A qualidade da gasolina no Brasil, segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP)

No primeiro semestre do ano de 2017, a ANP diz que manteve a sua linha de atuação intensiva, procurando identificar e coibir as irregularidades existentes no mercado. Houve ajustes que apontaram para a simplificação e racionalização das normas do setor econômico, no sentido de orientar a ação administrativa de modo a contribuir com a retomada do desenvolvimento econômico da indústria do petróleo, gás natural e biocombustíveis.

O planejamento das ações de fiscalização foi pautado na análise do perfil da região a ser fiscalizada. Esse perfil é determinado por fatores como: indicativo de não conformidade apurado no Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC); dados do Programa de Levantamento de Preços; estudos internos sobre o mercado de combustíveis e a movimentação dos produtos comercializados, denúncias recebidas pelo Centro de Relações com o Consumidor (CRC); e demandas de outros órgãos de fiscalização.

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A figura acima apresenta o quantitativo de ações de fiscalização realizadas no 1º semestre de 2017, divididas por região geográfica, o que permite visualizar de forma clara a abrangência das ações. Para informações mais detalhadas sobre cada região (e seus estados), os números de ações de fiscalização e de autos de infração, de interdição e de apreensão lavrados apresenta-se a tabela abaixo.

A ANP ressalta que o abastecimento nacional é composto atualmente por cerca de 120.000 agentes econômicos, divididos em mais de uma dezena de segmentos, de acordo com as atividades econômicas exercidas. As revendas de combustíveis automotivos e as de GLP são as mais numerosas, e consequentemente apresentam o maior quantitativo de ações de fiscalização, de autos de infração e de interdição.

A tabela a seguir apresenta a distribuição das ações de fiscalização por segmento, assim como o número de autos de infração, de interdição e de apreensão lavrados no primeiro semestre de 2017. Os segmentos que apresentaram reduzido número de ações de fiscalização foram classificados como “demais”, compreendendo os importadores de óleo lubrificante, os distribuidores de asfalto e os consumidores industriais de solvente, por exemplo.

O agente de fiscalização, ao constatar o não atendimento à legislação em vigor, verifica a necessidade de, entre outras medidas, lavrar auto de infração, em que deverão constar todas as irregularidades encontradas durante a ação que lhe deram causa. Dessa forma, um auto de infração poderá ser motivado, concomitantemente, por várias irregularidades. O gráfico abaixo apresenta as principais motivações, verificadas no 1º semestre de 2017, em termos percentuais.

Como demonstrado no gráfico acima, “comercializar ou armazenar produto não conforme com a especificação” figura entre as principais motivações para os autos de infração. Em relação a essa infração, cabe aqui ressaltar que o valor percentual de autos de infração por qualidade não guarda relação com o “índice de não conformidade de combustíveis” determinado pelo PMQC.

Isso acontece porque o PMQC realiza uma seleção aleatória dos postos que terão combustível coletado para garantir a precisão estatística na mensuração da não conformidade. Já as ações de fiscalização não são realizadas de forma aleatória e se baseia, entre outras fontes, nos resultados verificados pelos PMQC.

Isso garante uma maior assertividade, permitindo que a ANP atue nos agentes econômicos que realmente estejam comercializando combustíveis adulterados. Desta forma, a proporção de autos de infração motivados por não conformidade não é um indicativo da qualidade dos combustíveis comercializados em determinado estado.

Importante: quando o consumidor suspeitar de um posto de gasolina, deve denunciar o posto à ANP pelo telefone 0800 970 0267 ou pela internet no Fale Conosco (http://www.anp.gov.br/wwwanp/fale-conosco). A ligação é gratuita e pode ser anônima. Para registrar a denúncia, é necessário informar o CNPJ do posto. Quanto mais informação houver, melhor – ajuda informar também a razão social, o endereço e o nome da distribuidora que forneceu os produtos ao posto. Por isso, é importante ter a nota fiscal. Além disso, o denunciante deve descrever o ocorrido. A fiscalização do posto pode não ocorrer logo após a denúncia, ou a adulteração pode não ser comprovada quando ocorrer a fiscalização. Mas isso não torna inúteis as denúncias, pois elas ajudam a ANP a direcionar as ações de fiscalização em todo o Brasil – somadas aos dados coletados pelo Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis e às informações repassadas por Procons, Ministério Público.

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Como projetar os dutos terrestres

O transporte por dutos utiliza um sistema de tubos ou cilindros, previamente preparados, formando uma linha chamada de transporte por dutos ou via que movimenta produtos de um ponto a outro. O transporte de cargas ocorre no interior dessa linha e o movimento se dá por pressão ou arraste por um elemento transportador. Assim, o transporte por dutos é constituído de terminais (com os equipamentos de propulsão do produto), tubos e as respectivas juntas de união.

Essa modalidade de transporte, especialmente quando comparada com os modais rodoviário e ferroviário, vem se revelando como uma das mais econômicas para grandes volumes de produto, principalmente de petróleo (e derivados), gás natural e álcool (etanol). Dessa forma, também podem ser transportados minério, cimento e cereais (minerodutos ou polidutos): o transporte é feito por tubulações que possuem bombas especiais, que impulsionam cargas sólidas ou em pó. Também se dá por meio de um fluido portador, como a água para o transporte do minério (média e longa distância) ou o ar, para o cimento e cereais (curta distância).

Carvão e resíduos sólidos (minerodutos): para esse tipo de carga utiliza-se uma cápsula para transportar a carga, por meio da tubulação, impulsionada por um fluido portador, água ou ar.

Águas servidas – esgoto (dutos de esgoto): as águas servidas ou esgotos produzidos pelo homem podem ser conduzidos por canalizações próprias até um destino final adequado.

Água potável (dutos de água): uma vez coletada em mananciais ou fontes, a água é conduzida por meio de tubulações até estações, para tratamento e distribuição, também por meio de tubulações. As tubulações envolvidas na coleta e distribuição são denominadas adutoras.

Quanto ao tipo de operação, está dividida em transporte ou transferência; quanto à rigidez, pode ser rígida ou flexível; quanto à localização, têm-se as formas enterrada, flutuante, aérea ou submarina; quanto à temperatura de operação, pode ser normal ou aquecida; e quanto ao material de constituição, divide-se em aço e materiais não metálicos. As operações de transporte ou de transferência de produtos por dutos podem ser realizadas por um sistema forçado (que utiliza um elemento de força para movimentar o produto dentro do duto); ou pelo sistema por gravidade (que utiliza apenas a força da gravidade para movimentar o produto dentro do duto). O sistema por gravidade apresenta vantagens sobre o sistema forçado, uma vez que não precisa de força motriz mecânica o que faz com que não haja gasto com energia, porém possui, como limitação, a condição de transportar apenas produtos fluidos, pouco viscosos.

A NBR 15280-1 de 06/2017 – Dutos terrestres – Parte 1: Projeto estabelece as condições e os requisitos mínimos exigidos para projeto, especificação de materiais e equipamentos, teste hidrostático e controle da corrosão em instalações dutoviárias terrestres. Aplica-se a instalações dutoviárias terrestres para movimentação de produtos líquidos ou liquefeitos, como petróleo, derivados de petróleo (nafta, gasolina, diesel, querosene, óleo combustível etc.), condensado de gás natural, gasolina natural, gás liquefeito de petróleo, amônia anidra, etanol e outros biocombustíveis.

As instalações dutoviárias terrestres abrangidas por esta parte são: os dutos que interligam estações de coleta e tratamento, plantas de processamento, bases de distribuição e terminais, incluindo as suas instalações complementares, como: câmaras de pigs; tubulações em estações de redução, limitação e alívio de pressão; tubulações em estações de medição de vazão; tubulações em áreas de válvulas intermediárias do duto; trecho terrestre de dutos provenientes de instalações marítimas; tubulações em bases de distribuição e terminais (terrestres e aquaviários); tubulações em píeres; tubulações em estações, inicial ou intermediária, de bombeamento ou de reaquecimento.

O duto, normalmente enterrado, segue em corredor delimitado, quando cruza qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base de distribuição, terminal, estação de bombeamento, etc.). No caso de ser o ponto inicial ou final do duto, o corredor delimitado para o duto segue até a câmara de pigs ou até a medição de vazão, na ausência da câmara de pigs, ou até a primeira válvula de bloqueio, na ausência das duas instalações anteriores. As tubulações que interligam as instalações entre dutos e parque de tanques em plantas de processamento podem ser projetadas de acordo com esta parte da NBR 15280. Neste caso, recomenda-se que seja delimitado um corredor dentro da unidade para passagem das tubulações.

A figura abaixo 1 apresenta um diagrama ilustrativo da abrangência das instalações que estão cobertas por esta parte da norma. As seguintes instalações são exemplos de plantas de processamento: refinarias, plantas de processamento de gás natural, plantas de amônia anidra e usinas de etanol e outros biocombustíveis. A estação de bombeamento inicial pode estar locada em qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base de distribuição, terminal etc.).

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A estação de bombeamento intermediário pode estar em área independente ou locada em qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base d e distribuição, terminal, etc.). A estação de aquecimento intermediário, utilizada em alguns dutos com produtos transportados aquecidos, pode estar em área independente ou locada em qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base de distribuição, terminal etc.). Aplica-se somente aos dutos e tubulações cujos tubos e demais componentes de tubulação são de aço-carbono. Aplica-se aos dutos e tubulações para movimentação de produtos líquidos ou liquefeitos, inflamáveis ou tóxicos, classificados segundo os danos potenciais que possam causar à integridade das pessoas, aos bens patrimoniais das comunidades e ao meio ambiente.

Esta Parte da NBR 15280 classifica os produtos transportados dentro das duas categorias de risco citadas a seguir: categoria I – produtos inflamáveis ou tóxicos, estáveis na fase líquida quando em condições de temperatura ambiente e pressão atmosférica. Os produtos da categoria I apresentam menores riscos potenciais que os da categoria II. Exemplos típicos são: petróleo, derivados líquidos de petróleo, metanol, etanol e outros biocombustíveis. Os produtos da categoria I possuem pressão de vapor absoluta igual ou inferior a 1,10 bar (1,12 kgf/cm2), a 38 °C, sendo denominados produtos de baixa pressão de vapor (BPV).

A categoria II inclui os produtos inflamáveis ou tóxicos, estáveis na fase gasosa quando em condições de temperatura ambiente e pressão atmosférica, mas que sob certas condições de temperatura ou pressão podem ser transportados como líquidos. Os produtos da categoria II apresentam maiores riscos potenciais que os da categoria I. Exemplos típicos são: gases liquefeitos de petróleo (GLP), eteno, propano, líquido de gás natural (LGN), amônia anidra. Os produtos da categoria II possuem pressão de vapor absoluta superior a 1,10 bar (1,12 kgf/cm²), a 38 °C, sendo denominados produtos de alta pressão de vapor (APV).

Não se aplica ao projeto de dutos e tubulações nas seguintes condições: movimentação de GLP na fase gasosa; movimentação de gás natural liquefeito (GNL); operação acima de 120 °C e abaixo de – 30 °C; tratamento e processamento de óleo; poços, cabeças de poços, separadores e outras facilidades de produção; movimentação de combustíveis líquidos para fornos e caldeiras; tubulações auxiliares de água, ar, vapor e óleo lubrificante; operação a pressões relativas iguais ou inferiores a 100 kPa (1 bar).

O projeto de um duto inclui outros itens fora do escopo desta Parte da NBR 15280, como: seleção da diretriz e do diâmetro, levantamento de condições ambientais, coleta de dados geomorfológicos, determinação dos teores de elementos contaminantes nos produtos transportados, investigações batimétricas, investigações de agressividade química do solo e estudos de impacto ambiental. Esta Parte da NBR 15280 adota o Sistema Internacional de Unidades (SI).

A pressão, as cargas externas e a variação da temperatura são os principais carregamentos nos dutos e tubulações. Medidas de proteção e de mitigação das tensões mecânicas devem ser adotadas em locais como: travessia de rios, áreas alagáveis, pontes, áreas com tráfego intenso e terrenos instáveis. Algumas destas medidas são: utilização de tubo camisa ou jaqueta de concreto, aumento da espessura de parede, aprofundamento do duto e utilização de placa de concreto.

A pressão de projeto (PMP), em qualquer ponto de um duto ou tubulação, deve atender às seguintes condições: ser igual ou superior à PMO; seu valor, acrescido de 10 %, deve ser igual ou superior à PMI. A pressão de projeto deve ser igual ou superior à PMP definida em 4.2.1. A verificação da espessura de parede quanto à resistência ao colapso deve utilizar o maior diferencial entre as pressões externa e interna, que possa ocorrer durante a vida útil da instalação. A pressão interna oriunda da expansão térmica do fluido por efeito de insolação deve ser considerada para trechos aéreos, entre bloqueios, de duto e tubulação.

Caso necessário, deve ser previsto dispositivo de alívio térmico que mantenha a pressão igual ou inferior a 110 % da pressão de projeto do respectivo trecho entre bloqueios. A pressão de ajuste dos dispositivos de alívio térmico de um equipamento segue a sua norma de projeto. A faixa da temperatura de projeto é definida pelos limites da temperatura do metal esperada para as condições normais de operação. Para instalações expostas ao sol, o limite superior da faixa de temperatura de projeto não pode ser inferior a 60 °C.

No caso da existência na instalação de dispositivos de proteção de temperatura, a definição dos limites superiores e inferiores da faixa de temperatura de projeto deve ser baseada nas temperaturas de metal esperadas quando da atuação destes dispositivos. Alguns materiais, qualificados em conformidade com as normas listadas no Anexo B, podem não ser adequados para utilização em dutos e tubulações que operem à temperatura próxima do limite inferior preconizado. Deve ser dada atenção às propriedades mecânicas e metalúrgicas nas baixas temperaturas, para os materiais empregados em instalações sujeitas às condições ambientais ou operacionais de baixas temperaturas.

O dimensionamento de tubos para a pressão interna resume-se na determinação da espessura nominal de parede. Para tubos curvados, obtidos a partir de tubos retos por conformação a frio, a espessura nominal a ser adotada é a mesma determinada para o tubo reto de mesmo diâmetro e material, operando à mesma pressão. Para flanges e conexões forjadas, com extremidades para solda de topo, fabricadas de acordo com uma das normas do Anexo B aplicável a estes componentes, a espessura nominal a ser adotada para a extremidade da peça (bisel) deve ser determinada por 5.2.1.

Nas extremidades para solda de topo, considerar na escolha do material a limitação para espessuras desiguais, definida no ASME B31.4. Considerar as restrições impostas pela variação do diâmetro interno para trechos sujeitos à passagem de pigs. Para peças forjadas com flange ou rosca, a espessura mínima de metal no corpo não pode ser inferior à especificada para as peças fabricadas no padrão ASME ou MSS, para a mesma classe de pressão. A espessura mínima de parede para tubos curvados por indução, obtidos segundo a NBR 15273, medida na região do extradorso da curva, deve ser igual à espessura total de um tubo reto de mesmo diâmetro e material, operando à mesma pressão.

Os vários ganhos da eficiência energética

CURSO TÉCNICO PELA INTERNET

Gestão de Energia – Implantação da Nova Norma NBR ISO 50001 – Disponível pela Internet – Ministrado em 09/09/2013

A Nova Norma deve conduzir as reduções nos custos, nas emissões de gases de efeito estufa e outros impactos ambientais através da gestão sistemática da energia.

Manuel Alves Filho

eficiência

O tema da eficiência energética vem ganhando importância em vários setores no Brasil, notadamente o industrial. A despeito disso, o número de empresas brasileiras do segmento que dispõem de sistemas e processos estruturados de gestão da energia ainda pode ser considerado tímido. Um exemplo disso é que aproximadamente dez empresas no país possuem seu Sistema de Gestão da Energia (SGE) certificado pela norma ISO 50001, concedida àquelas organizações que estabeleceram sistemas e processos para melhorar o desempenho energético, incluindo eficiência energética, e adotam boas práticas no uso e consumo de energia. Na Alemanha, para estabelecer um termo de comparação, são mais de 1.100 empresas. “Esses dados demonstram o universo de oportunidades que o tema oferece”, afirma o engenheiro mecânico Flávio Roberto Mathias, que acaba de defender dissertação de mestrado sobre diagnóstico energético e gestão da energia na Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM) da Unicamp, sob a orientação do professor Sergio Bajay.

De acordo com Mathias, as medidas na área de eficiência energética são importantes por dois motivos especialmente. Primeiro, porque contribuem para a redução de custos, meta que está sempre sendo perseguida pelas empresas. Segundo, porque, integradas a outras boas práticas de gestão, ajudam a tornar a corporação mais competitiva e também contribuem para minimizar os impactos ambientais decorrentes dos processos de produção. Em sua dissertação, o engenheiro mecânico tomou como estudo de caso uma central petroquímica de primeira geração pertencente à Braskem, empresa com 12 anos de atividades e que conta com 36 unidades industriais, sendo 29 no Brasil, cinco nos Estados Unidos e duas na Alemanha. A planta analisada está instalada em São Paulo, na região do ABC.

O pesquisador explica que uma central petroquímica de primeira geração é aquela que produz, a partir da nafta ou do gás natural, produtos como eteno, propeno, butadieno e BTX, matérias-primas utilizadas pelo restante da cadeia petroquímica (plantas de segunda e terceira gerações) para a fabricação de resinas termoplásticas, elastômeros e bens industriais de consumo, incluindo utensílios plásticos, para ficar em poucos exemplos. Pela avaliação feita pelo autor da dissertação, ao comparar o consumo energético específico da planta analisada com o indicador de consumo da melhor tecnologia disponível no mercado (BAT – Best Available Technology) para a produção de eteno, esta unidade apresenta um potencial técnico médio de conservação de energia de 36,4% [entre 2009 e 2012]. “A unidade tem como melhorar o seu desempenho nessa área através da adoção de um conjunto de medidas que envolvem a identificação e correção de perdas energéticas, investimentos em novas tecnologias e a ampliação da cultura da conservação de energia entre seus integrantes e parceiros”, aponta.

As principais rotas tecnológicas que têm possibilitado ganhos de eficiência energética na indústria petroquímica envolvem processos de integração das unidades produtivas, cogeração, reciclagem e recuperação de calor. Mathias reforça que o tema eficiência energética se torna ainda mais importante quando a empresa consegue integrá-lo a outras iniciativas. Embora a gestão energética, por si somente, já traga vantagens, ela tende a potencializar os resultados gerais da corporação quando associada a outras boas práticas. No caso específico, a redução do consumo de energia concorre também para a melhoria do processo de produção. “Quando você melhora um indicador, ele afeta positivamente outros indicadores. Ou seja, quando processos, que estão obviamente ligados a um gerenciamento sustentável, são aperfeiçoados, os reflexos positivos são sentidos por outras áreas, como as de segurança, qualidade e meio ambiente”, exemplifica o autor da dissertação.

O engenheiro mecânico destaca que o seu estudo de caso teve como base um diagnóstico feito pela Braskem em 2012. O trabalho foi desenvolvido por funcionários da empresa, especialistas do Departamento de Energia do governo dos Estados Unidos e representantes de instituições convidadas, entre elas a Unicamp. O próprio Mathias participou do diagnóstico, como estudante de pós-graduação da Universidade. “Essa experiência foi muito valiosa, tanto para os integrantes da Braskem quanto para as instituições convidadas, que tiveram a oportunidade de acompanhar os especialistas durante o diagnóstico energético”, considera. Conforme Mathias, o propósito do diagnóstico era reduzir custos e melhorar o desempenho energético das plantas da Braskem.

A partir dos dados pesquisados, o autor da dissertação desenvolveu então uma metodologia voltada à gestão energética, acompanhada das estimativas de potenciais para ganhos de eficiência energética. “Vale ressaltar que hábitos podem e devem ser mudados com o objetivo de reduzir o consumo energético e eliminar os desperdícios de energia” pondera. Atualmente, prossegue Mathias, os investimentos em eficiência energética estão mais concentrados, no Brasil, no consumo de energia elétrica. “Aos poucos, porém, o tema começa a sensibilizar outros setores. E isso é fundamental que aconteça, notadamente na área industrial, que foi responsável por 35,1% da energia primária consumida no Brasil em 2012”, pontua o pesquisador.

Mathias contou com bolsa de estudos concedida pelo Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq), por meio da sua participação no projeto Eficind, coordenado pelo Núcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético (Nipe) da Unicamp, que entre outros objetivos inclui o mapeamento de tecnologias, processos e ações, para se estimar potenciais técnicos, econômicos e de mercado de eficiência energética nos setores industriais intensivos, que possam ser incorporados nos estudos de planejamento energético a longo prazo, executadas pelo governo federal.

Gigante do ramo

A Braskem foi formada em 2002, já como líder do setor petroquímico na América Latina. A empresa é controlada pela multinacional brasileira Odebrecht, que detém 50,1% das ações, e pela Petrobras, que possui outros 47%. A empresa soma 36 unidades industriais, sendo 29 delas no Brasil, cinco nos Estados Unidos e duas na Alemanha. No México, em associação com o grupo local Idesa, a Braskem está investindo no mais importante projeto petroquímico na América Latina, para produção de eteno e polietileno, que entrará em operação em 2015.

A empresa está entre as dez brasileiras com melhor resultado no Carbon Disclosure Project (CDP), ano-base 2011, pela transparência e qualidade do inventário de emissões de gases de efeito estufa. Em 2012, pelo segundo ano consecutivo, conquistou a categoria Ouro no Programa Brasileiro GHG Protocol e se manteve indexada ao Índice Carbono Eficiente (ICO2) da Bolsa de Valores de São Paulo. A atuação da Braskem em 2012 também lhe valeu o Prêmio Finep de Inovação Sustentável, pelo segundo ano consecutivo, na categoria Grande Empresa. Em 2013, a receita líquida da empresa foi de R$ 41 bilhões, o que representou um crescimento da ordem de 13% em relação ao ano anterior.

As empresas de química e petroquímica mais valiosas para os seus públicos

Foi feito um levantamento das empresas de química e petroquímica que mais produzem valor para seus clientes, consumidores, acionistas, funcionários e sociedade. Criado pela DOM Strategy Partners o ranking MVP (Mais Valor Produzido), contém as cinco companhias dos setores que mais produzem valor a partir da percepção, avaliação e recomendação de seus stakeholders.

Basf, Braskem, Petrobras, DOW e Raízen figuram na lista com as companhias que mais geraram valor a partir da interação com os seus diferentes públicos. Foram pesquisados e monitorados diferentes públicos das principais companhias de química e petroquímica do País, recortadas pela DOM através das mil maiores empresas. O que direcionou a pesquisa foi uma metodologia própria da consultoria que defende a tese de que o valor produzido pelas empresas é agregado – ou destruído – e quantificado em função da percepção que os públicos dessas companhias tem ao interagir com elas, seja em processos de comunicação, relacionamento ou transações.

Uma questão bem interessante a salientar sobre o ranking é a Petrobras, que enfrenta uma das piores crises da sua história, e com a pesquisa foi constatado quais são os seus ativos e os indicadores que reverberam em credibilidade, imagem positiva e eficácia de seu motor competitivo, fatores que fazem parte de todo o legado da empresa e que mostra luz no fim do túnel se souberem realinhar e reverter o cenário atual. Dentre os ativos analisados para as empresas terem destaque na lista, estão: Eficácia da Estratégia Corporativa, Resultados Gerados, Crescimento Evolutivo, Valor das Marcas, Qualidade de Relacionamento com Clientes, Governança Corporativa, Sustentabilidade, Gestão de Talentos, Cultura Corporativa, Inovação, Conhecimento Corporativo, Tecnologia da Informação, Grau de Transformação e Uso das Tecnologias Digitais.

Para o relatório, os maiores nomes da indústria química e petroquímica foram ouvidas pela DOM Strategy Partners, consultoria 100% nacional focada em estratégia corporativa, para compor o ranking MVP (Mais Valor Produzido). O levantamento avalia a capacidade das companhias em gerar e proteger valor não apenas para si, mas também para seus clientes, consumidores, acionistas, funcionários e sociedade, conhecidos como stakeholders.

Basf, Braskem, Petrobras, DOW e Raízen assumem o top 5 da lista que avaliou ativos como Eficácia da Estratégia Corporativa, Resultados Gerados, Crescimento Evolutivo, Valor das Marcas, Qualidade de Relacionamento com Clientes, Governança Corporativa, Sustentabilidade, Gestão de Talentos, Cultura Corporativa, Inovação, Conhecimento, Grau de Transformação e Uso das Tecnologias Digitais, dentre outros. O CEO da DOM Strategy Partners, Daniel Domeneghetti, explica que o conceito do estudo foi entender como a industria petroquímica se comunica com os seus principais públicos diante da crescente queda que vive nos últimos anos. “Há uma convergência de fatores que nos aguçou para saber por quais caminhos apontam os setores para construirem e manterem a sua capacidade em gerar valor. Por exemplo, a Petrobras enfrenta uma das piores crises da sua história, Com a pesquisa entendemos quais são os seus ativos e os indicadores que reverberam em credibilidade, imagem positiva e eficácia de seu motor competitivo, fatores que fazem parte de todo o legado da empresa e que mostra luz no fim do túnel se souberem realinhar e reverter o cenário atual”, explica o executivo.

Para viabilizar a pesquisa, a consultoria se apoiou na metodologia EVM (Enterprise Value Management), tática que defende a tese de que o valor produzido pelas empresas, tanto gerado, como protegido, seja este tangível ou intangível, é agregado (ou destruído) e materializado (quantificado) em função da percepção de valor apreendida e tangibilizado pelos stakeholders. A partir da premissa do conceito EVM, os principais nomes do setor passaram por uma avaliação em relação às suas performances nos ativos tangíveis e intangíveis, selecionados como direcionadores de geração e/ou proteção de valor pelas empresas.

O levantamento e o resultado analítico também uniram uma série de interações, pesquisas e monitorias feitas pela DOM com os diferentes públicos das empresas mais relevantes dos setores. A resposta sobre capacidade de cada empresa gerar e proteger valor para si e para esses públicos foi feita a partir da quantificação das quatro dimensões que definem o Valor Corporativo de uma companhia: Resultados, Reputação (definida como Credibilidade/Imagem), Competitividade e Riscos.

quadro

Plano Nacional de Contingência para Incidentes com Óleo

SOLUÇÕES PARA A GESTÃO DE ACERVOS

Controlar e manter o seu acervo de normas técnicas e de documentos internos e externos sempre atualizados e disponíveis para compartilhamento entre todos os usuários é hoje um grande desafio em diversas organizações por envolver a dedicação e o esforço de vários profissionais.

As Normas de Sistemas da Qualidade – série ISO 9000, são rigorosas quanto aos critérios de controle, atualização e disponibilização de documentos corporativos aos seus usuários. Tanto os documentos de origem interna como externa, devem ser controlados para evitar a utilização de informações não-válidas e/ou obsoletas, cujo uso pode trazer sérios problemas aos sistemas, produtos e negócios da empresa.

É por isso que a Target Engenharia e Consultoria desenvolveu Sistemas que gerenciam e controlam estes documentos de forma rápida, ágil e segura, facilitando o acesso à informação e ajudando os seus clientes a garantirem suas certificações.

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Luciana Vianna Pereira e Isabella Genú Faria

Com mais de 15 anos de atraso, o Plano Nacional de Contingência para Incidentes de Poluição por Óleo em Águas sob Jurisdição Nacional (PNC) foi finalmente editado por meio do Decreto Federal nº 8.127, de 22 de outubro de 2013. Previsto inicialmente na Convenção Internacional Sobre Preparo, Resposta e Cooperação em Caso de Poluição por Óleo de 1990 (“ORPC/90”), da qual o Brasil foi signatário, e relembrado pelo Governo mais recentemente após os acidentes de derramamento de petróleo no mar ocorridos no campo de Macondo, no Golfo do México, e no campo de Frade, na Bacia de Campos, no litoral brasileiro, o momento escolhido para o lançamento do Plano Nacional de Contingência foi o dia seguinte ao leilão do primeiro campo para exploração e óleo e gás na camada pré-sal na costa brasileira.

Aqueles que trabalham na área ambiental e de petróleo e gás devem lembrar que, seguindo uma tendência mundial, a ORPC/90 foi firmada como uma resposta ao acidente envolvendo o navio Exxon Valdez, em 1989, na costa norte-americana, em que 257 mil barris de petróleo foram derramados no mar. Após internalizar o texto da convenção no ordenamento jurídico pátrio, por meio do Decreto nº 2.870/98, o Brasil editou a Lei nº 9.966/00, conhecida como a lei de poluição marinha, que trata, de forma abrangente, da movimentação de óleo e outras substâncias nocivas ou perigosas em portos organizados, instalações portuárias, plataformas e navios em águas sob jurisdição nacional, define a cadeia de responsabilidades, os entes fiscalizadores e as medidas de contenção a serem adotadas em caso de acidentes.

A lei prevê que o PNC resultaria da unificação de planos locais ou regionais de resposta a acidentes, servindo como uma última resposta nacional a acidentes ocorridos em sua costa. Assim, o PNC integra um sistema de resposta a acidentes, composto também pelos planos de emergência individual exigidos no curso do licenciamento das empresas que atuam em águas sob jurisdição nacional, e pelos Planos de Área, regulados pelo Decreto 4.871/03, para abranger uma determinada área geográfica, como a Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, por exemplo.

Com o leilão do campo de Libra, cercado de grande expectativa, o Governo, finalmente, levou adiante a criação do plano. Embora a edição do Decreto nº 8.127/13 tenha representado um avanço para suprir essa necessidade legislativa, a norma ainda possui lacunas que merecem análise.

Primeiramente, chama a atenção o enorme lapso temporal entre as normas que previam o PNC e a sua efetiva elaboração. Importante destacar que o Decreto prevê diversos prazos para a criação de comissões, realização de treinamentos, que evidenciam que, embora o plano tenha sido editado, ainda há um longo caminho a percorrer para que se torne eficaz.

Como um exemplo, temos a redação original do §3º do art. 3º do Decreto nº 4.871/03, que previa a elaboração de cada Plano de Área no prazo de 180 dias. O Decreto nº 8.127/13 alterou o dispositivo estabelecendo o prazo de um  ano, a contar da convocação pelo órgão ambiental competente, prevendo ainda que tal prazo poderá ser prorrogado por 90 dias, deixando ao leitor da norma a dúvida se, desta vez, os prazos serão observados.

O novo Decreto prevê ainda a ação integrada de diversos órgãos do Poder Executivo, das Forças Armadas, das Agências Reguladoras, do IBAMA, além dos órgãos ambientais estaduais e municipais para que se possa dar efetividade à norma. Com tantas interfaces, é preciso se perguntar sobre a possibilidade de atendimento aos acidentes na necessária celeridade que estes demandam, sem esbarrar em eventuais conflitos de competência, entraves burocráticos, já que o Decreto não estabelece prazos para que os mesmos se manifestem quando acionados e não prevê, condicionando a regulamentação por cada um dos órgão responsáveis pela coordenação da resposta ao acidente, os canais de comunicação internos a serem utilizados.

Outro ponto que pode gerar repercussão é a criação do SISNÓLEO – Sistema de Informações Sobre Incidentes de Poluição por Óleo em Águas Sob jurisdição Nacional, a ser desenvolvido e implementado pelo IBAMA, no prazo de 18 meses. Entretanto, a forma, estrutura e pessoal para desenvolver o projeto ainda não estão definidos. Diante dessas lacunas, fica a sensação de que o primeiro passo foi dado, mas ainda há planos, programas, treinamentos internos, o SISNÓLEO e outros tópicos a serem desenvolvidos.

Luciana Vianna Pereira e Isabella Genú Faria são respectivamente associadas sênior e júnior do escritório Trench, Rossi e Watanabe Advogados, trabalhando na área ambiental e de consumidor do escritório do Rio de Janeiro, com foco especial na indústria naval e de petróleo e gás.

O famoso pré-sal e as suas possibilidades

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Na verdade, o que o governo Lula e Dilma vem fazendo com o pré-sal é um verdadeiro jogo de marketing político e sempre atrás de uma cortina de fumaça. Essa é uma porção do subsolo que se encontra sob uma camada de sal situada alguns quilômetros abaixo do leito do mar. Acredita-se que a camada do pré-sal, formada há 150 milhões de anos, possui grandes reservatórios de óleo leve (de melhor qualidade e que produz petróleo mais fino).

De acordo com os resultados obtidos através de perfurações de poços, as rochas do pré-sal se estendem por 800 quilômetros do litoral brasileiro, desde Santa Catarina até o Espírito Santo, e chegam a atingir até 200 quilômetros de largura. Estima-se que a camada do pré-sal contenha o equivalente a cerca de 1,6 trilhão de metros cúbicos de gás e óleo. O número supera em mais de cinco vezes as reservas atuais do país. Só no campo de Tupi (porção fluminense da Bacia de Santos), haveria cerca de 10 bilhões de barris de petróleo, o suficiente para elevar as reservas de petróleo e gás da Petrobras em até 60%.

A grande polêmica está justamente na tecnologia que será necessária para a extração. O Brasil ainda não dispõe de recursos necessários para retirar o óleo de camadas tão profundas e terá que alugar ou comprar de outros países. O campo de Tupi, por exemplo, se encontra a 300 quilômetros do litoral, a uma profundidade de 7.000 metros e sob 2.000 metros de sal. É de lá e dos blocos contíguos que o governo espera que vá jorrar 10 bilhões de barris de petróleo.

Devido à falta de informações sobre os campos, ainda é muito cedo para se ter uma estimativa concreta de custos. No entanto, alguns estudos já dão uma ideia do tamanho do desafio. Alguns acham que seriam necessários 600 bilhões de dólares (45% do produto interno bruto brasileiro) para extrair os 50 bilhões de barris estimados para alguns os blocos de exploração. A Petrobras já é mais modesta em suas previsões. Para a companhia, o custo até se aproxima dos 600 bilhões de dólares, mas engloba as seis áreas já licitadas em que é a operadora.

Testes realizados pela Petrobras mostraram que ainda não estão totalmente superados os desafios tecnológicos para explorar a nova riqueza. A produção no bloco de Tupi ficou abaixo dos 15.000 barris de petróleo que a Petrobras esperava extrair por dia durante o teste de longa duração.

Fora o risco de não haver os alardeados bilhões de barris de petróleo no pré-sal, a Petrobras ainda poderá enfrentar outros problemas. Existe a chance de a rocha-reservatório, que armazena o petróleo e os gás em seus poros, não se prestar à produção em larga escala a longo prazo com a tecnologia existente hoje. Como a rocha geradora de petróleo em Tupi possui uma formação heterogênea, talvez também sejam necessárias tecnologias distintas em cada parte do campo. Além disso, há o receio de que a alta concentração de dióxido de carbono presente no petróleo do local possa danificar as instalações.

Para o campo de Libra, a Petrobras terá que conseguir o dinheiro necessário para o desenvolvimento e a exploração dessa reserva de petróleo. Com uma dívida de US$ 112,7 bilhões no fim do segundo trimestre, a estatal brasileira é também a maior devedora do mundo entre as companhias abertas não financeiras, de acordo com o Bank of America. A segunda na classificação do banco, a China State Grid, devia US$ 104 bilhões na mesma data. A terceira, a americana Verizon, US$ 98 bilhões. Com participação de 40% na área leiloada ontem, a Petrobrás ainda terá de ficar com pelo menos 30% nas próximas licitações, se forem mantidos os critérios adotados até agora para o modelo de partilha.

Por enquanto, a exploração de toda essa riqueza é ainda uma incógnita, ou seja, vive-se na espera, já que em 2004 foram perfurados alguns poços em busca de óleo na Bacia de Santos. É que ali haviam sido identificadas, acima da camada de sal, rochas arenosas depositadas em águas profundas, que já eram conhecidas. Se fosse encontrado óleo, a ideia era aprofundar a perfuração até chegar ao pré-sal, onde os técnicos acreditavam que seriam encontrados grandes reservatórios de petróleo.

Em 2006, quando a perfuração já havia alcançado 7.600m de profundidade a partir do nível do mar, foi encontrada uma acumulação gigante de gás e reservatórios de condensado de petróleo, um componente leve do petróleo. No mesmo ano, em outra perfuração feita na Bacia de Santos, a Companhia e seus parceiros fizeram nova descoberta, que mudaria definitivamente os rumos da exploração no Brasil. A pouco mais de 5 mil metros de profundidade, a partir da superfície do mar, veio a grande notícia: o poço, hoje batizado de Tupi, apresentava indícios de óleo abaixo da camada de sal. O sucesso levou à perfuração de mais sete poços e em todos encontrou-se petróleo. Mas, o desafio de produzir em quantidade é outra coisa. Só o futuro dirá!

A gestão da qualidade para as indústrias do petróleo, gás natural e petroquímica

Normas comentadas

Confira quais as normas comentadas disponíveis. Elas oferecem mais facilidade para o entendimento e são muito mais fáceis de usar:

http://www.target.com.br/portal_new/ProdutosSolucoes/NBR/Comentadas.aspx

NBR 14039 – Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV. Possui 140 páginas de comentários

NBR 5410 – Instalações elétricas de baixa tensão – Comentada – para windows, versão 2004

NBR ISO 9001 – COMENTADA – Sistemas de gestão da qualidade – Requisitos

Glossário Técnico Gratuito

Disponível em três línguas, a ferramenta permite procurar termos técnicos traduzidos do português para o inglês e para o espanhol. Acesse no link http://www.target.com.br/portal_new/ProdutosSolucoes/GlossarioTecnico.aspx?ingles=0&indice=A&exibeOrientacao=true&palavra=

oilA ABNT ISO/TS 29001 – Indústrias do petróleo, gás natural e petroquímica – Sistemas de gestão da qualidade específicos do setor – Requisitos para organizações de fornecimento de produtos e serviços (clique no link para mais informações) é uma especificação técnica, editada em outubro de 2011, que define os requisitos do sistema de gestão da qualidade para o projeto, desenvolvimento, produção, instalação e serviços aplicáveis a produtos para as indústrias do petróleo, gás natural e petroquímica. O petróleo é uma fonte de energia primária, em geral de baixa substituibilidade no curto prazo, apresentando suas derivadas demandas de curto e médio prazo pouco elásticas a variações nos preços (ou seja, variações percentuais nos preços implicam em variações comparativamente muito menores nas quantidades demandadas). Devido a esse problema de baixa substituibilidade, a demanda por derivados de petróleo – por conseguinte, do próprio petróleo – tem que ser realizada no curto prazo para que não haja a redução do nível de atividade econômica deste espaço, quase que independentemente do nível corrente de preços do petróleo. Essas características e a amplitude do consumo de seus derivados (combustível automotivo, geração elétrica, calefação, etc.) fazem do petróleo uma fonte energética fundamental para a economia de todos os países.

Como indústria de energia, de características infraestruturais, a indústria de petróleo, gás e petroquímica gera bens que são insumos de difícil substituição na matriz produtiva de qualquer país, sendo estes insumos bases do modo de produção e consumo e mesmo da cultura da sociedade moderna. Um exemplo claro desta importância são os derivados de petróleo utilizados como combustíveis para motores de combustão interna (gasolina e diesel) dos veículos utilizados em serviços de transporte, serviço de infraestrutura sem o qual nenhuma estrutura produtiva industrial moderna funcionaria.

Dessa forma, a disponibilidade de petróleo e seus derivados e seus níveis de preços têm grande importância para a determinação do nível de crescimento econômico e do nível de preços das economias nacionais, pois energia e transporte são insumos necessários para produção de quaisquer bens ou serviços. Essa indústria está assim na formação e sustentação dos alicerces da economia industrial moderna, e seu modus operandi, e, por conseguinte do modo de viver do mundo atual. A sociedade industrial parece ser uma sociedade do hidrocarboneto. Ela representa agregadamente atualmente cerca de 55,61% da oferta mundial de energia primária, e 59% das necessidades energéticas mundiais em termos da matriz de consumo energético final.

A especificação técnica ABNT ISO/TS 29001 tem como objetivo desenvolver um sistema de gestão da qualidade que promova a melhoria contínua, enfatizando a prevenção de defeitos e a redução da variabilidade e de perdas na cadeia de suprimento e na prestação de serviços. Em conjunto com os requisitos específicos de clientes, define os requisitos fundamentais do sistema de gestão da qualidade para aqueles que a adotarem. Pretende evitar múltiplas auditorias de certificação e fornecer urna abordagem comum para o sistema de gestão da qualidade voltada às indústrias do petróleo, gás natural e petroquímico.

No corpo da norma, o texto dentro da caixa é original e inalterado da NBR ISO 9001:2008. Os requisitos suplementares específicos do setor da indústria do petróleo, petroquímica e gás natural estão fora das caixas. Importante é que quando forem efetuadas exclusões, reivindicações de conformidade com essa especificação técnica não são aceitáveis, exceto nos casos em que as exclusões fiquem limitadas aos requisitos contidos nas subseções abaixo listadas e que tais exclusões não afetem a capacidade ou responsabilidade da organização de fornecer produtos que atendam aos requisitos dos clientes e requisitos legais aplicáveis:

– 7.3 Projeto e desenvolvimento;

– 7.5.1 Controle de produção e fornecimento de serviço;

– 7.5.2 Validação dos processos para produção e fornecimento de serviço;

– 7.5.4 Propriedade do cliente.

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