), em Berlim, Alemanha.
A Conferência das Partes (COP) foi criada durante a UNFCCC, como órgão supremo
desta convenção, com o objetivo de tomar as decisões necessárias para promover a sua efetiva
implementação. Deve, por exemplo, examinar periodicamente as obrigações das Partes e
avaliar a sua implementação.
Segundo Miguez (2000) a COP-1 examinou os compromissos dos países e concluiu
que não eram adequados para se atingir os objetivos da Comissão. Foi elaborado, então, o
Mandato de Berlim, que iniciou um processo de discussão de um Protocolo para definir novos
compromissos legais, onde as Partes Anexo I deveriam assumir obrigações mais severas já
para a primeira década do século XXI.
1997 - COP-3, em Quioto, Japão.
Nesta Conferência das Partes foi decidida a adoção do Protocolo de Quioto, onde os
países desenvolvidos aceitam o compromisso de redução de emissão de gases de efeito estufa,
entre 2008 e 2012, para um total de pelo menos 5% a menos em relação a 1990. Neste
protocolo foram estabelecidos metas e mecanismos para viabilizar a implementação das ações
já discutidas para o controle e redução dos efeitos dos GEE.
Os gases de efeito estufa objetos do Protocolo de Quioto foram dióxido de carbono
(CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hexafluoreto de enxofre (SF6), acompanhado por
suas famílias de gases, hidrofluorcarbonos (HFC) e perfluorcarbonos (PFC).
Como exemplo, os EUA se comprometeram a reduzir suas emissões em 7% em
relação a 1990. O Japão, Canadá, Polônia e Croácia, em 6%. A Austrália se comprometeu em
limitar o crescimento das emissões em no máximo 8% acima dos níveis de 1990. A Federação
31
da Rússia assumiu manter os mesmos níveis de 1990. Os países da ex-URSS já tinham
reduzido as suas emissões para em torno de 70% em relação a 1990, e obtiveram uma
autorização para aumentarem significativamente as suas emissões.
Mesmo tendo chegado a um acordo durante a COP-3, o Protocolo de Quioto só
entraria em vigor 90 dias após a sua ratificação por pelo menos 55 países, incluindo países
desenvolvidos responsáveis por 55% do total das emissões globais do planeta. Com isto a
Federação da Rússia e os Estados Unidos passam a ter, juntos, poder de veto à entrada em
vigor do protocolo, pois correspondem a 51,7% das emissões mundiais.
Em 1997 o Senado americano aprovou uma resolução que definiu que os EUA
somente ratificariam o protocolo se fossem impostas às Partes não Anexo I novos
compromissos específicos para redução das emissões para o mesmo período. Foram citados
no texto o Brasil, a China, o México, a Índia e a Coréia do Sul.
2000 - Criado o Fórum Brasileiro de Mudança Climática e COP-6, em Haia, Países baixos,
que não é concluída.
Em 21 de junho de 2000 o Ministério da Ciência e Tecnologia cria o Fórum
Brasileiro de Mudanças Climáticas, com o objetivo de conscientizar e mobilizar a sociedade
para a discussão e a tomada de posição relativa aos problemas decorrentes da mudança do
clima por gases de efeito estufa, bem como sobre o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
(MDL), definido no Protocolo de Quioto.
2001 - COP-7, em Marrakesh, Marrocos.
Tendo em vista que as Partes do Anexo I teriam custos altos na economia para o
cumprimento das metas estabelecidas no Protocolo de Quioto, foram estabelecidos
mecanismos para auxiliar estes países a cumprir estas metas, permitindo que os objetivos
possam ser alcançados também com o auxílio de outras nações. Dentre estes dispositivos
encontra-se o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, que permite às Partes não Anexo I a
certificação de projetos de desenvolvimento sustentável que contribuam com o objetivo final
do protocolo e posterior venda deste certificado para Partes Anexo I.
Foi durante a COP-7 que estes mecanismos tiveram as suas regulamentações
complementares efetivadas, que foram chamados de Acordos de Marraqueche.
32
2005 - Protocolo de Quioto entra em vigor. Os Estados Unidos da América (EUA) cria acordo
paralelo ao Protocolo de Quioto
No dia 16 de fevereiro de 2005 entra em vigor o Protocolo de Quioto, ratificado por
141 países. Os EUA, maior emissor de gases de efeito estufa, com 36% das emissões globais,
não ratificou o protocolo. A Rússia, segundo maior emissor destes gases, com 17% das
emissões globais, o ratificou no dia 04 de novembro de 2004, o que permitiu a entrada em
vigor do protocolo em 2005.
Em 28 de julho de 2005 é criado um acordo paralelo ao Protocolo de Quioto para o
combate ao aquecimento global, porém este não possui mecanismos de aplicação de suas
medidas nem é compulsório. Assinaram o acordo os EUA, a China, a Austrália, a Índia, a
Coréia de Sul e o Japão. De acordo com o texto publicado pelo US Department of State
(2005), os países signatários têm como um dos objetivos trabalhar juntos para desenvolver
tecnologias mais eficientes para reduzir emissões, com ações coerentes com os princípios da
UNFCCC. O texto ainda afirma que estes esforços são complementares, e não substituem o
Protocolo de Quioto.
2.1.5
Perspectivas para os países partes não Anexo I
Finalizamos este item enfatizando que as razões que levaram os EUA a não ratificar
o Protocolo de Quito e as discussões atuais em relação aos compromissos das Partes não
Anexo I mostram a forte tendência a alterações no panorama das questões climáticas a partir
de 2012, em virtude da forte pressão para que os países Partes não Anexo I passem a assumir
compromissos específicos de redução de emissão de gases de efeito estufa.
33
2.2
A LEGISLAÇÃO APLICÁVEL
Neste tópico pretende-se abordar a tendência da legislação no mundo em relação aos
gases de efeito estufa.
2.2.1
A legislação internacional
No ano de 2004 a empresa Petrobras contratou a empresa Braile Engenharia
Ambiental para realizar uma pesquisa sobre a legislação mundial aplicável ao controle da
poluição do ar no setor de exploração e produção de óleo e gás offshore (E&P offshore). O
resultado da pesquisa foi relatado em um documento intitulado “Pesquisa e Análise da
Legislação Mundial Aplicável ao Controle da Poluição do Ar no Setor de Exploração e
Produção de Óleo e Gás – Offshore” (BRAILE ENGENHARIA AMBIENTAL, 2004).
Apesar de focar as emissões atmosféricas como um todo, essa pesquisa apresenta informações
relevantes sobre os gases de efeito estufa para os países abaixo apresentados.
Dentre as principais fontes de emissões atmosféricas encontram-se a queima em
tochas e a dispersão de gases que, dentre outros poluentes, são responsáveis por emissões de
CO2 e metano, respectivamente. A queima em tocha de gases produzidos é a fonte mais
significativa, especialmente em locais onde não existe infra-estrutura ou mercado para o gás.
De uma maneira geral os países tem preocupações voltadas para o controle de
emissão de gases de efeito estufa (CO2 e CH4).
2.2.1.1 Inglaterra
De acordo com o relatório da pesquisa anteriormente citada, a legislação mais
importante aplicável ao controle de emissões de gases de efeito estufa no setor de E&P
offshore é o Statutory Instrument 2003 Nº 3311 - The Greenhouse Gas Emissions Trading
Scheme regulations 2003, emitido pela Secretaria do Estado da Inglaterra. Após a emissão do
relatório da Braile este documento foi substituído pela sua versão 2005 (UNITED KINGDOM,
2005), cuja análise vem apresentada a seguir.
Para toda instalação cuja atividade esteja relacionada no regulamento deve ser obtida
uma permissão para emissão de gases de efeito estufa (greenhouse gas emissions permit) a
ser emitida, no caso de instalações offshore, pela Secretaria de Estado da Inglaterra. Este
34
mecanismo regulamenta o monitoramento e as informações a serem reportadas acerca das
emissões de gases de efeito estufa, conforme a Diretiva 2003/87/EC da União Européia
(European Parliament and of the Council), que estabelece um comércio de reduções de
emissões de gases de efeito estufa.
Para manter a permissão ativa a operadora deve pagar uma taxa, cujo valor varia em
função da previsão de emissão de gases de efeito estufa, em milhares de toneladas por ano.
Os valores apresentados variam de £1,815 a £4,605.
Em relação às operações de queima em tocha e dispersão de gases, o governo Inglês
acredita que poderá atingir as metas somente atuando nas instalações onshore, e está
preparando um programa nacional para redução destas emissões.
2.2.1.2 Noruega
O principal instrumento legal do país relativo à poluição é o ato Pollution Control
Act (NORWEGIAN MINISTRY OF ENVIRONMENT, 2003). Em vigor desde 1981, este ato foi
estabelecido com a proposta de “prevenir e reduzir o aquecimento e o incômodo causado pela
poluição”. Neste documento são traçadas as diretrizes para o controle e redução da poluição;
as permissões para descarte são delineadas, caso a caso, pelas autoridades incumbidas do
controle da poluição. A autorização para atividades poluidoras deve ser fornecida pela
Norwegian Pollution Control Authority ou pelas agencias ambientais distritais. Esta
permissão restringe, por exemplo, a quantidade de combustível a ser utilizada para geração de
energia e no sistema de tocha.
Os instrumentos econômicos constituem ainda o elemento essencial da política
ambiental para o setor de petróleo, especialmente a taxa de CO2, valor pago em função do
combustível utilizado para a geração de energia. Esta taxa foi implementada em 1991 para
instalações offshore e o seu objetivo é incentivar a redução de emissões desse poluente. Os
valores de taxas apresentados no relatório são 0.89 NOK/Sm3 (coroas norueguesas por metro
cúbico padrão), quando o combustível utilizado é o gás, e 0,89 NOK/l (coroas norueguesas
por litro), quando o combustível utilizado é o óleo diesel. O relatório ainda relata que num
curto espaço de tempo houve um aumento na eficiência energética das unidades e um
aumento no foco para o problema das emissões de CO2.
Na Noruega existe uma importante interação entre o governo e a indústria do
petróleo. A Norwegian Oil Industry Association (OLF) possui um amplo programa para
35
melhorar técnicas de controle e redução das emissões atmosféricas das atividades de E&P. A
redução das operações de queima em tocha está presente neste programa.
2.2.1.3 Estados Unidos
Nas áreas offshore do país a qualidade do ar é regulamentada pelos Clean Air Acts,
conjunto de legislações federais sobre poluição atmosférica, e pelo Minerals Management
Service (MMS), que é uma agência do Department of Interior (DOI) que regula os recursos
naturais, dividindo algumas responsabilidades regulatórias com a Environmental Protection
Agency (EPA). As maiores áreas de produção de óleo e gás no país estão no Golfo do México.
Não existem requisitos específicos em relação a gases de feito estufa. As operações
de dispersão e de queima em tocha de gás natural são restringidas pelas normas do MMS de
forma que somente sejam utilizados quando por medidas de segurança ou em pequenos
volumes.
O relatório conclui que a legislação americana não é tão fortemente influenciada pela
legislação internacional como a européia.
2.2.1.4 Austrália
A legislação básica australiana tem a sua competência dividida em relação à distância
que a unidade marítima de produção se encontra da costa. O Department of Industry, Science
and Resources (DISR) delega para os Estados e Territórios a competência de exercer o
controle sobre as operações em áreas localizadas até 3 milhas náuticas da costa. O Petróleum
Submerged Lands Act 1967 (PSLA) aplica-se a unidades localizadas acima de 3 milhas
náuticas da costa.
O PSLA exige a preparação de um Plano Ambiental que deve conter uma avaliação
de riscos e efeitos ambientais incluindo, entre outros, queima em tocha, dispersão e emissões
fugitivas. Encoraja o melhoramento contínuo do desempenho ambiental e recomenda as
melhores práticas para atingir os padrões fixados pelas operações da indústria.
A Australian Petroleum Production and Explorations Association (APPEA) é uma
organização que representa o setor upstream da indústria do setor de óleo e gás. Ela atualiza
regularmente seus códigos de práticas ambientais, que fornecem diretrizes para as boas
práticas de gestão, técnicas e medidas para proteger o meio ambiente durante as operações de
36
exploração e produção de óleo e gás. O foco destas práticas é minimizar as emissões e o uso
de tocha, assim como otimizar o uso da energia, em todas as fases das atividades de E&P.
A APPEA assinou um acordo voluntário de Mudanças Climáticas para submissão de
um relatório anual de emissões atmosféricas. Neste relatório são reportadas as metas,
reduções obtidas e as atividades nacionais e internacionais para a redução das emissões de
gases de efeito estufa.
2.2.1.5 Canadá
A legislação referente a emissões atmosféricas no Canadá tem a sua competência
dividida por 3 órgãos governamentais, o Newfoundland Offshore Petroleum Board, o Nova
Scotia Offshore Petroleum Boardsob e o National Energy Board. Apesar de serem
responsáveis por áreas distintas, de modo geral a legislação aplicável às atividades de óleo e
gás é a mesma. O principal instrumento de gestão utilizado é o Offshore Waste Treatment
Guidelines, hoje na versão 2002, que possui práticas recomendadas e padrões para descartes
em unidades offshore de perfuração e produção de óleo e gás. A sua criação envolve os órgãos
governamentais, a indústria e os grupos ambientais representativos.
Em relação a Mudanças Climáticas, as operadoras devem reportar anualmente uma
estimativa da quantidade de gases de efeito estufa que serão emitidos e reportar o resultado no
ano posterior, além de reportar um plano para redução e controle da emissão destes gases. As
estimativas devem ser efetuadas de acordo com o guia CAPP’s Global Climate Change
Voluntary Challenge Guide. A Canadian Association of Petroleum Products (CAPP) é uma
associação de operadoras de óleo e gás do país. Os membros participam voluntariamente do
programa que engloba um conjunto de ações visando reduzir as emissões de gases de efeito
estufa no país.
Em fevereiro de 2005 a CAPP enviou carta aos Ministros do Meio Ambiente e dos
Recursos Naturais do Canadá (CAPP, 2005) relatando o resultado de um trabalho dos dois
últimos anos na colaboração com o governo federal em determinar metas para os chamados
large final emitter (LFE). De uma maneira geral, o documento inclui propostas de
determinação de metas distintas para as diferentes categorias de unidades de produção
(grandes, pequenas, novas e existentes).
Os membros da CAPP participam ativamente de uma estrutura legislativa para
reduzir e gerenciar o uso de tochas. O documento Guide 60: Upstream Petroleum Industry
37
Flaring, Incinerating and Venting Requirements, emitido pelo Alberta Energy and utilities
Board, apresenta os requisitos, recomendações e expectativas a serem atingidas nas operações
de queima em tocha. O objetivo atual é eliminar a utilização rotineira de queima em tocha,
dispersão de gases e incineradores. A última revisão do documento (EUB, 2002) relata que,
em relação a 1996, foi obtida em 2001 uma redução de 53% no volume de gás queimado, e
impõe uma meta de redução de 50% para o próximo ano.
2.2.2
Política em relação aos GEE No Brasil
No Brasil, como na maioria dos países, ainda não há uma legislação específica para
os gases de efeito estufa.
O órgão responsável pela formulação da Política Nacional do Meio Ambiente é o
Conselho Nacional do Meio Ambiente – CONAMA. O trabalho da empresa Braile
Engenharia Ambiental citado anteriormente, visa fornecer elementos a Petrobras para
subsidiar as discussões em andamento no Grupo de Trabalho para a “Definição de Padrões
para Emissão de Poluente Atmosféricos de Fontes Fixas” criado pelo CONAMA. A Petrobras
ficou encarregada de fornecer ao CONAMA os subsídios necessários para discussão e
elaboração de uma proposta de padrões de emissão para o setor E&P offshore.
Em relação à utilização de tochas e dispersores, a portaria nº 249 da Agência
Nacional do Petróleo, aprova o regulamento Técnico de Queimas e Perdas de Petróleo e Gás
Natural, que dispõe sobre a queima em tochas e perdas de gás natural. De um modo geral, a
portaria estabelece limites e parâmetros para queima e perdas nas atividades de E&P.
Concluindo o item 2.2 podemos afirmar que existe uma preocupação mundial em
relação à redução de gases de efeito estufa. As restrições existentes para as operações de
queima em tochas e dispersão, apesar de estarem focadas em outros poluentes (NOX, SOX,
VOC), contribuem indiretamente para a redução de GEE, auxiliando na redução das emissões
de CO2 e metano, respectivamente.
38
2.3
UNIDADES MARÍTIMAS DE PRODUÇÃO
Neste tópico pretende-se apresentar alguns tipos de unidades marítimas de produção,
de forma a auxiliar na compreensão dos capítulos seguintes:
2.3.1
Tipos de unidades marítimas de produção
O presente estudo irá abordar 3 tipos básicos de unidades, conforme segue:
ƒ
Unidades de produção fixa
ƒ
Unidades de produção flutuante tipo FPSO (floating, production, storage and
offloading)
ƒ
Unidades de produção flutuante tipo semi-submersível (SS)
As unidades do tipo fixas possuem uma estrutura chamada jaqueta, fixada no solo
submarino, que faz a sustentação de todo o convés. São utilizadas em lâminas d’água rasas.
As unidades do tipo SS utilizadas em lâminas d’água mais profundas, que
inviabilizam a construção de uma jaqueta, têm a vantagem de poderem ser movidas para
outra locação.
As unidades do tipo FPSO surgiram com a vantagem de possuir uma grande
capacidade de armazenamento, cuja produção estocada é transferida periodicamente para um
navio aliviador. Os dois tipos de unidades citados anteriormente não possuem capacidade de
armazenamento. Nelas, todo óleo produzido é imediatamente exportado.
Seguem ilustrações dos 3 tipos de unidades marítimas de produção citadas:
39
FIGURA 5 – Unidade marítima de produção do
tipo FIXA.
FIGURA 6 – Unidade marítima de produção do
tipo FPSO.
Fonte: Banco de Imagens da Petrobras
Fonte: Banco de Imagens da Petrobras
FIGURA 7 – Unidade marítima de produção
do tipo Semi-submersível.
Fonte: Banco de Imagens da Petrobras
FPSO
FIXA
SS
FIGURA 8 – Tipos de unidades marítimas de produção.
Fonte: Banco de Imagens da Petrobras
40
2.3.2
Principais sistemas de uma unidade marítima de produção
A seguir será apresentado de forma bastante simplificada o funcionamento básico de
uma unidade marítima de produção, de forma a possibilitar um entendimento das principais
fontes de emissão de gases de efeito estufa existentes. Esta apresentação irá focar
principalmente os sistemas de interesse deste trabalho, ou seja, aqueles que direta ou
indiretamente colaboram com a emissão de gases de efeito estufa.
Uma unidade marítima de produção tem como atividade básica separar os fluidos
produzidos pelos poços de petróleo, conforme ilustrado abaixo:
Óleo
Produção dos poços
Gás
Água
FIGURA 9 – Atividade básica de uma unidade marítima de produção de petróleo.
Para promover esta separação existem diversos sistemas principais e auxiliares.
Pode-se resumir os principais sistemas da seguinte forma:
Gás combustível
Tratamento
de gás
Exportação
Gás
Produção
dos poços
Separação e
tratamento de óleo
Exportação
Óleo
Descarte
Água
Tratamento
de água
Reinjeção de
água produzida
FIGURA 10 – Esquema simplificado de uma unidade marítima de produção.
41
Os sistemas de separação e tratamento de óleo e gás possuem vasos de pressão que
são utilizados nas mais diversas condições de operação (temperatura e pressão). Existem
dispositivos de segurança chamados válvulas de alívio ou segurança que são utilizadas para
aliviar a pressão interna do vaso, em caso de algum aumento descontrolado da pressão interna
do mesmo, liberando o fluido existente em seu interior para um destino seguro.
Válvula de
alívio
Vaso de
pressão
Sistema de tocha
FIGURA 11 – Sistema de alívio e despressurização de uma unidade marítima de produção.
Este destino seguro pode ser o sistema de tocha (flare, em inglês), constituído por
uma torre que mantém uma chama piloto acesa constantemente para que os fluidos que
porventura cheguem até o queimador (ou tocha) possam ser queimados com segurança. O
processo de queima de gás em tocha é uma grande fonte de emissão de CO2 para a atmosfera,
conforme veremos adiante.
Outro sistema seguro de despressurização de equipamentos é chamado sistema de
dispersão (vent, em inglês), bastante similar ao sistema da tocha, porém os gases que chegam
até este sistema são enviados para a atmosfera sem que sejam queimados. Assim, este sistema
é uma grande fonte de emissão de CH4 para a atmosfera.
O sistema de geração de energia é utilizado para suprir as necessidades de energia da
unidade. Normalmente são utilizados geradores que usam gás combustível ou óleo diesel no
processo de queima, sendo este sistema uma fonte de emissão de CO2.
Conclui-se, assim, uma explanação simplificada sobre o funcionamento básico de
unidade marítima de produção, de forma a possibilitar uma compreensão das principais fontes
de emissão de gases de efeito estufa existentes nas unidades.
42
2.4
PRINCIPAIS FONTES DE EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA
Neste tópico serão abordados os principais contribuintes na emissão de gases de
efeito estufa nas atividades de exploração e produção de óleo e gás. O objetivo é que a
identificação destes contribuintes sinalize as áreas ou equipamentos onde se possa obter um
maior benefício na redução de emissão destes gases.
De acordo com o documento Inventário de Emissões Atmosféricas Consolidado
2003 da Petrobras, de divulgação interna, as principais fontes de emissão de CO2 e CH4:
ƒ
CO2 – Tocha (33,9%) e turbinas (33,2%);
ƒ
CH4 – Tocha (72,4%) e motores (21,0%).
O relatório ainda indica os pontos onde atuar para melhorar as emissões:
ƒ
CO2 – aumentar eficiência em Turbinas (geração de energia) e diminuir
queima em tochas;
ƒ
CH4 – Aumentar eficiência em tochas e motores; diminuir queima em tochas e
dispersão de gases.
A Internatinal Association of Oil & Gás Producers – OGP (2003) publica um anuário
chamado Environmental Performance in the E&P industry, onde relata informações sumárias
sobre as atividades de exploração e produção dos membros associados. Nesse relatório
participaram 30 companhias com atividades em 54 países, representando 41% da produção
global de petróleo. Hoje a associação consta de 60 companhias, incluindo a Petrobras,
responsáveis por mais da metade da produção mundial de óleo e cerca de um terço da
produção mundial de gás.
Nos dados de emissões divulgados por atividades temos os seguintes campos:
ƒ
Perfuração;
ƒ
Dispersão;
ƒ
Processamento
ƒ
Terminais;
e tratamento;
ƒ
Outros;
Queima em Tocha;
ƒ
Produção não especificada.
ƒ
43
O relatório divulga que o CO2 é o gás emitido em maior quantidade para atmosfera.
Cita ainda que os maiores contribuintes são queima em tochas (flared) e queima de
combustível para geração de energia. Na figura 12a seguir pode-se observar que a queima em
tochas possui um percentual significativo (53%) em relação aos outros contribuintes:
Emissão de CO2 por atividade
Divisão entre atividades reportadas
especificadas e não especificadas.
Dispersão
2%
Terminais
1%
Perfuração
1%
Não especificado
40%
Tocha
53%
Processamento
e tratamento
43%
Especificado
60%
FIGURA 12 – Emissões de CO2 por tipo de atividade, reportado pelos participantes da OGP.
Fonte: Adaptado de Environmental performance in the E&P industry – 2003 data (OGP, 2003, p.10)
44
No caso do CH4, as emissões por queima em tocha e dispersão, conforme mostrado
na figura abaixo, são responsáveis por 79% do total reportado.
Divisão entre atividades reportadas
especificadas e não especificadas.
Emissão de CH4 por atividade
Terminais
0.3%
Outros
3%
Não especificado
28%
Dispersão
41%
Especificado
72%
Processamento
e tratamento
18%
Tocha
38%
FIGURA 13 – Emissões de CH4 por tipo de atividade, reportado pelos participantes da OGP.
Fonte: Adaptado de Environmental performance in the E&P industry – 2003 data (OGP, 2003, p.11)
O Ministério do Petróleo e Energia da Noruega divulgou no anuário Environment
2004 (Norwegian Ministry of Petroleum and Energy, 2004) dados sobre a emissão de CO2
pela indústria de óleo e gás na plataforma continental deste país. O documento divulga que
89% do CO2 emitido pela indústria petrolífera vem de instalações marítimas. A figura 14
mostra que, no caso da Noruega, a principal fonte de emissão de CO2 é a utilização de gás
combustível. Isto se deve ao fato de existir um intenso programa de redução de queima em
tocha na Noruega, conforme já citamos no item 2.2.1 deste trabalho. Cabe ressaltar que este
relatório não aborda as emissões de CH4.
45
Diesel
4%
Queima em
tocha
10%
Gás
Combustível
80%
FIGURA 14 – Taxa de emissão de CO2 na produção de óleo e gás na Noruega no ano de 2002.
Fonte: Adaptado de Environment 2004 (NORWEGIAN MINISTRY OS PETROLEUM AND
ENERGY , 2004, p.17)
Podemos notar a predominância da queima em tocha (flare) como fonte de emissão
de GEE. O World Bank Group (2005) estima que o volume de gás natural queimado em tocha
ou disperso na atmosfera (ventado) gira em torno de 100 bilhões de metros cúbicos anuais, o
suficiente para suprir o consumo anual da França e Alemanha juntas. Na África, a energia
correspondente ao gás queimado em tochas equivale à metade de toda a energia consumida no
continente.
Para investigar o tema uma iniciativa do Governo da Noruega em 2001 resultou na
criação da Global Gas Flaring Reduction (GGFR), em 2002, e constatou-se que, apesar dos
esforços individuais dos governos e das companhias e de diversos sucessos na redução de
queima em tochas, o nível global de queima de gás em tochas mantinha-se praticamente
constante nos últimos 20 anos.
O objetivo do GGFR é dar suporte a indústria de petróleo nos esforços na redução de
queima e dispersão de gás natural, atuando principalmente em:
ƒ
ƒ
ƒ
Política e regulamentação dos investimentos em redução de queima em tochas;
Mercado de gás;
Disseminação de informação de boas práticas.
46
2.5
INDICADORES DE DESEMPENHO AMBIENTAL
O objetivo deste tópico é apresentar algumas classificações existentes para
indicadores de desempenho ambiental.
Indicadores têm sido formulados para qualificar e/ou quantificar a situação das mais
diversas áreas do interesse humano, tais como na saúde (índice de natalidade, índice de
mortalidade), educação (índice de analfabetismo), economia (renda per capta) e no meio
ambiente (qualidade do ar). Ainda cita que indicadores não espelham a qualidade dos temas
em sua totalidade, mas indiretamente servem de referência para tratá-los em seus aspectos
mais sensíveis. Por fim, define um indicador como sendo uma expressão quantitativa ou
qualitativa que fornece informações sobre determinadas variáveis e suas inter-relações
(FIESP, 2003).
De acordo com Barcelos (2002, apud Stelling, 2004), um indicador ambiental
disponibiliza informações que medem as alterações de um determinado processo, permitindo
a verificação de tendências. Complementa ainda que os indicadores seriam diferentes de
dados estatísticos, principalmente por contarem uma história e por derivarem de medidas das
variações ambientais em relação a uma meta, ou seja, os indicadores ambientais seriam
ferramentas importantes para o trabalho de gestão ambiental, do ponto de vista mais prático,
gerando programas de diretrizes e metas.
Segundo Stelling (2004) o uso de indicadores ambientais permite acompanhar
impactos da atividade industrial e por muitas vezes a utilização de um indicador torna
perceptível um efeito que não seria detectável de outra forma.
A norma ABNT NBR ISO 14031 (ABNT, 2004) objetiva estabelecer diretrizes para
uma Avaliação de Desempenho Ambiental (ADA), que é um processo e ferramenta de gestão
interna que utiliza indicadores para fornecer informações, permitindo comparar o desempenho
ambiental da empresa com a sua política ambiental, metas e outros critérios de desempenho
ambiental. É um modelo do tipo PDCA [Planejar (Plan) – Fazer (Do) – Checar (Check) –
Agir (Act)]. O detalhamento deste modelo pode ser consultado na íntegra da norma.
Esta mesma norma descreve duas categorias gerais para indicadores:
ƒ
indicadores de condição ambiental (ICA); e
ƒ
indicadores de desempenho ambiental (IDA).
47
Os ICA fornecem informações sobre a condição do meio ambiente onde se localiza a
empresa.
Os IDA são classificados em dois tipos:
ƒ
indicadores de desempenho gerencial (IDG), que fornecem informações sobre
os esforços gerenciais para influenciar o desempenho ambiental das operações
da organização. Podem ser usados para rastrear a implementação e eficácia de
programas de gestão ambiental, conformidade com requisitos legais e
regulamentares, etc.. São exemplos :
o número de iniciativas implementadas para prevenção de poluição;
o número de sugestões de empregados para a melhoria ambiental;
o número de multas ou penalidades;
o custos associados com os aspectos ambientais;
o índices de aprovação em pesquisas na comunidade.
ƒ
indicadores de desempenho operacional (IDO), que fornecem informações
sobre o desempenho ambiental das operações da organização. São relacionados
a entradas (materiais, energia e serviços), projeto, instalação, operação,
manutenção das instalações físicas e dos equipamentos, saídas (produtos,
serviços, resíduos e emissões). São exemplos:
o quantidade de água por unidade de produto;
o quantidade de energia por unidade de produto;
o quantidade de resíduos convertido em material reutilizável por ano;
o quantidades de emissões específicas por ano;
o quantidade de emissões específica por unidade de produto;
o quantidade de emissões atmosféricas com potencial de mudança
climática global.
48
Todos exemplos de indicadores citados acima foram retirados do anexo A da ABNT
NBR ISO 14031. Destacamos os 3 últimos exemplos citados, pois incluem, de certa forma, os
indicadores que farão parte deste trabalho.
Os indicadores I1 e I2, que serão explorados com mais detalhes nos capítulos 3 e 4,
são indicadores de desempenho ambiental do tipo IDO. O indicador I1, já utilizado na
indústria petrolífera, relaciona as emissões atmosféricas (GEE emitido) com uma saída (óleo
produzido). O indicador I2 relaciona as mesmas emissões com uma entrada (energia). Apesar
da forma apresentada não ser utilizada ainda na indústria petrolífera, a utilização de
indicadores que relacionam emissão de poluentes com energia consumida não é uma novidade
na indústria.
O Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas (SIGEA) da Petrobras, utilizado
para inventariar os poluentes atmosféricos da empresa e que será abordado no item 2.6,
reporta a quantidade de emissões de poluentes (saída) em base anual. No interesse deste
estudo, o SIGEA será utilizado para obter a quantidade de emissões atmosféricas com
potencial de mudança climática global, no caso, os gases de efeito estufa. Na consolidação
dos dados do inventário os indicadores são utilizados na forma megagramas (Mg) de
poluentes por miligramas (mg) de hidrocarbonetos produzidos.
Segundo a FIESP (2003) indicadores devem ser interpretados e avaliados no sentido
de identificar os aspectos ambientais críticos, progressos e deficiências do desempenho
ambiental da empresa. Esta afirmação denota a utilização dos indicadores para registrar um
fato acontecido, uma emissão já efetuada, onde se aplica a ação do ciclo PDCA para a devida
melhoria.
A proposta deste trabalho é mostrar a viabilidade da utilização de indicadores de
desempenho ambiental (indicadores I1 e I2) de forma pró-ativa, na fase de projeto,
possibilitando a ação do ciclo PDCA durante a fase de concepção de uma unidade de
produção, propiciando uma comparação da eficiência ambiental, em termos de emissão de
GEE, de uma unidade marítima de produção com as outras unidades já projetadas pela
empresa e que têm um histórico de emissões registradas (SIGEA). As oportunidades de
melhoria, se identificadas ainda na fase de projeto, podem significar grande redução de custo
para se obter benefícios em termos de redução de emissões, se comparado com as ações
necessárias de se implementar em unidades existentes para se obter uma mesma redução,
como, por exemplo, instalações de equipamentos adicionais, processos de captura e
tratamento de poluentes.
49
Um outro modelo de classificação de indicadores ambientais é o utilizado pela
Organization for Economic Co-operation and Development (1993). A entidade implementou
um modelo chamado Pressão-Estado-Resposta, que é baseado na seguinte concepção:
atividades humanas exercem pressão sobre o meio ambiente e modificam a sua qualidade e a
quantidade de recursos naturais (estado). A sociedade responde (resposta) a estas
modificações através de políticas ambientais, econômicas ou setoriais.
Segundo Stelling (2004) os indicadores de pressão estão normalmente relacionados
aos chamados inventários de emissões (ex.: SIGEA), que são sistemas que se propõem a
contabilizar as emissões de uma planta industrial, uma cidade, ou um país. Os indicadores de
estado estariam relacionados às concentrações dos poluentes no ar que respiramos ou nas
camadas mais externas da atmosfera, onde ocorrem os problemas que provocam alterações no
clima. Já os indicadores de resposta poderiam ser exemplificados como os dados estatísticos
de levantamento de ocorrência dos problemas de saúde normalmente decorrentes de
contaminantes do ar ou, no caso do efeito do clima, a variação média de temperatura.
O indicador I1 presente neste trabalho relaciona os gases de efeito estufa (CO2
equivalente) emitidos durante as atividades de uma unidade marítima com a sua produção de
óleo e gás (óleo equivalente). Este tipo de indicador é bastante utilizado na indústria
petrolífera. A OGP utiliza este indicador para divulgar dados de emissões dos seus associados
no anuário Environmental Performance in the E&P industry (OGP, 2003).
Os dados são reportados na forma de cinco indicadores:
ƒ
emissões de gases
ƒ
descarte de líquidos
ƒ
descarte de fluidos não-aquosos em perfuração;
ƒ
vazamentos;
ƒ
consumo de energia.
As emissões de gases são reportadas em bases de toneladas de gás emitido por
milhares de toneladas de óleo produzido. Nas tabelas divulgadas encontramos os dados de
emissão de CO2 e CH4, separados por regiões e por tipo de atividade. Os indicadores
disponibilizados pela OGP são freqüentemente utilizados como benchmarking na avaliação de
desempenho de atividades na indústria de óleo e gás.
50
A figura 15 mostra as emissões de CO2 reportadas por regiões produtoras em
toneladas de poluente emitido por milhares de toneladas de hidrocarboneto (óleo e gás)
produzido.
Emissões de CO2 por unidade de hidrocarboneto produzido
(toneladas de CO2 por milhares de toneladas de hidrocarboneto produzido)
Média 127
África
Ásia e
Europa
Australásia
Antiga
União
Soviética
Oriente
Médio
América
Do Norte
América
do Sul
FIGURA 15 – Emissões de CO2 por unidade de hidrocarboneto produzido pelos participantes da OGP.
Fonte: Adaptado de Environmental performance in the E&P industry – 2003 data (OGP, 2003, p.9)
51
A figura 16 mostra as emissões de CH4 reportadas por regiões produtoras em
toneladas de poluente emitido por milhares de toneladas de hidrocarboneto (óleo e gás)
produzido.
Emissões de CH4 por unidade de hidrocarboneto produzido
(toneladas de CH4 por milhares de toneladas de hidrocarboneto produzido)
Média 1.3
África
Ásia e
Europa
Australásia
Antiga
União
Soviética
Oriente
Médio
América
Do Norte
América
do Sul
FIGURA 16 – Emissões de CH4 por unidade de hidrocarboneto produzido pelos participantes da OGP.
Fonte: Adaptado de Environmental performance in the E&P industry – 2003 data (OGP, 2003, p.10)
2.6
O SISTEMA DE GESTÃO DE EMISSÕES ATMOSFÉRICAS DA PETROBRAS
(SIGEA)
Neste tópico pretende-se apresentar o Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas
da Petrobras (SIGEA), que será utilizado com base no desenvolvimento da metodologia
proposta.
2.6.1
O SIGEA
Desde a criação da Convenção-quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima -
CQNUMC (United Nations Framework Convention on Climate Change - UNFCCC), na Rio
92, os países signatários já se comprometeram em trabalhar no sentido de estabilizar a
emissão global de gases de efeito estufa a níveis que previnam que o dano antropogênico
52
possa interferir no sistema climático global. Já neste evento criou-se uma responsabilidade
diferenciada entre os países desenvolvidos e os em processo de desenvolvimento. As Partes
Anexo I (países desenvolvidos) se comprometeram a adotar e medidas para mitigar a
mudança do clima, limitando suas emissões de gases de efeito estufa e
protegendo e
aumentando seus sumidouros e reservatórios destes gases. Às Partes países em
desenvolvimento couberam atualizar periodicamente e publicar inventários nacionais de
emissões antrópicas por fontes e das remoções de sumidouros de todos os gases de efeito
estufa.
A adequada manutenção da qualidade do ar torna-se a cada ano um desafio de maior
complexidade, não devido apenas ao aumento de fontes emissoras, mas também ao maior
conhecimento acerca dos impactos associados à poluição atmosférica nas áreas de saúde e
meio ambiente. Esta dificuldade é ainda maior quando se consideram emissões de compostos
gasosos cujas zonas de influência ultrapassam limites políticos regionais, como é o caso dos
gases de efeito estufa.
No ano de 2002 a Petrobras iniciou um trabalho visando implementar uma
sistemática padronizada de inventário das emissões de gases para a atmosfera. A empresa
ERM Consultant foi contratada para desenvolver o sistema de inventário em conjunto com a
força de trabalho da Petrobras. Conforme o primeiro relatório da ERM Consultant (ERM,
2003) o sistema de inventário deveria:
• Quantificar de forma exata, as emissões atmosféricas da empresa em base mensal,
semestral ou anual oferecendo a totalização das emissões para 2002 e para os anos
subseqüentes;
• Permitir maior controle sobre as ações de segurança, meio ambiente e saúde nos aspectos
relativos às emissões atmosféricas;
• Assegurar a disponibilidade de informações junto às partes interessadas sobre estas ações;
• Garantir uma interface amigável para o gerenciamento de informações;
• Agregar informações em diferentes níveis (corporativo, área de negócios, unidades de
negócio, ativos e instalações) garantindo a confiabilidade dos resultados;
• Estabelecer indicadores de desempenho e ferramentas de benchmarking que apresentem
resultados práticos (operacionais e financeiros);
• Formatar toda a documentação gerada neste processo no SINPEP – Sistema de
Padronização Eletrônica da PETROBRAS;
53
• Integrar, otimizar e sistematizar o sistema de avaliação e de melhoria continua,
considerando todos os tipos de auditoria de SMS (Segurança, Meio ambiente e Saúde)
hoje realizadas na Companhia;
• Implementar, de acordo com as melhores práticas internacionais, uma metodologia para a
determinação de poluentes convencionais e gases de efeito estufa (GEE) em todas as
unidades de negócio do Sistema PETROBRAS; e,
• Estabelecer uma base de referência em emissões (BYE – Base Year Emissions) para o
Sistema PETROBRAS de forma a permitir o estabelecimento de metas futuras que
signifiquem o aumento de eficiência (redução de custos) e redução de emissões.
O principal objetivo desse sistema é atender à solicitação de legislações e tratados
locais, regionais, nacionais e internacionais no que diz respeito ao conhecimento da
quantidade de emissões da empresa. Outro objetivo é fornecer informações relevantes, de
modos prático, transparente e útil para a correta tomada de decisões estratégicas para a
empresa. O trabalho visa abranger todo o Sistema Petrobras, incluindo as cinco áreas de
negócios da empresa (Exploração e Produção, Refino, Transporte, Distribuição e
Internacional). Consiste em uma ferramenta de gestão constituída por um sistema de coleta e
comunicação de dados que, utilizando protocolos de cálculo, é capaz de totalizar as emissões
de Material Particulado (MP), Dióxido de Enxofre (SO2), Óxidos de Nitrogênio (NOx),
Monóxido de carbono (CO), Compostos Orgânicos Voláteis (COV) e os gases de efeito estufa
– Metano (CH4), Dióxido de Carbono (CO2) e Óxido Nitroso (N2O).
Pode-se entender um protocolo de cálculo de emissões como sendo a especificação
da forma de cálculo da emissão de um poluente por uma determinada fonte, normalmente
baseado em referências aceitas internacionalmente pelas agências ambientais. Como exemplo,
a quantidade de CO2 emitida para a atmosfera durante a queima de um gás em uma tocha
pode ser calculada em função da vazão mássica de combustível queimado e de uma eficiência
de conversão do carbono presente no fluido em CO2 de, por exemplo, 95%.
O SIGEA possui 2 módulos básicos de interesse deste trabalho, a saber:
ƒ
Módulo de relatório, onde são gerados os relatórios de emissões atmosféricas.
Pode-se obter os resultados das emissões por Áreas e Unidades de Negócio da
empresa, Ativos (refinarias, plataformas, terminais marítimos, termoelétricas),
instalações (unidades de utilidades, tancagem, unidades de craqueamento
catalítico) e fontes (fornos, tochas, dispersores, tanques, carregamento);
54
ƒ
Módulo de Cálculo, que permite a visualização em modo real ou modo
simulação dos resultados das emissões atmosféricas para as fontes emissoras
cadastradas. Para este trabalho temos interesse particular no modo simulação,
conforme veremos a seguir.
Na elaboração do SIGEA foi utilizada uma metodologia complexa, que permite o
cálculo das emissões geradas por equipamento (abordagem desagregada) possibilitando,
assim, uma análise tecnológica explícita dos equipamentos, com vistas ao controle de
eficiência dos mesmos e das emissões por eles geradas.
O SIGEA representa um grande avanço na busca pela excelência ambiental da
Petrobras. Tem como objetivo o desenvolvimento de uma ferramenta para a gestão do
desempenho da companhia em relação às emissões atmosféricas. Utilizando um sistema
informatizado a Petrobras terá melhores condições de operacionalizar a sua participação no
mercado de ativos ambientais, como créditos de carbono.
Além de proporcionar transparência na divulgação das informações, o sistema
permite a simulação de mudanças operacionais e a avaliação do impacto de novos projetos,
agregando maior confiabilidade no processo de tomada de decisão.
2.6.2
O módulo de cálculo
O módulo de cálculo do SIGEA possui dois modos de utilização.
No modo real pode-se navegar entre as Áreas, Unidades, Ativos e Instalações
existentes no sistema, visualizando todas as fontes de emissão conforme cadastradas
previamente. Os cálculos são realizados acessando-se o banco de dados do SIGEA, e as
alterações feitas são gravadas no servidor. No modo simulação o usuário pode simular uma
instalação hipotética para as fontes de emissão desejadas, sem alterar o banco de dados
original do SIGEA. Ele tem praticamente as mesmas telas do modo real, e o usuário pode
criar e excluir as Áreas, Unidades, Ativos, Instalações e Fontes de Emissão que deseja.
O modo simulação pode ser de grande auxílio na fase de projeto das unidades de
produção. Durante a execução dos projetos o executor poderá criar uma simulação da unidade
de produção que está sendo projetada, com todos os equipamentos relevantes (fontes de
emissão) e fornecer uma estimativa dos dados requeridos pelo sistema, de forma que se possa
55
obter uma estimativa geral da emissão de poluentes da unidade, o que inclui a emissão dos
gases de efeito estufa.
A visualização em separado da emissão de poluentes por fonte pode ser um excelente
auxiliar na escolha dos equipamentos a serem utilizados, permitindo uma comparação entre as
diversas opções de equipamentos e configurações de sistemas que se possa utilizar em uma
unidade de produção.
2.7
Contextualização do trabalho na metodologia de execução de projetos da Petrobras
Neste tópico pretende-se mostrar a metodologia utilizada na Petrobras para o
gerenciamento de projetos e a importância de utilização de ferramentas de apoio à decisão nas
fases iniciais de um empreendimento.
2.7.1
O Programa de Desenvolvimento e Execução de Projetos de E&P - PRODEP
Conforme descrito na Intranet da Petrobras, no site do programa, o PRODEP -
Programa de Desenvolvimento e Execução de Projetos de Exploração e Produção (E&P) visa atingir a excelência no gerenciamento de projetos de E&P através da disseminação das
melhores práticas, procedimentos e ferramentas. Desta forma, a sistemática utilizada
estabelece de forma clara, organizada e seqüencial, os procedimentos e atividades a serem
desenvolvidos no processo de planejamento e implantação dos projetos de Desenvolvimento
da Produção”.
O principal desafio é concluir um projeto com sucesso, isto é, o projeto certo
executado da forma correta no tempo apropriado. Busca-se, portanto, escolher o projeto certo
(fases de Avaliação e Identificação da Oportunidade e Seleção), desenvolvê-lo
apropriadamente (fase de Definição) e entregá-lo de maneira correta (fases de Execução /
Implantação e Operação).
Uma das principais diretrizes desta sistemática é o uso de práticas, ferramentas e
técnicas para dar apoio aos processos decisórios, tais como metodologias de Análise de
Decisão, Benchmarking e Práticas de Melhoria de Valor.
56
2.7.2
Descrição da sistemática de gerenciamento de projetos
A sistemática de gerenciamento de projetos do PRODEP é um processo cíclico
vinculado à cadeia de valor para projetos (supply chain for projects), sendo composta por
diversas fases conectadas por nós (portões de decisão). A sistemática foi concebida tendo
como base a Sistemática de Aprovação, Acompanhamento e Reavaliação de Projetos de
Investimento no Sistema Petrobras, o Modelo de Gerenciamento de Projetos apresentado pelo
Project Management Book of Knowledge (PMBoK) do Project Management Institute (PMI),
a Organização e Atribuições da Petrobras, e as Diretrizes Corporativas de SMS (Petrobras
2005).
FIGURA 17 – A estrutura da sistemática de gerenciamento de projetos do PRODEP.
Fonte: Site do PRODEP (INTRANET - PETROBRAS 2005)
Não pretendemos explanar toda a sistemática de gerenciamento, mas apenas
contextualizar o nosso trabalho dentro da metodologia apresentada.
57
Os Grupos de Revisão (GRs) atuam como força-tarefa temporária, avaliando os
resultados, propondo soluções técnicas, revisões no projeto, compartilhando conhecimentos e
lições aprendidas. Os Grupos de Suporte à Decisão (GSDs) são grupos de gerentes que se
reúnem para avaliar os produtos finais a serem apresentados em cada Portão de Decisão. Os
portões existem ao final de cada etapa, onde os decisores podem considerar quatro opções
para o projeto: continuar, cancelar, adiar ou reciclar. Pacotes de informações (PSDs e PVCs)
compõem os produtos a serem apresentados em cada portão para os decisores.
Retornando à contextualização do tema, pode-se observar que as fases de Projeto
Conceitual e Projeto Básico compõem as fases de seleção e definição, respectivamente,
estando contidas numa fase maior identificada como planejamento, justamente onde as
ferramentas de apoio à decisão se fazem mais necessárias. O item a seguir apresenta uma
idéia das atividades que são realizadas em cada fase.
2.7.3
Principais atividades das fases Projeto Conceitual e Projeto Básico
Neste item serão apresentadas as principais atividades realizadas nas fases iniciais do
empreendimento. A figura abaixo mostra as principais atividades de cada uma das fases da
sistemática de projetos utilizada.
FIGURA 18 – Principais atividades de cada fase da sistemática de projetos do PRODEP.
Fonte: Site do PRODEP (INTRANET - PETROBRAS 2005)
58
Durante a fase de seleção, onde é realizado o que chamamos de projeto Conceitual,
são geradas as alternativas para a implementação do projeto. Esta é a fase em que se “pensa”
no projeto, onde todas as alternativas tecnológicas são discutidas, desde o reservatório até as
unidades terrestres que irão receber os fluidos produzidos. A melhor das alternativas é
escolhida, sendo detalhada na fase seguinte. A margem de erro da estimativa de custos feita
nesta fase deve variar entre -15% e +30%, segundo a AACE (Association for the
Advancement of Cost Engineering).
Já na fase de definição, onde o Projeto Básico é realizado, a alternativa escolhida
anteriormente e o escopo do projeto (reservatório, poços, instalações submarinas e de
superfície, etc...) são detalhados e o plano de execução do projeto é finalizado (cronogramas,
orçamentação, contratações, etc...). A margem de erro da estimativa de custos feita nesta fase
deve variar entre -5% e +15%, segundo a AACE (Association for the Advancement of Cost
Engineering).
Nestas fases iniciais de um empreendimento encontramos o terreno fértil das idéias,
onde podemos avaliar as diversas alternativas para utilização de soluções que resultem em um
menor impacto ambiental, neste caso, numa redução das emissões atmosféricas. No caso de
unidades marítimas de produção, na fase de seleção são determinados os sistemas que irão
compor a unidade (se, por exemplo, o gás liberado em um determinado equipamento pode ser
reaproveitado se enviado para queima). Na fase de definição estes sistemas são
dimensionados, onde temos a oportunidade de, por exemplo, selecionar tipos de equipamentos
que tenham um melhor rendimento, ou ainda otimizar a eficiência energética da unidade com
o reaproveitamento de energia liberada em diversos pontos dos sistemas.
Após estes dois momentos as modificações que possam resultar em melhorias em
relação a emissões atmosféricas não poderão ser implementadas sem grande impacto de prazo
ou custo, o que normalmente restrige a implementação de qualquer tipo de sugestão.
59
2.7.4
A cadeia de valores e a potencialização do valor do projeto
Observando a figura 19 vemos que a excelência no gerenciamento de projetos é mais
crítica na execução, tendo, porém, quase a mesma criticidade na fase de definição. Nestas
duas fases a aplicação de ferramentas de gestão de projetos tem maior valor agregado. Logo,
sendo a metodologia proposta neste trabalho aplicada na fase de definição, traz benefício na
cadeia de valores do projeto.
FIGURA 19 – A Cadeia de Valor para projetos.
Fonte: Site do PRODEP (INTRANET - PETROBRAS 2005)
60
A curva de valor da Sistemática de Gerenciamento do PRODEP é apresentada a
seguir na Figura 20.
FIGURA 20 – Curva de valor da Sistemática do PRODEP.
Fonte: Site do PRODEP (INTRANET - PETROBRAS 2005)
Pela figura acima podemos observar que o valor do projeto tem maior margem de
potencialização dentro das fases de geração de alternativas e de desenvolvimento das
alternativas recomendadas. Mesmo uma execução efetiva das fases posteriores não
conseguiria elevar o projeto a um mesmo patamar de valor agregado.
Podemos concluir que a utilização de ferramentas e metodologias de auxílio nas
tomadas de decisão dentro das fases iniciais de um projeto são fundamentais para o sucesso
do mesmo, agregando, nestas fases, um maior valor ao empreendimento.
61
3
LEVANTAMENTO E TRATAMENTO DOS DADOS
Para a realização deste trabalho foram escolhidas 31 unidades de produção marítimas
da Petrobras, cujos dados de emissão de gases de efeito estufa foram registrados no SIGEA
para os anos de 2003 e 2004.
Os dados de emissão de gases e de produção das unidades apresentados foram
tratados de forma a manter-se os critérios de confidencialidade necessários para a produção
deste estudo. Foram utilizados fatores multiplicadores para as grandezas envolvidas, de forma
que os resultados finais não foram comparativamente afetados, apesar de não representarem
os valores absolutos reais. Os nomes destas unidades também foram alterados, conforme será
apresentado a seguir.
3.1
LEVANTAMENTO DE DADOS
A Tabela 3 mostra os dados obtidos para cada uma das unidades selecionadas.
Utilizando os dados disponíveis no SIGEA, obtivemos o total de emissões dos gases de efeito
estufa inventariados para cada unidade de produção, em termos de carbono equivalente, nos
anos de 2003 e 2004.
62
TABELA 3 – Emissão de CO2 equivalente nas unidades de produção.
UNIDADE
U-01
U-02
U-03
U-04
U-05
U-06
U-07
U-08
U-09
U-10
U-11
U-12
U-13
U-14
U-15
U-16
U-17
U-18
U-19
U-20
U-21
U-22
U-23
U-24
U-25
U-26
U-27
U-28
U-29
U-30
U-31
EMISSÃO DE CO2 EQUIVALENTE (ton)
2003
2004
11165
16916
7112
9730
14404
9292
10471
4147
4063
3404
4508
2851
4149
5545
5531
4204
3663
2029
5770
4369
2285
1497
2388
931
1569
13
16
299
43
63
6
12525
9122
7173
8348
15611
4247
4991
4064
4835
3858
4324
4179
5654
6958
3265
4658
3485
2893
4101
5369
2850
1981
2806
1235
1345
53
22
708
56
78
18
Fonte: Adaptado do sistema SIGEA da Petrobras (os valores absolutos foram alterados, utilizando-se
um fator de correção).
Utilizando o Sistema de Informação da Produção (SIP) foram obtidos os dados de
produção de óleo e gás para os mesmos anos acima citados. Da mesma forma utilizou-se o
Sistema de Atividades do Gás (SAG) para se obter as vazões de gás combustível consumido.
O Sistema de Transporte Marítimos (STM) foi utilizado para saber qual foi o volume de óleo
63
diesel entregue às unidades marítimas de produção durante os anos de 2003 e 2004. A tabela a
seguir consolida as informações obtidas.
TABELA 4 – Produção de óleo e gás e consumo de combustíveis.
UNIDADE
U-01
U-02
U-03
U-04
U-05
U-06
U-07
U-08
U-09
U-10
U-11
U-12
U-13
U-14
U-15
U-16
U-17
U-18
U-19
U-20
U-21
U-22
U-23
U-24
U-25
U-26
U-27
U-28
U-29
U-30
U-31
TIPO
SS
SS
SS
FPSO
FPSO
SS
FPSO
FIXA
FIXA
FIXA
FPSO
FIXA
FIXA
FPSO
FPSO
SS
FIXA
FIXA
SS
SS
SS
SS
SS
SS
SS
FIXA
FIXA
FIXA
FIXA
FIXA
FIXA
DE ÓLEO
GERAÇÃO PRODUÇÃO
2
(10 m3)
DE
ENERGIA
PRÓPRIA
2003
2004
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
SIM
NÃO
NÃO
NÃO
NÃO
NÃO
NÃO
41
88
44
43
89
39
56
6
14
4
26
3
7
30
26
52
15
6
30
22
4
5
8
4
10
10
7
14
2
3
2
30
75
40
54
76
38
58
3
13
4
25
4
11
30
17
46
13
7
28
20
5
5
10
3
9
10
6
16
1
3
2
PRODUÇÃO DE GÁS
3
(10 m3)
CONSUMO DE
DIESEL
-3
(10 m3)
CONSUMO DE GÁS
3
(10 m3)
2003
2004
2003
2004
2003
2004
350
909
348
488
888
296
416
81
99
44
180
12
47
311
232
522
339
66
222
177
53
42
76
48
70
24
16
299
5
9
6
246
782
294
558
877
298
483
49
82
42
168
14
54
341
134
466
305
50
199
153
70
49
107
54
65
20
13
289
4
8
5
23
22
28
76
34
37
33
2
16
10
77
27
2
163
81
76
94
1
110
68
34
118
62
35
43
7
6
2
2
5
2
30
27
24
31
68
19
57
4
19
11
59
29
1
125
58
95
81
13
134
75
38
126
56
23
49
13
5
1
21
3
19
113
106
96
81
80
79
77
76
69
61
60
53
52
43
41
40
38
36
28
25
25
20
16
14
10
0
0
0
0
0
0
82
91
93
109
83
80
98
62
68
56
57
65
63
40
39
42
38
42
48
25
19
25
18
16
10
0
0
0
0
0
0
Fonte: Adaptado dos sistemas de gestão da Petrobras (os valores absolutos foram alterados, utilizandose um fator de correção para cada grandeza citada).
64
3.2
FATOR DE CONVERSÃO DE VOLUME DE GÁS PRODUZIDO PARA ÓLEO
EQUIVALENTE
De forma a possibilitar uma comparação entre o total de emissão de CO2 equivalente
durante o ano com o total de óleo equivalente (óleo+gás) produzido na unidade de produção
(indicador I1), o volume de gás produzido será convertido em volume de óleo equivalente.
Esta conversão será feita em base energética, o que se pode entender como sendo o volume de
óleo necessário para se ter o mesmo poder calorífico de um determinado volume de gás
produzido.
A Agência Nacional do Petróleo (ANP), na sua portaria nº 104 de 08 de julho de
2002, limita a especificação do gás natural comercializado no Brasil. O poder calorífico do
gás deve estar entre 35.000 e 42.000 kJ/m3. A diferença apresentada para a região Norte do
país, 34.000 e 38.400 kJ/m3, será desprezada, pois as unidades de produção marítimas não se
encontram nesta região. Para este trabalho utilizaremos o valor de 42.000 kJ/m3 (10,03
Mcal/m3), e não o valor médio, devido ao gás produzido ter um maior teor de frações pesadas
do que o gás natural comercializado.
No glossário publicado pela ANP temos que o barril equivalente de petróleo (bep) é
uma unidade de energia que equivale, por convenção, a 1.390 Mcal.
Considerando ainda que 1 barril de óleo é igual a 0,159 metros cúbicos de óleo,
pode-se, então, definir um fator para converter o gás produzido em óleo equivalente,
conforme segue:
3
bep
kJ
m 3 óleo
1 Mcal 1
- 3 m óleo
(2)
Fator gás produzido = 42.000 3
⋅
⋅
⋅ 0,159
= 1,15 x 10
bep
m gás 4186,8 kJ 1390 Mcal
m 3 gás
O valor de 1,15 x 10-3 foi utilizado para se converter todo o gás produzido em óleo
equivalente produzido, possibilitando o cálculo do indicador I1 citado anteriormente.
A tabela 5 presente no item a seguir totaliza os valores de óleo e gás produzidos
convertidos em óleo equivalente produzido em cada unidade.
65
3.3
FATORES DE CONVERSÃO DE CONSUMO DE ÓLEO DIESEL E DE GÁS
COMBUSTÍVEL EM ENERGIA CONSUMIDA COM COMBUSTÍVEIS
De forma a possibilitar uma comparação entre o total de emissão de CO2 equivalente
durante o ano com o total de energia consumida com combustíveis na unidade de produção
(indicador I2), o volume de óleo diesel e de gás combustível consumidos devem ser
convertidos em energia consumida com combustíveis. Esta conversão será feita considerandose o poder calorífico de cada combustível.
Conforme citado no item anterior, a ANP, limita a especificação do poder calorífico
do gás natural comercializado no Brasil entre 35.000 e 42.000 kJ/m3. Para este item
utilizamos o valor médio de 38.500 kJ/m3 , ou seja, 38,5 MJ/m3, pois o gás combustível
gerado e consumido nas unidades de produção tem características similares ao gás natural
comercializado no Brasil. Este valor foi utilizado para converter o volume de gás combustível
consumido a cada ano nas unidades de produção em energia consumida com combustível na
unidade.
Fator gás combustível = 38,5
MJ
(3)
m gás combustível
3
Para o poder calorífico do óleo diesel assumiremos o valor de 45.000 kJ/kg (0,045
GJ/kg), utilizado nos projetos da Petrobras. Com este valor podemos converter o volume de
óleo diesel consumido a cada ano nas unidades de produção em energia consumida com
combustível na unidade. A massa específica média considerada para o óleo diesel foi 850
kg/m3. Este valor pode ser encontrado na portaria nº 32 do Departamento Nacional de
Combustíveis (DNC) de 13 de agosto de 1997.
Desta forma, pode-se converter o consumo de gás combustível em consumo de
energia conforme segue:
Fator óleo diesel = 850
kg
GJ
GJ
(4)
⋅ 0,045
= 38,25 3
kg
m diesel
m diesel
3
66
A tabela 5 totaliza os valores convertidos de gás combustível e óleo diesel
consumidos em energia total consumida na unidade de produção.
TABELA 5 – Produção de óleo equivalente e consumo de energia com combustíveis.
UNIDADE
U-01
U-02
U-03
U-04
U-05
U-06
U-07
U-08
U-09
U-10
U-11
U-12
U-13
U-14
U-15
U-16
U-17
U-18
U-19
U-20
U-21
U-22
U-23
U-24
U-25
U-26
U-27
U-28
U-29
U-30
U-31
PRODUÇÃO DE ÓLEO EQUIVALENTE
2
(10 m3)
CONSUMO DE ENERGIA COM
COMBUSTÍVEIS (GJ)
2003
2004
2003
2004
45
98
48
49
99
43
61
7
15
4
28
3
8
34
28
58
19
7
32
24
5
5
8
5
10
10
7
18
2
3
2
33
84
43
61
86
41
64
4
14
4
27
4
12
34
19
52
17
7
31
21
6
6
11
4
10
10
6
19
2
3
2
4361
4098
3684
3123
3096
3049
2948
2930
2645
2346
2304
2050
1990
1680
1589
1546
1452
1390
1073
966
950
762
631
549
404
0.26
0.23
0.06
0.07
0.18
0.09
3156
3515
3584
4182
3197
3082
3763
2402
2636
2166
2205
2504
2409
1549
1495
1636
1452
1626
1852
963
729
974
689
619
401
0.51
0.18
0.04
0.81
0.13
0.74
67
3.4
INDICADOR I1
Com os dados anteriores pode-se calcular o indicador que relaciona o total de
emissão de CO2 equivalente durante o ano com o total de óleo equivalente (óleo+gás)
produzido em cada unidade de produção.
I1 =
emissão total de CO2 equivalente
(ton CO2 / m3 óleo equivalente) (5)
óleo equivalente produzido
onde:
− emissão total de CO2 equivalente: emissão dos gases de efeito estufa
considerados, expressa em toneladas de CO2 equivalente
− óleo equivalente produzido: quantidade de hidrocarbonetos (óleo + gás)
produzida, expressa em metros cúbicos de óleo equivalente
68
TABELA 6 – Indicador I1.
3
Indicador I1 (ton/m )
UNIDADE
U-01
U-02
U-03
U-04
U-05
U-06
U-07
U-08
U-09
U-10
U-11
U-12
U-12
U-14
U-15
U-16
U-17
U-18
U-19
U-20
U-21
U-22
U-23
U-24
U-25
U-26
U-27
U-28
U-29
U-30
U-31
3.5
2003
2004
acumulado
2.47
1.72
1.47
2.00
1.45
2.19
1.73
6.37
2.66
7.92
1.61
9.02
5.17
1.63
1.94
0.73
1.93
2.80
1.80
1.82
4.99
2.73
2.83
2.03
1.50
0.01
0.02
0.17
0.24
0.19
0.03
3.84
1.09
1.65
1.37
1.81
1.04
0.78
10.05
3.56
9.02
1.62
11.16
4.82
2.07
1.72
0.90
2.09
3.97
1.34
2.52
4.89
3.58
2.44
3.08
1.37
0.05
0.04
0.38
0.37
0.25
0.08
3.04
1.43
1.56
1.65
1.62
1.62
1.24
7.78
3.09
8.47
1.61
10.18
4.96
1.85
1.85
0.81
2.01
3.39
1.58
2.15
4.94
3.16
2.60
2.52
1.44
0.03
0.03
0.28
0.30
0.22
0.05
INDICADOR I2
Com os dados citados pode-se calcular o indicador que relaciona o total de emissão
de CO2 equivalente durante o ano com o total de energia consumida com combustíveis na
unidade de produção.
I2 =
emissão total de CO2 equivalente
(ton CO2 / GJ energia consumida) (6)
energia consumida com combustíveis
69
onde:
− emissão total de CO2 equivalente: emissão dos gases de efeito estufa
considerados, expressa em toneladas de CO2 equivalente
− energia consumida com combustíveis: quantidade de energia consumida
na forma de combustíveis (gás combustível e óleo diesel) expressa em
giga joules
TABELA 7 – Indicador I2.
Indicador I2 (ton/GJ)
UNIDADE
U-01
U-02
U-03
U-04
U-05
U-06
U-07
U-08
U-09
U-10
U-11
U-12
U-13
U-14
U-15
U-16
U-17
U-18
U-19
U-20
U-21
U-22
U-23
U-24
U-25
U-26
U-27
U-28
U-29
U-30
U-31
2003
2004
acumulado
2.56
4.13
1.93
3.12
4.65
3.05
3.55
1.42
1.54
1.45
1.96
1.39
2.08
3.30
3.48
2.72
2.52
1.46
5.38
4.52
2.40
1.96
3.78
1.69
3.89
52.12
68.75
4972.93
634.81
358.02
65.05
3.97
2.60
2.00
2.00
4.88
1.38
1.33
1.69
1.83
1.78
1.96
1.67
2.35
4.49
2.18
2.85
2.40
1.78
2.22
5.58
3.91
2.03
4.07
2.00
3.36
104.62
122.33
18513.51
69.21
583.00
23.72
3.15
3.42
1.97
2.47
4.77
2.21
2.30
1.54
1.69
1.61
1.96
1.54
2.23
3.87
2.85
2.78
2.46
1.63
3.38
5.05
3.06
2.00
3.93
1.85
3.62
87.05
91.89
10241.64
113.12
454.83
28.16
70
4
ANÁLISE DOS DADOS OBTIDOS
Neste tópico iremos analisar os dados obtidos para os indicadores I1 e I2.
4.1
INDICADOR I1
INDICADOR I1 - TODAS AS UNIDADES
8
6
3
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
10
4
2
0
U-27 U-26 U-31 U-30 U-28 U-29 U-16 U-07 U-02 U-25 U-03 U-19 U-11 U-06 U-05 U-04 U-14 U-15 U-17 U-20 U-24 U-23 U-01 U-09 U-22 U-18 U-21 U-13 U-08 U-10 U-12
Unidade de Produção
GRÁFICO 1 – Indicador I1 para todas as unidades avaliadas.
Podemos ob
Pode ser observada no gráfico 1 uma variação razoável nos valores deste indicador
para as unidades inicialmente selecionadas. Esta observação dos valores obtidos sugere que se
deve caracterizar grupos de unidades que possam ser utilizados como comparação para os
novos projetos. Separando-se as unidades por tipo (Fixa, FPSO e SS), obtém-se os resultados
mostrados a seguir.
71
4.1.1
Indicador I1 para unidades fixas
Considerando somente as unidades de produção do tipo fixa, o seguinte gráfico para
o indicador I1 foi obtido:
INDICADOR I1 - UNIDADES TIPO FIXA
8
6
3
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
10
4
2
0
U-27 U-26 U-31 U-30 U-28 U-29 U-17 U-09 U-18 U-13 U-08 U-10 U-12
Unidade de Produção
GRÁFICO 2 – Indicador I1 para as unidades do tipo fixa.
O gráfico acima mostra que existe um grupo de unidades (de U-27 a U-29) que
possuem valores menores para o indicador I1. Analisando as características das unidades tipo
fixa, foram separadas as que recebem geração de energia de outra unidade daquelas que
possuem geradores próprios, obtendo os seguintes resultados:
72
INDICADOR I1 - UNIDADES TIPO FIXA
0.5
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
0.4
COM GERAÇÃO PRÓPRIA
10
SEM GERAÇÃO PRÓPRIA
0.3
8
6
3
3
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
INDICADOR I1 - UNIDADES TIPO FIXA
0.2
0.1
0.0
4
2
0
U-26
U-27
U-31
U-30
U-28
U-29
Unidades de Produção
U-17
U-09
U-18
U-13
U-08
U-10
U-12
Unidade de Produção
GRÁFICO 3 – Indicador I1 para unidades tipo fixa com e sem geração própria.
Observa-se que as unidades que não possuem geração de energia própria, ou seja,
não queimam combustível para geração de energia, possuem um indicador I1 mais favorável,
pelo fato de emitirem menos GEE para atmosfera (ver tabela 3). Apesar da escala utilizada
ainda sugerir uma diferença no valor do indicador para estas unidades, indicando a existência
de 2 sub-grupos, julgou-se que esta diferença (0,03 a 0,30) nos fornece uma faixa de trabalho
bem menor do que a anterior (0,03 a 10,18).
Para as unidades com geração de energia própria, observa-se que as unidades U-08,
U-10 e U-12 são chamadas de unidades centrais, que recebem correntes (óleo, gás ou água) de
outras unidades de produção. Pode-se, então, dividir o gráfico em duas áreas de trabalho em
função do tipo de unidade: centrais (7,78 a 10,18) e não-centrais (2,01 a 4,96). As faixas de
trabalho resultantes são bem menores que a obtida sem a divisão proposta (2,01 a 10,18).
73
COM GERAÇÃO PRÓPRIA
10
8
6
4
2
0
U-17
U-09
U-18
U-13
U-08
U-10
U-12
Unidade de Produção
NÃO-CENTRAIS
3
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
CENTRAIS
INDICADOR I1 - UNIDADES TIPO FIXA
GRÁFICO 4 – Indicador I1 para unidades tipo fixa com geração própria.
4.1.2
Indicador I1 para unidades do tipo FPSO
Considerando somente as unidades de produção do tipo FPSO, o seguinte gráfico foi
obtido para o indicador I1:
INDICADOR I1 - UNIDADES TIPO FPSO
3
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
U-07
U-11
U-05
U-04
U-14
U-15
Unidade de Produção
GRÁFICO 5 – Indicador I1 para unidades tipo FPSO.
74
Pode-se observar que os resultados obtidos proporcionam uma boa faixa de trabalho
(1,24 a 1,85), o que mostra uma semelhança entre o desempenho das unidades em relação à
emissão de gases de efeito estufa.
Pode-se acrescentar que as unidades do tipo FPSO são razoavelmente novas, pois
este tipo de tecnologia veio com a necessidade da exploração e produção de petróleo em
grandes lâminas d’água (profundidade do leito marinho em relação ao nível do mar). Como
são mais novas, as tecnologias aplicadas nos equipamentos e sistemas são razoavelmente
similares, resultando em desempenhos também similares em relação à emissão de poluentes.
4.1.3
Indicador I1 para unidades do tipo SS
Considerando agora somente as unidades de produção do tipo SS, o seguinte gráfico
foi obtido para o indicador I1:
INDICADOR I1 - UNIDADES TIPO SS
4
3
3
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
5
2
1
0
U-16 U-02 U-25 U-03 U-19 U-06 U-20 U-24 U-23 U-01 U-22 U-21
Unidade de Produção
GRÁFICO 6 – Indicador I1 para unidades tipo SS.
O gráfico 6 fornece uma faixa de trabalho de 0,81 a 4,94. A unidade U-21 possui um
valor absoluto um pouco maior que o restante das outras unidades. Durante este trabalho não
foi encontrado o motivo pelo qual esta diferença existe. Caso este valor seja desprezado para
a comparação durante o projeto de uma unidade, a faixa de trabalho se apresenta mais
fechada, entre 0,81 e 3,16.
75
4.2
INDICADOR I2
Pode-se observar no gráfico abaixo uma variação bastante acentuada nos valores do
indicador I2 para as unidades inicialmente selecionadas:
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
10000
INDICADOR I2 - TODAS AS UNIDADES
8000
6000
4000
2000
0
U-08 U-12 U-10 U-18 U-09 U-24 U-11 U-03 U-22 U-06 U-13 U-07 U-17 U-04 U-16 U-15 U-21 U-01 U-19 U-02 U-25 U-14 U-23 U-05 U-20 U-31 U-26 U-27 U-29 U-30 U-28
Unidade de Produção
GRÁFICO 7 – Indicador I2 para todas as unidades avaliadas.
Observa-se que o valor do indicador I2 para a unidade de produção U-28 é bastante
superior aos outros. Esta unidade faz parte do grupo de unidades que recebe geração de
energia de outras unidades (U-26 a U-31). Comparando com as outras similares, tem-se que
os valores de emissão de GEE para os anos de 2003 e 2004 relativamente superiores aos das
outras unidades. O consumo de óleo diesel desta unidade não foi expressivamente alto para os
anos de 2003 e 2004. Um alto consumo deste combustível, utilizado em processos de queima,
poderia explicar os altos valores de GEE emitidos.
76
Pode-se chegar à conclusão que, para análise deste indicador, esta unidade deve estar
operando em condições atípicas durante o tempo considerado neste estudo ou porque os dados
de entrada no SIGEA estão incorretos.
Segue, então, o gráfico do indicador I2 desprezando a unidade U-28:
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
INDICADOR I2 - TODAS AS UNIDADES
(desprezando U-28)
400
300
200
100
0
U-08 U-12 U-10 U-18 U-09 U-24 U-11 U-03 U-22 U-06 U-13 U-07 U-17 U-04 U-16 U-15 U-21 U-01 U-19 U-02 U-25 U-14 U-23 U-05 U-20 U-31 U-26 U-27 U-29 U-30
Unidade de Produção
GRÁFICO 8 – Indicador I2 para todas as unidades avaliadas (desprezando U-28).
Pode-se observar, ainda, uma expressiva variação nos valores encontrados para o
indicador I2. Da mesma forma que para o indicador I1, inicialmente as unidades foram
agrupadas por tipo (Fixa, FPSO e SS), obtendo os resultados mostrados a seguir.
77
4.2.1
Indicador I2 para unidades fixas
Considerando somente as unidades de produção do tipo fixa, o seguinte gráfico foi
obtido para o indicador I2:
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
500
INDICADOR I2 - UNIDADES TIPO FIXA
(desprezando U-28)
400
300
200
100
0
U-12 U-08 U-10 U-18 U-09 U-13 U-17 U-31 U-26 U-27 U-29 U-30
Unidade de Produção
GRÁFICO 9 – Indicador I2 para as unidades tipo fixa (desprezando U-28).
Pode-se observar que o lado direito do gráfico, cujas unidades apresentam os maiores
valores para o indicador, é composto pelas mesmas unidades já avaliadas para o indicador I1
como sendo aquelas que não possuem geração própria, recebendo energia gerada em outra
unidade. Isto sugere a mesma separação já utilizada, conforme segue:
78
3.0
INDICADOR I2 - UNIDADES TIPO FIXA
SEM GERAÇÃO PRÓPRIA
(desprezando U-28)
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
500
400
300
200
100
INDICADOR I2 - UNIDADES TIPO FIXA
COM GERAÇÃO PRÓPRIA
(desprezando U-28)
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
0
U-31
U-26
U-27
U-29
U-30
Unidade de Produção
U-12
U-08
U-10
U-18
U-09
U-13
U-17
Unidade de Produção
GRÁFICO 10 – Indicador I2 para as unidades tipo fixa com e sem geração própria
(desprezando U-28).
Observa-se que as unidades que não possuem geração própria têm um indicador I2
mais desfavorável, ou seja, emitem mais GEE pos cada unidade de combustível consumido.
A unidade U-29 apresentou um comportamento singular, pois o indicador I2 caiu de
634,81 ton CO2/GJ em 2003 para 69,21 ton CO2/GJ em 2004. Pela tabela 4 pode-se notar que
houve um aumento expressivo no consumo de óleo diesel de um ano para o outro, sem que
fosse registrado um aumento nas emissões de GEE neste mesmo período (ver tabela 3).
Observando os mesmos dados para as unidades U-26 e U-31, tem-se uma coerência nos dados
de emissão de GEE, pois o aumento das emissões em 2004 está associado ao aumento de
consumo de óleo diesel neste mesmo ano. Pode-se concluir que a unidade U-29 está com um
consumo atípico de óleo diesel que não resulta em emissão de GEE (não é um processo de
queima) ou os dados de entrada para o ano de 2004 no SIGEA estão incorretos.
A unidade U-30 apresenta uma variação também atípica, pois teve uma redução no
consumo de diesel de 2003 para 2004 e um aumento nas emissões de GEE neste mesmo
período.
Para as unidades com geração de energia própria, tem-se uma faixa de trabalho
razoável para I2 (1,54 a 2,46), o que mostra uma semelhança entre o desempenho das
unidades em relação à emissão de GEE. Observa-se ainda uma faixa inicial no lado esquerdo
do gráfico com variação bem pequena (1,54 a 1,69).
79
4.2.2
Indicador I2 para unidades do tipo FPSO
Consideremos agora somente as unidades de produção do tipo FPSO.
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
5
INDICADOR I2 - UNIDADES TIPO FPSO
4
3
2
1
0
U-11
U-07
U-04
U-15
U-14
U-05
Unidade de Produção
GRÁFICO 11 – Indicador I2 para as unidades tipo FPSO.
Pelo gráfico 11 obtido para o indicador I2 pode-se observar que os resultados
proporcionam uma faixa razoável de trabalho (1,96 a 4,77).
4.2.3
Indicador I2 para unidades do tipo SS
Considerando agora somente as unidades de produção do tipo SS, o seguinte gráfico
foi obtido para o indicador I2, que fornece uma faixa de trabalho de 1,85 a 5,05.
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
5
INDICADOR I2 - UNIDADES DO TIPO SS
(desprezando U-28)
4
3
2
1
0
U-24 U-03 U-22 U-06 U-16 U-21 U-01 U-19 U-02 U-25 U-23 U-20
Unidade de Produção
GRÁFICO 12 – Indicador I2 para as unidades tipo SS.
80
4.3
UTILIZAÇÃO DOS INDICADORES I1 E I2 DURANTE A FASE DE PROJETO
Conforme descrito no capítulo 2, pode-se utilizar o modo de cálculo existente no
SIGEA para calcular a previsão de emissão de CO2 equivalente da unidade de produção em
fase de projeto.
A equipe de projeto poderá criar uma unidade hipotética no módulo de cálculo, com
os equipamentos e sistemas selecionados até aquele momento, de forma a obter uma
estimativa das emissões de GEE para a unidade em projeto. Cabe ressaltar que este recurso já
está disponível hoje no SIGEA.
4.3.1
Indicador I1
Com os valores de CO2 equivalente emitido obtidos da simulação no SIGEA, em
conjunto com a curva de produção de óleo e gás prevista para a unidade em projeto, pode-se
calcular o indicador I1 para cada ano de produção, obtendo ainda um valor médio para o
tempo de vida previsto para a unidade.
Utilizando, agora, o módulo de relatório, pode-se selecionar as unidades ou grupos
de unidades para obter os dados de emissão de GEE. Neste passo é importante a seleção de
unidades que possuem características similares àquela que está sendo projetada. A análise do
indicador I1 apresentada neste capítulo vem suibsidiar esta seleção.
Utilizando o Sistema de Informação da Produção (SIP), podemos obter os dados de
produção de óleo e gás para as unidades selecionadas previamente no SIGEA, o que nos
permite calcular o indicador I1 para cada uma destas unidades, conforme descrito no capítulo
3 deste trabalho. Desta forma, podemos fazer uma comparação entre o valor obtido para o
indicador I1 da unidade em projeto com os valores obtidos para as unidades ou grupo de
unidades considerados similares àquela em projeto.
Um retorno ao modo de cálculo do SIGEA nos permite simular a troca de
equipamentos ou sistemas na unidade em projeto, modificando o valor do indicador I1 obtido,
o que possibilita a inclusão de uma decisão econômica e ambiental na seleção de
equipamentos e sistemas a serem utilizados na instalação.
O fluxograma a seguir esclarece os passos descritos acima.
81
SIGEA
Modo de
relatório
CO2 equivalente
CO2 equivalente
SIP
Produção de
óleo e gás
Curvas de
produção de
óleo e gás
Produção de
óleo e gás
SIGEA
Modo de
cálculo
Cálculo da
produção de
óleo
equivalente
Cálculo do indicador I1
para a unidade em projeto
Cálculo da
produção de
óleo
equivalente
Cálculo do indicador I1
para as unidades selecionadas
3
Indicador I1 (Mg CO2/m óleo equivalente)
INDICADOR I1 - UNIDADES TIPO XXX
Comparar
Unidade de Produção
Não
Valor aceitável?
Sim
Fim
FIGURA 21 – Fluxograma de comparação do indicador I1 na fase de projeto.
82
4.3.2
Indicador I2
Com os valores de CO2 equivalente emitido, obtidos da simulação no SIGEA, em
conjunto com os dados de consumo de combustíveis, obtidos nas memórias de cálculo dos
sistemas de gás combustível e de óleo diesel da unidade em projeto, pode-se calcular o
indicador I2 para cada ano de produção, obtendo ainda um valor médio para o tempo de vida
previsto para a unidade.
Utilizando, agora, o módulo de relatório, pode-se selecionar as unidades ou grupos
de unidades para obter os dados de emissão de GEE. Neste passo é importante a seleção de
unidades que possuam características similares àquela que está sendo projetada. A análise do
indicador I2 apresentada neste capítulo vem suibsidiar esta seleção.
Utilizando o Sistema de Atividades do Gás (SAG) e o Sistema de Transporte
Marítimos (STM), pode-se obter, respectivamente, os dados de consumo de gás e de óleo
diesel para as unidades selecionadas previamente no SIGEA, o que permite calcular o
indicador I2 para cada uma destas unidades, conforme descrito no capítulo 3 deste trabalho.
Desta forma, pode-se fazer uma comparação entre o valor obtido para o indicador I2
da unidade em projeto com os valores obtidos para as unidades ou grupo de unidades
considerados similares àquela em projeto.
Da mesma forma que para o indicador I1, é possível retornar ao modo de cálculo do
SIGEA e trocar de equipamentos ou sistemas na unidade em projeto, obtendo um novo valor
para o indicador I2 da unidade em projeto.
O fluxograma a seguir esclarece os passos descritos acima.
83
Memórias de cálculo
dos sistemas de gás
combustível e de óleo
diesel
SIGEA
Modo de
relatório
Cálculo da
energia
consumida com
combustíveis
Cálculo do indicador I2
para a unidade em projeto
SAG e STM
Consumo de gás
combustível e
óleo diesel
CO2 equivalente
Consumo de gás
combustível e
óleo diesel
CO2 equivalente
SIGEA
Modo de
cálculo
Cálculo da
energia
consumida com
combustíveis
Cálculo do indicador I2
para as unidades selecionadas
Indicador I2 (Mg CO2/GJ energia consumida)
INDICADOR I2 - UNIDADES TIPO XXXX
Comparar
Unidade de Produção
Não
Valor aceitável?
Sim
Fim
FIGURA 22 – Fluxograma de comparação do indicador I2 na fase de projeto.
84
5
CONCLUSÕES
5.1
CONSIDERAÇÕES FINAIS
A proposta deste trabalho foi responder à seguinte questão: Como construir um
parâmetro que possa ser um referencial na escolha de alternativas na fase de projeto básico de
uma unidade marítima de produção de petróleo que venha a contribuir para minimizar a
emissão de gases de efeito estufa?
Entende-se que a metodologia de comparação entre as unidades em projeto com as
unidades existentes, utilizando os indicadores propostos, fornece uma componente ambiental
a ser utilizada no processo de escolha de equipamentos ou sistemas a serem utilizados em
unidades marítimas de produção.
Adicionalmente, a metodologia apresentada vem colaborar como instrumento de
grande valia no acompanhamento da vida operacional da unidade de produção, permitindo a
comparação do desempenho de determinada unidade de produção com os valores obtidos para
unidades similares, subsidiando as decisões de intervenções para modificações que visem à
redução de emissão de gases de efeito estufa.
Para os três tipos de unidades citados (fixas, FPSO e SS), durante o projeto de novas
unidades a comparação será feita por técnicos que conhecem as unidades existentes, tendo
disponíveis dados de produção, tipos de equipamentos e sistemas que compõem estas
unidades. Isto permite comparar se as características do projeto em andamento são similares à
das unidades cujos valores no gráfico selecionado se aproximam do valor indicador obtido no
projeto.
A divisão das unidades por similaridade, em grupos, resultou em um pequeno
número de amostras para cada caso. Uma maior quantidade de dados poderá ser utilizada com
a continuidade do sistema, não só pela quantidade de unidades marítimas que entraram em
operação a partir de 2004, mas também porque uma maior massa de dados poderá permitir a
utilização de dados anuais de cada unidade, aumentando a massa de dados disponíveis.
Para a determinação dos indicadores I1 e I2 foram utilizados sistemas de gestão de
informações diferentes:
85
ƒ
Sistema de Gestão de emissões Atmosféricas (SIGEA) – dados de emissão de GEE
ƒ
Sistema de Informação da Produção (SIP) – dados de produção de óleo e gás
ƒ
Sistema de Atividades de Gás (SAP) – dados de consumo de gás combustível
ƒ
Sistema de Transporte Marítimo (STM) – dados de recebimento de óleo diesel
Uma integração entre os sistemas de gestão existentes se torna necessária, de forma a
reduzir a margem de erro inerente à manipulação de dados. O sistema integrado poderia ter a
facilidade de geração dos gráficos desejados, escolhendo as unidades ou grupos de unidades
similares à que se está projetando. O nível de prioridade de consulta do autor nos sistemas de
gestão utilizados é restrito, de forma que não foi possível a execução de testes deste tipo.
O Indicador I1 permite que a eficiência de uma determinada unidade, em relação à
emissão de GEE, seja avaliada em função do tempo. A continuidade do SIGEA irá nos
permitir, futuramente, efetuar este tipo de comparação.
Observando este mesmo indicador (item 4.1.1) pode-se concluir que as unidades de
tipo centrais são menos eficientes em relação à emissão de GEE do que às não-centrais.
Observamos também que as unidades do tipo FPSO pesquisadas possuem valores bem
próximos para este indicador. Isto pode ser explicado pelo fato destas unidades terem sido
projetadas recentemente e as tecnologias utilizadas serem mais consolidadas.
O trabalho atingiu o seu objetivo que, longe de ter a pretensão de esgotar o assunto
sobre a utilização de indicadores de emissão de GEE durante a fase de projeto, traz como
proposta plantar uma semente ambiental na fase de execução de projetos de unidades
marítimas de produção de óleo e gás.
5.2
SUGESTÕES PARA FUTURAS PESQUISAS
Podemos indicar as seguintes sugestões:
1. Sem as restrições que o autor teve para consulta dos dados disponíveis nos
sistemas de gestão, poderia-se chegar a grupos mais bem definidos, tendo uma
melhor análise do comportamento de algumas unidades que se apresentaram
como “ponto fora da curva”;
86
2. Aumentar o tamanho da a amostra, tanto em relação ao número de unidades
como ao número de anos considerados.
87
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Flaring, Incinerating and Venting Requirements. Calgary, Dezembro de 2002.
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BARCELLOS, F. C. Proposta metodológica de indicadores ambientais para o complexo de
Camaçari: estudo de caso. 2002. Dissertação (Mestrado Profissional em Sistemas de Gestão) −
Laboratório de Tecnologia, Gestão de Negócios & Meio Ambiente, Universidade Federal
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BRAGA, B. at al. Introdução à engenharia ambiental. 1ª ed. São Paulo: Prentice Hall, 2002.
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Mudança
do
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–
O
que
significa?
Disponível
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88
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FEDERAÇÃO DAS INDÚSTRIAS DO ESTADO DE SÃO PAULO - FIESP. Cartilha Indicadores de desempenho ambiental na indústria. São Paulo: FIESP, 2003.
FUNDAÇÃO GETÚLIO VARGAS. Fundação Getúlio Vargas Editora. O mecanismo de
Desenvolvimento Limpo – Guia de orientação. Rio de Janeiro, 2002.
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