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PANP 90 - 2000

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AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

PORTARIA ANP Nº 90, DE 31.5.2000 - DOU 1º.6.2000

Aprova o Regulamento Técnico do Plano de Desenvolvimento que define o conteúdo e estabelece procedimentos quanto à forma de apresentação do Plano de Desenvolvimento para os Campos de Petróleo e Gás Natural, anexo à presente Portaria, de acordo com o estabelecido no inciso IV do art. 44, da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997.

Revogada pela Resolução ANP nº 17, de 18.3.2015 - DOU de 20.3.2015 - Efeitos a partir de 20.3.2015.

O DIRETOR-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO - ANP, no uso de suas atribuições legais, tendo em vista a Resolução de Diretoria nº 296, de 30 de maio de 2000e o disposto no art. 44 da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, torna público o seguinte ato:

Art. 1º. Fica aprovado o Regulamento Técnico do Plano de Desenvolvimento que define o conteúdo e estabelece procedimentos quanto à forma de apresentação do Plano de Desenvolvimento para os Campos de Petróleo e Gás Natural, anexo à presente Portaria, de acordo com o estabelecido no inciso IV do art. 44, da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997.

Art. 2º. O concessionário fica obrigado a entregar à ANP, nos prazos estabelecidos no contrato de concessão, o respectivo Plano de Desenvolvimento.

Art. 3º. No ato da declaração de comercialidade o Concessionário denominará o campo utilizando-se de nomes de aves brasileiras, quando se tratar de descobertas em terra, e nomes ligados à fauna marinha, quando se tratar de descobertas no mar.

Art. 4º. Uma vez aprovado o Plano de Desenvolvimento, a ANP disponibilizará em sua página da Internet um sumário sobre a concepção do sistema de produção a ser desenvolvido no campo, incluindo as seguintes informações:

I - a localização geográfica da área de desenvolvimento, no bloco de concessão, na bacia sedimentar, município e estado, indicando a lâmina d’água média, quando se tratar de campo marítimo;

II - o número e as características principais dos poços produtores e injetores;

III - o sistema de coleta da produção;

IV - as unidades de produção de petróleo e gás natural, destacando-se suas características construtivas básicas quando se tratar de empreendimento marítimo;

V - o sistema de escoamento da produção;

VI - a duração prevista para o desenvolvimento.

Art. 5º. O não cumprimento das disposições contidas na presente Portaria implicará na aplicação das penalidades previstas na Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, e em legislação complementar.

Art. 6º. Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

DAVID ZYLBERSZTAJN

REGULAMENTO TÉCNICO DO PLANO DE DESENVOLVIMENTO

1. Objetivo e Campo De Aplicação

1.1 O presente Regulamento orienta a elaboração do Plano de Desenvolvimento de um campo de produção petrolífera e gaseífera, de que trata o Inciso IV do Art. 44º da Lei nº 9.478, de 06.08.1997, estabelece o seu conteúdo mínimo em conformidade com os preceitos do Contrato de Concessão para Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, e define procedimentos de aprovação e revisão do referido Plano.

1.1.1 Este Regulamento aplica-se ao desenvolvimento inicial de campos ainda não explotados, a campos em produção que necessitem de planos complementares para a melhoria ou retomada da produção, bem como àqueles já em desenvolvimento e que necessitem de alterações para melhoria da produção.

1.2 O Plano de Desenvolvimento deve ser preparado de acordo com as instruções contidas neste Regulamento e conter informações, em abrangência e profundidade, suficientes para:

a) permitir à ANP conhecer e acompanhar os parâmetros do desenvolvimento do campo;

b) demonstrar que a explotação do campo se fará em consonância com a legislação em vigor, particularmente com as normas e regulamentações governamentais aplicáveis à indústria de petróleo;

c) demonstrar que as operações futuras de produção ocorrerão de acordo com as melhores práticas da indústria de petróleo.

1.3 O Desenvolvimento proposto para cada campo de petróleo ou de gás natural deve atender aos princípios básicos adiante enumerados, que são mandatórios para a aprovação do Plano de Desenvolvimento:

a) garantia da conservação dos recursos petrolíferos, que pressupõe: a recuperação eficiente de hidrocarbonetos existentes nas jazidas petrolíferas e gaseíferas, o controle do declínio de reservas e a minimização das perdas na superfície;

b) garantia da segurança operacional que impõe o emprego de normas e procedimentos relativos à segurança ocupacional e à prevenção de acidentes operacionais;

c) garantia da preservação ambiental, que implica na utilização de processos que minimizem o impacto das operações no meio ambiente.

2. Disposições Gerais

2.1 O Plano de Desenvolvimento que incluir Projetos Pilotos de Produção Antecipada deve discriminar separadamente os dados físicos e financeiros relativos a essas etapas.

2.2 Se o campo a ser desenvolvido tiver compartilhamento de instalações de produção com outros campos, a descrição das atividades de desenvolvimento desse campo deve explicitar os componentes e equipamentos compartilhados e as informações sobre investimentos relativos a essas instalações devem incluir as proporções a serem alocadas a cada campo.

2.3 Havendo previsão de utilização de novas tecnologias desenvolvidas pelo próprio Concessionário ou aplicação de tecnologias não usuais relacionadas à engenharia de petróleo e gás natural, estas tecnologias devem ser descritas nos itens pertinentes do Plano de Desenvolvimento.

3. Definições

a) Melhores Práticas da Indústria do Petróleo - São práticas e procedimentos visando a maximização da recuperação dos recursos petrolíferos de forma técnica e economicamente sustentável e que estejam em consonância com a conservação e o uso racional de petróleo e gás natural, controle do declínio das reservas e a preservação do meio ambiente.

b) Plano de Desenvolvimento - significa o documento preparado pelo Concessionário contendo o programa de trabalho e respectivo investimento, necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na área da concessão.

c) Desenvolvimento - conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo ou gás.

d) Desenvolvimento modular - conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo ou gás, cujo desenvolvimento foi concebido em módulos individualizados, com produção independente e seqüencialmente instalados.

e) Desenvolvimento complementar - conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo ou gás, cuja concepção foi posterior ao desenvolvimento original do campo e execução durante a fase de produção.

f) Projeto piloto de produção - projeto de desenvolvimento parcial do campo, de concepção reduzida, constituindo-se num módulo temporário para produção antecipada ou para obtenção de dados e informações técnicas de geologia, reservatório, novas tecnologias, etc.

g) Campo de Petróleo ou de Gás Natural - área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção.

h) Zona - camada ou conjunto de camadas correlacionáveis dentro de uma mesma unidade estratigráfica, contendo petróleo, gás ou água.

i) Produção - conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma jazida e de preparo para sua movimentação.

j) Unidade de Produção - conjunto de instalações destinadas a promover a separação, tratamento, estocagem e escoamento dos fluidos produzidos e movimentados num campo de petróleo e gás natural.

k) Unidade de Produção Marítima - unidade de produção instalada no mar, podendo ser fixa ou flutuante.

l) Unidade de Produção Terrestre - unidade de produção localizada em terra, também denominada de Estação Coletora.

m) Bacia Sedimentar - depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não.

n) Declaração de Comercialidade - notificação escrita do Concessionário à ANP declarando uma jazida como descoberta comercial na área de concessão.

o) Gás Associado - gás natural produzido de jazida onde ele é encontrado dissolvido no petróleo ou em contato com o petróleo subjacente saturado de gás.

p) Gás Não Associado - gás natural que é produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e condensado.

q) Reservatório - configuração geológica dotada de propriedades específicas, armazenadora de petróleo ou gás, associado ou não.

r) Jazida - reservatório ou depósito já identificado e possível de ser posto em produção.

s) Medição fiscal - Medição do volume de produção fiscalizada efetuada num ponto de medição da produção a que se refere o inciso IV do Art. 3º, do Decreto n.º 2705, de 03/08/1998.

t) Medição operacional - medição para controle operacional da produção e de outras correntes de escoamento. Compreende as medições das produções e das injeções de água, dos volumes de água recebida de outros campos, o consumo próprio e outros usos de petróleo e gás natural, os volumes para gas lift e o gás natural queimado.

u) Medição fiscal compartilhada - medição dos volumes provenientes de dois ou mais campos, que se misturam antes de um ponto da medição fiscal da produção.

v) Bloco - parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pela coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural.

4. Sumário Executivo

4.1 O Sumário Executivo do Plano de Desenvolvimento deve descrever, sucintamente, a concepção global de explotação do campo petrolífero e enfocar as seguintes questões:

a) a localização geográfica da área de desenvolvimento, identificando o município e estado e indicando a lâmina d’água média, quando se localizar no mar;

b) as características principais dos reservatórios produtores tais como: crono-estratigrafia, ambiente deposicional, características permo-porosas, etc.;

c) as reservas totais e provadas de petróleo e gás natural do campo e as vazões máximas de produção, especificando o ano em que sua ocorrência é esperada;

d) a malha de drenagem e método de produção;

e) o número e as características principais dos poços produtores, injetores e outros, bem como os aspectos relevantes de suas completações;

f) os sistemas de coleta da produção;

g) as unidades de produção de petróleo e gás natural, destacando-se suas características construtivas fundamentais quando se tratar de empreendimento marítimo;

h) os processos de separação e tratamento de petróleo e gás natural, bem como o tratamento e locais de descarte de efluentes;

i) os sistemas de escoamento da produção;

j) os investimentos necessários para o desenvolvimento do campo, discriminando as parcelas referentes a poços, unidades de produção e sistemas de coleta e escoamento da produção;

k) a duração prevista para o desenvolvimento;

l) planejamento da desativação do campo.

4.2 Se o desenvolvimento da produção for concebido de forma modular, devem ser explicitadas as razões para tal procedimento e a descrição acima deve contemplar cada módulo separadamente, com exceção dos itens relativos a geologia, reservatórios e reservas.

5. Localização do Campo

5.1 Descrever a localização geográfica da área reservada para o desenvolvimento na bacia sedimentar e incluir as seguintes informações:

a) área de desenvolvimento, em km²;

b) distância aproximada da costa e faixa de lâmina d’água, no caso de campos marítimos;

c) proximidade de cidades, no caso de campos terrestres;

d) outras informações geográficas relevantes.

5.2 A área de desenvolvimento deve estar circunscrita por uma única linha poligonal traçada segundo um reticulado de 9,375”(nove segundos e trezentos e setenta e cinco milésimos) de latitude por 9,375” (nove segundos e trezentos e setenta e cinco milésimos) de longitude.

5.3 As informações geográficas do campo devem ser apresentadas na forma de:

a) mapa de localização geográfica, indicando a escala utilizada; no caso de campos marítimos deverão ser traçadas as cotas batimétricas;

b) figura de detalhe da área de desenvolvimento, identificando a projeção superficial dos reservatórios produtores;

c) tabela de coordenadas geográficas dos vértices que definem a área reservada para o desenvolvimento e da área esperada do campo.

6. Geologia e Reservatórios

6.1 Histórico da Exploração

Apresentar uma retrospectiva resumida da atividade exploratória, incluindo o seguinte:

a) identificação do bloco exploratório original;

b) data do início da atividade exploratória;

c) número de poços exploratórios perfurados;

d) coordenadas dos poços exploratórios;

e) mapas dos levantamentos sísmicos 2D e 3D realizados, mencionando o montante, em km2, das áreas cobertas;

f) data do encerramento da atividade exploratória e declaração de comercialidade;

g) cronologia e descrição das descobertas realizadas.

6.2 Modelo Geológico da Área do Campo

Descrever o modelo geológico da área do campo, enfocando resultados de estudos estratigráficos e estruturais e incluindo informações sobre o sistema petrolífero identificado, modelos deposicionais, etc., conforme descriminado a seguir:

6.2.1 Apresentar a análise estratigráfica realizada na área do campo, destacando uma descrição das unidades lito, bio e cronoestratigráficas.

6.2.2 Apresentar a análise estrutural realizada para a área do campo, contendo a descrição da evolução tectônica com destaque para o sistema de falhamento na área, incluindo:

a) mapas estruturais dos reservatórios contendo os reservatórios de interesse;

b) seções sísmicas interpretadas;

c) seções geológicas.

6.2.3 Descrever o sistema petrolífero e gaseífero da área, contendo uma síntese dos eventos de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos na área, e incluir também:

seções esquemáticas do modelo de migração e acumulação;

descrição das características dos geradores e qualidade do petróleo e gás natural existente.

6.3 Modelo Geológico de Reservatório

A descrição do modelo geológico de reservatório deve conter dados e informações sobre o zoneamento estratigráfico, a evolução diagenética e descrição das litofácies. Apresentar também as características físicas dos reservatórios, suas propriedades petrofísicas, análises de testemunhos, resultados de testes de formação, perfilagens e análises do fluido.

6.3.1 Apresentar o modelo geológico de reservatório, detalhando o zoneamento estratigráfico dos reservatórios e enfatizando os critérios para seu estabelecimento, apresentar a evolução diagenética das rochas do reservatório, bem como a descrição detalhada das litofácies definidas.

6.3.2 Descrever as características físicas do reservatório, apresentando informações sobre sua geometria externa e propriedades petrofísicas obtidas através de testemunhos ou perfis incluindo:

a) Tabela com Dados Estruturais do reservatório, contendo profundidades e cotas do topo e base de cada reservatório atravessado pelos poços perfurados na área de desenvolvimento, bem como as suas espessuras efetivas com petróleo e gás natural, porosidades, saturações de água e posições dos contatos de fluidos;

b) Mapas estruturais do topo e base, indicando os contatos entre fluidos (no caso de campos marítimos representar também as isóbatas);

c) Mapas volumétricos (isópacas, espessura porosa e espessura porosa com hidrocarboneto);

d) Gráfico com o gradiente de pressão da área (Kgf/cm2/m);

e) Gráfico com o gradiente de temperatura da área (oC/m); quando houver variação lateral de temperatura, apresentar também mapa de isotermas da área;

6.3.3 Apresentar e comentar os resultados de análises de testemunhos e ensaios petrofísicos realizados e outros tipos de análises que tenham sido realizadas pelo Concessionário em testemunhos de rocha-reservatório. Os resultados das análises petrofísicas deverão ser sistematizados em uma Tabela de Dados Petrofísicos, contendo informações que identifiquem o campo, o poço, as profundidades (medidas e cotas) das amostras e a data de realização das análises.

6.3.4 Apresentar e comentar os resultados dos testes de formação, inclusive testes a cabo (RFT) descrevendo as características básicas e os aspectos relevantes dos mesmos. Incluir também Tabela de Dados de Testes de Formação com dados de identificação do campo e poço, os tempos de fluxo e estática, intervalo testado, data de realização do teste e resultados da interpretação. Deverão constar da Tabela informações como pressão na cabeça do poço, abertura da válvula de controle de fluxo, temperatura de fundo, profundidade da ferramenta de teste, vazão estabilizada, razão gás-petróleo, permeabilidade, depleção, razão de dano, índice de produtividade (injetividade), raio de investigação, presença de barreiras e outras informações e dados considerados relevantes pelo Concessionário. As pressões relatadas deverão ser referenciadas a um mesmo datum.

6.3.5 Efetuar a descrição das perfilagens realizadas, apresentando: tipos de perfis, intervalos perfilados, ocorrências relevantes (exemplo: prisão de ferramenta), temperaturas de fundo (medidas e extrapoladas), companhias e data de realização. Apresentar os resultados das Análises Quantitativas de Perfis, sumarizando-os segundo o zoneamento estratigráfico proposto. Apresentar os parâmetros utilizados para as correções ambientais e cálculos volumétricos e a equação de saturação utilizada, discutindo os critérios empregados para o estabelecimento destes itens. Incluir, em formato A4, os perfis-tipo de cada reservatório avaliado.

6.3.6 Apresentar os resultados das análises de fluidos produzidos, identificando os poços e intervalos amostrados, data, tipo de amostrador utilizado e local de coleta.

Os dados deverão ser sistematizados em Tabelas de Dados de Fluidos Produzidos, de acordo com a natureza dos fluidos, onde deverão constar todos os resultados das análises efetuadas pelo Concessionário.

6.4 Engenharia de Reservatórios

A descrição das atividades de Engenharia de Reservatórios deve conter informações que permitam avaliar se a estratégia de explotação do campo foi concebida de forma a assegurar a recuperação otimizada dos reservatórios. Para isso, devem ser explicitados os mecanismos primários de produção, a utilização de processos de manutenção de pressão ou de recuperação melhorada, bem como devem ser apresentados os resultados dos estudos de reservatórios realizados.

6.4.1 Descrever o mecanismo primário de recuperação, quando se tratar de um horizonte ainda não explotado.

6.4.1.1 No caso de mecanismo de capa de gás , indicar o volume da capa e identificar as áreas do reservatório mais sensíveis à depleção da capa, baseado no modelo de reservatório utilizado.

Apresentar também uma análise de sensibilidade indicando as vazões máximas de produção admissíveis para que não haja decréscimo na recuperação final do reservatório.

6.4.1.2 No caso de mecanismo de influxo de água, descrever as características básicas do aqüífero, sua extensão e capacidade (potencial), baseado no modelo de reservatório utilizado.

Apresentar também uma análise de sensibilidade indicando as vazões máximas de produção admissíveis para evitar cone de água e diminuição da recuperação final esperada para o reservatório.

6.4.2 Se for necessário o emprego de manutenção de pressão do reservatório através de injeção de água ou gás, descrever os aspectos relevantes desse processo de recuperação, enfatizando:

a) zonas ou intervalos sujeitos à injeção de fluidos;

b) possíveis problemas de injetividade, incluindo resultados de estudos de compatibilidade de água de injeção e da formação e tratamento a ser empregado;

c) malha de drenagem;

d) uso de poços não convencionais.

6.4.3 Caso métodos de recuperação melhorada de petróleo sejam empregados, descrever os aspectos relevantes do processo, destacando:

a) método a ser utilizado;

b) áreas do reservatório a serem submetidas à recuperação melhorada;

c) malha de drenagem;

d) uso de poços não convencionais.

6.4.4 Apresentar informações sobre o Estudo de Reservatório realizado, descrevendo o modelo de caracterização de reservatórios utilizado e as características básicas da simulação de fluxo efetuada.

6.4.4.1 Quanto à caracterização do reservatório, incluir informações sobre:

a) estudos de geofísica de reservatórios;

b) técnicas empregadas de mudança de escala para obter as propriedades permo-porosas do reservatório a nível da malha de simulação;

c) tratamento das curvas de permeabilidade relativa;

d) mapas de saturações iniciais de petróleo, água e gás natural.

6.4.4.2 Quanto à simulação de fluxo, incluir informações sobre:

a) tipo de simulador empregado;

b) tipo de malha de simulação usada, acrescentando número e dimensões das células de simulação;

c) índice de produtividade dos poços: método de determinação e valores utilizados;

d) descrição das características especiais da simulação de reservatório que foram consideradas, como, por exemplo, emprego de densidade (grau API) variável do petróleo, refinamento localizado de malha, acoplamento com simuladores de escoamento multifásico em poços e linhas, etc.

e) critérios para fechamento (abandono) de poços utilizados na simulação.

6.4.4.3 Se for empregada simulação composicional, acrescentar informações sobre os componentes e os parâmetros críticos do escoamento considerados.

6.4.4.4 Quando se tratar de desenvolvimento complementar para adensamento de malha, uso de poços não convencionais ou processo de recuperação melhorada, acrescentar informações sobre o ajuste de histórico de produção já realizado e incluir os resultados do mesmo na forma de gráfico de produção acumulada de petróleo, água e gás versus tempo.

6.4.4.5 Comentar os resultados da simulação realizada, descrevendo os fatores críticos que influenciam a eficiência de recuperação nas zonas consideradas.

Incluir também mapas zonais de saturação remanescente de óleo e gás no abandono.

6.5 Metodologia de Gerenciamento de Reservatórios

Descrever a metodologia proposta para o acompanhamento do desempenho dos reservatórios, incluindo:

a) procedimentos de registros de pressão;

b) procedimentos de coleta de fluidos;

c) medição de vazões poço a poço;

d) periodicidade dos testes de produção.

7. Reservas

7.1 Volumes in-situ

Discriminar, por reservatório, os volumes in-situ de petróleo, condensado estabilizado e gás natural. Expressar os volumes de líquido e de gás em milhões de metros cúbicos, expressando os valores com três casas decimais.

7.1.1 Informar separadamente os volumes in-situ de gás associado em solução, gás livre associado, gás não associado.

7.2 Reservas

Discriminar, por reservatório, as reservas provadas e totais de petróleo, condensado estabilizado e gás natural. Expressar as reservas de líquidos em metros cúbicos e as reservas de gás em milhares de metros cúbicos.

7.2.1 As reservas de gás associado em solução, gás livre associado, gás não associado devem ser informadas separadamente.

7.2.2 Descrever o método empregado para a estimativa de reservas.

7.3 Produções acumuladas

Quando se tratar de desenvolvimento complementar, informar as produções acumuladas de petróleo, condensado estabilizado e gás natural, bem como o fator de recuperação prévia de cada reservatório. Expressar as produções acumuladas de líquidos em metros cúbicos e as de gás em milhares de metros cúbicos.

7.4 Regulamento Técnico de Reservas de Petróleo e Gás Natural

Os volumes discriminados nos subitens 7.1, 7.2 e 7.3 devem ser determinados de acordo com o Regulamento Técnico de Reservas de Petróleo e Gás Natural da ANP.

8. Previsão de Produção e Movimentação de Fluidos

8.1 Previsão de Produção

Devem ser apresentados os resultados do estudo de reservatórios como a previsões de produção e injeção de fluidos e comportamento hidrodinâmico dos reservatórios, conforme discriminado a seguir:

8.1.1 Apresentar as previsões de produção e injeção de fluidos em todo o campo, de acordo com o detalhamento a seguir:

a) curvas de vazões de produção de petróleo, água e gás (associado e não associado) contra tempo;

b) curvas de produção acumulada de petróleo, água e gás (associado e não associado) contra tempo;

c) curvas de vazões de injeção de água e de gás natural contra tempo;

d) curvas de injeção acumulada de água e gás natural contra tempo;

e) curva de fator de recuperação do campo contra tempo;

f) curva de pressão contra tempo.

8.1.2 Acrescentar também tabela com valores anuais de vazões médias de produção de petróleo, água e gás natural e vazões médias de injeção de água e gás natural, referentes a todo o campo.

8.1.3 Para cada reservatório do campo, apresentar tabelas contendo valores anuais médios de:

a) vazão de produção de petróleo, água e gás natural;

b) vazão de injeção de água e gás natural;

c) razão gás-petróleo;

d) razão água-petróleo;

e) pressão estática do reservatório;

f) fator de recuperação do reservatório.

8.1.3.1 Quando especificidade de projeto e/ou características físicas do reservatório não permitirem uma discriminação conforme solicitado, o concessionário poderá agrupar as informações constantes deste item por conjunto de reservatórios justificando as razões para tal.

8.1.4 Para o principal reservatório do campo, apresentar mapas de saturação de petróleo, água e gás natural em diferentes tempos ao longo da vida do campo, obtidos através da simulação numérica de reservatórios, quando o seu uso for recomendado.

8.1.5 Expressar as grandezas mencionadas acima nas seguintes unidades:

a) vazões de produção e injeção de líquidos: metros cúbicos por dia;

b) vazões de produção e injeção de gás: milhares de metros cúbicos por dia;

c) produção ou injeção acumulada de líquido: metros cúbicos;

d) produção ou injeção acumulada de gás: milhares de metros cúbicos;

e) pressão: quilograma-força por centímetro quadrado.

8.2 Previsão de Movimentação de Fluidos

Descrever a movimentação de gás natural no campo, discriminando os volumes previstos anualmente para bombeamento pneumático (gas lift), consumo interno, perdas e queimas.

8.2.1 Se o campo possuir mais de uma unidade de produção, informar os volumes descritos acima para cada unidade separadamente.

8.2.2 Apresentar justificativas para a previsão de queima de gás natural.

9. Poços

9.1 Perfuração

A descrição das atividades de perfuração deve conter informações sobre o tipo, características geométricas e localização geográfica dos poços, conforme discriminado a seguir. Devem ser incluídos, além disso, os aspectos relevantes das operações de perfuração e completação.

9.1.1 Apresentar um mapa estrutural e um mapa de isópacas total do principal reservatório do campo, ambos contendo a posição geográfica esperada dos poços. No caso de poços marítimos, incluir as cartas de isóbatas.

9.1.2 Incluir uma Tabela de Dados de Poços, contendo as seguintes informações para cada poço a ser perfurado:

a) profundidades vertical e medida previstas;

b) coordenadas geográficas previstas do objetivo e da cabeça de poço;

c) classificação por categoria e tipo, conforme Regulamento Técnico de Codificação de Poços da ANP;

d) índice de produtividade/injetividade esperado.

9.1.3 Informar, complementarmente, os aspectos relevantes previstos sobre a perfuração de poços, tais como: perfuração de zonas críticas (camadas de sal, zonas de alta temperatura e pressão, etc.), profundidades elevadas, características especiais de cimentação, poços não convencionais, perfuração sub-balanceada, uso de fluidos especiais, dentre outros.

9.2 Completação

A descrição das atividades de completação deve conter informações sobre os equipamentos de poço e de superfície, bem como enfocar aspectos relevantes das operações de completação, conforme discriminado a seguir.

9.2.1 Incluir informações sobre as colunas de produção para cada tipo de poço citado na Tabela de Dados de Poços descrita no item 9.1.2.

9.2.2 Descrever os equipamentos de cabeça de poço a serem utilizados, com destaque para as árvores de natal. Apresentar suas principais características técnicas e descrever seu mecanismo de acionamento remoto, no caso de completação submarina.

9.2.3 Descrever, se pertinente, as características básicas dos equipamentos utilizados para contenção da produção de areia, notadamente seu efeito no comportamento hidrodinâmico dos poços.

9.2.4 Apresentar os aspectos relevantes previstos na completação de poços, tais como: completação múltipla, uso de métodos ou equipamentos especiais, uso de fluidos especiais, dentre outros.

9.3 Elevação Artificial

A descrição da elevação artificial deve enfocar os métodos de bombeamento a serem empregados, destacando-se suas características básicas e principais componentes.

9.3.1 Descrever as características relevantes dos métodos de elevação artificial a serem empregados incluindo, para cada tipo de poço citado na Tabela de Dados de Poços descrita no item 9.1.2, informações sobre o tipo de método de elevação e a época prevista para sua instalação e operação.

9.3.2 Indicar se há previsão de mudanças de método de elevação artificial ao longo da vida produtiva do campo.

10. Sistema De Coleta Da Produção

A descrição do sistema de coleta da produção deve incluir informações sobre seus principais componentes: linhas, manifolds, risers e, caso previsto, equipamentos de bombeamento multifásico e separação submarina que não façam parte da unidade de processamento primário de petróleo e gás natural.

10.1 Linhas

Apresentar as características principais das linhas de produção e injeção de fluidos, linhas auxiliares e umbilicais, bem como descrever aspectos relevantes de sua instalação e operação.

10.1.1 Apresentar as principais características técnicas das linhas de produção e de injeção, incluindo tipo (rígida ou flexível), comprimento, diâmetro, condições de operação e tipos de revestimentos.

10.1.2 Se métodos de recuperação melhorada de petróleo forem empregados, acrescentar informações sobre requisitos específicos das linhas de produção e injeção para movimentação de fluidos especiais como nitrogênio, gás carbônico, vapor d’água, polímeros e outros.

10.1.3 Informar sobre o emprego de linhas auxiliares para limpeza através de pigs e linhas de gás lift, apresentando suas principais características técnicas.

10.1.4 No caso de completação submarina, acrescentar informações sobre umbilicais a serem empregados, descrevendo suas principais características técnicas.

10.1.5 Descrever sucintamente as técnicas a serem utilizadas para o lançamento das linhas submarinas.

10.2 Risers

Descrever os diversos tipos de riser que serão utilizados e apresentar suas principais características técnicas (diâmetro, comprimento, pressão de trabalho, catenária, trecho apoiado no fundo).

10.3 Manifolds

Quantificar e descrever os manifolds (produção e injeção) a serem instalados, apresentando as suas principais características técnicas.

10.4 Estações de Bombeamento Multifásico

Descrever, se pertinente, as estações de bombeamento multifásico a serem instaladas e apresentar suas principais características técnicas.

10.5 Estações de Separação Submarina

Descrever, se pertinente, as estações de separação submarina a serem instaladas e apresentar suas principais características técnicas.

11. Unidades De Produção

A descrição das unidades ou estações de produção deve conter informações sobre sua localização na área de concessão, características construtivas e capacidade de processamento e estocagem de petróleo e gás natural, conforme abaixo discriminado.

11.1 Para as unidades marítimas de produção, incluir as seguintes informações:

a) tipo de unidade (plataforma fixa, plataforma semi-submersível, navio de produção, plataforma de pernas atirantadas, plataforma tipo Spar, etc.);

b) localização aproximada e lâmina d’água média (aproximada) onde será instalada;

c) capacidade de processamento primário de petróleo e gás natural;

d) capacidade de armazenamento de petróleo;

e) capacidade de compressão de gás natural.

11.2 Se forem utilizadas monobóias articuladas para acoplamento com navio de produção, descrever

suas características principais.

11.3 No caso de unidades flutuantes de produção, descrever o sistema de amarração e ancoragem a

ser adotado, destacando suas principais características.

11.4 Para estações coletoras terrestres, incluir as seguintes informações:

a) localização aproximada;

b) área a ser ocupada, em m²;

c) capacidade de processamento primário de petróleo e gás natural;

d) capacidade de armazenamento de petróleo;

e) capacidade de compressão de gás natural.

12. Processamento De Fluidos E Utilidades

A descrição do processamento dos fluidos e utilidades existentes em unidades de produção terrestres ou marítimas deve conter informações sobre as instalações e processos de separação e tratamento dos fluidos produzidos, sistemas de injeção de fluidos, tratamento de efluentes e sobre as utilidades necessárias aos processos empregados.

12.1 Processamento Primário

processamento primário compreende as atividades de separação e tratamento a que são submetidos o petróleo e o gás natural provenientes dos reservatórios produtores de um ou mais campos e processados nas unidades de produção.

12.1.1 Para cada uma das estações coletoras terrestres ou unidades de produção marítima, deve ser apresentado um fluxograma do processamento primário, incluindo o seguinte:

a) os equipamentos que compõem o processamento primário (separadores, purificadores e tratadores);

b) balanço de materiais simplificado contendo as vazões, pressões e temperaturas de todos os fluxos;

c) as principais características do sistema de compressão indicando suas finalidades (injeção, coleta de baixa pressão, recuperação de vapores, gas lift e transferências).

12.1.2 Para cada uma das unidades de tratamento de gás natural, deve ser apresentado o seguinte:

a) tipo de processo utilizado no tratamento;

b) fluxograma de processo da unidade;

c) balanço de materiais simplificado contendo vazões, pressões e temperaturas de todas os fluxos.

12.2 Sistema de Injeção de Fluidos

A descrição do sistema de injeção de fluidos deve conter informações sobre as instalações e processos de tratamento de fluidos para fins de recuperação secundária ou melhorada de hidrocarbonetos.

12.2.1 Injeção de água

Se estiver prevista a manutenção da energia dos reservatórios através de injeção de água, fornecer as seguintes informações:

a) origem da água de injeção (captação, indicando sua fonte ou água produzida);

b) principais características físico-químicas da água de injeção;

c) características principais dos equipamentos de tratamento de água para injeção;

d) tancagem do sistema de estocagem de água;

e) principais características do sistema de bombeamento.

12.2.2 Injeção de gás natural

Se for utilizada injeção de gás natural para recuperação secundária ou estocagem em subsuperfície descrever as principais características do sistema de compressão quando os equipamentos constituírem instalações específicas para injeção.

12.2.3 Injeção de vapor d’água

No caso de utilização de processo de injeção de vapor d’água para recuperação melhorada de petróleo, apresentar as seguintes informações sobre:

a) características principais do sistema de geração de vapor;

b) título, vazão e pressão de injeção de vapor;

c) as principais carcterísticas do sistema de tratamento de água para geração de vapor;

d) fonte de captação de água e suas principais características (vazão, temperatura).

12.2.4 Injeção de líquidos para recuperação melhorada

Quando houver recuperação melhorada de petróleo através da injeção de polímeros, tensoativos ou outras substâncias em solução aquosa, acrescentar as informações referentes à captação e manuseio de água necessária ao processo, conforme descrito no item 12.2.1 acima, bem como descrever as características principais das unidades de tratamento desses fluidos de injeção.

12.2.5 Injeção de gases para recuperação melhorada

Se forem empregados métodos de recuperação melhorada através da injeção de gás carbônico, nitrogênio ou outros gases, apresentar as seguintes informações:

a) fontes de obtenção do gás para injeção;

b) principais características do sistema de tratamento ou geração do gás para injeção;

c) principais características do sistema de compressão.

12.3 Utilidades

A descrição dos sistemas de utilidades existentes nas unidades de produção e demais instalações nas áreas de concessão deve incorporar informações sobre água industrial, energia elétrica, vapor d’água e combustíveis a serem utilizados.

12.3.1 Água industrial

Incluir as seguintes informações sobre a utilização de água industrial nas instalações do campo:

a) fonte de captação de água;

b) sistema de tratamento de água industrial, se previsto para ser instalado na área de concessão.

12.3.2 Energia elétrica

Informar sobre o sistema de energia elétrica existente ou a ser instalado na área de concessão; se for utilizado sistema próprio de geração de eletricidade, descrever as principais características do sistema de geração.

12.3.3 Vapor d’água

Informar sobre a disponibilidade de vapor d’água nas instalações de produção, para fins de limpeza e manutenção industrial; caso sejam previstos geradores de vapor específicos para essas finalidades, descrever suas principais características.

12.3.4 Combustíveis

Incluir informações sobre o tipo de combustível a ser utilizado em cada sistema de utilidade e as previsões de volumes a ser consumidos. Indicar se o combustível a ser utilizado será oriundo da produção do próprio campo e, neste caso, as fases previstas para o início de sua utilização.

12.4 Tratamento de Efluentes

A descrição do sistema de tratamento de efluentes deve conter informações sobre os processos de tratamento e os métodos de descarte de efluentes a serem adotados.

12.4.1 Descrever as principais características dos processos de tratamento de água oleosa e demais substâncias poluentes a serem utilizados, incluindo as seguintes informações sobre:

a) equipamentos específicos de tratamento como caixa API, flotadores, separadores centrífugos e outros;

b) tancagem para estocagem dos efluentes;

c) principais características do sistema de transferência de efluentes;

d) produtos químicos utilizados no tratamento.

12.4.2 Descrever as principais características dos processos de tratamento de borras oleosas, incluindo informações sobre o uso de instalações e equipamentos especiais e a utilização de produtos químicos.

12.4.3 Apresentar informações sobre os métodos de descarte, previsão de quantidades a descartar e locais de disposição final de efluentes e resíduos.

12.4.4 Apresentar um fluxograma do sistema de tratamento e descarte de efluentes ou incluí-lo no fluxograma do processamento primário descrito no item 12.1.1.

12.5 Compartilhamento de Instalações

Indicar a existência de instalações de processamento primário, de sistemas de injeção de fluidos, de utilidades e tratamento de efluentes ou quaisquer outros tipos de instalações compartilhadas por dois ou mais campos, pertencentes ou não a concessões distintas.

13. Sistema De Escoamento Da Produção

A descrição do Sistema de Escoamento da Produção deve enfocar as movimentações de petróleo e gás natural provenientes das unidades de processamento primário até a disponibilização desses produtos para unidades externas à área de concessão.

13.1 Dutos de escoamento

Descrever as características principais de oleodutos e gasodutos a serem utilizados para o escoamento do petróleo e gás tratados e apresentar os aspectos relevantes de sua instalação e operação.

13.1.1 Apresentar as características técnicas dos oleodutos e gasodutos a serem utilizados, incluindo tipo (linhas rígidas ou flexíveis), capacidade nominal, comprimento e diâmetro.

13.1.2 Se as linhas forem revestidas termicamente, incluir dados sobre os revestimentos térmicos a serem empregados.

13.1.3 Descrever sucintamente as técnicas a serem utilizadas para o lançamento de oleodutos e gasodutos.

13.2Bombas e compressores

Descrever as principais características de unidades das bombeamento de petróleo e de compressão de gás natural a serem instaladas na área de concessão.

13.2.1 Apresentar as principais características do sistema de bombeamento para a transferência de petróleo.

13.2.2 Apresentar as principais características do sistema de compressão de gás natural.

13.3 Unidades de armazenamento

Descrever as principais características das unidades de armazenamento de fluidos a serem instaladas ou existentes na área de concessão.

13.3.1 Em campos terrestres, apresentar informações sobre a tancagem necessária ao armazenamento de petróleo.

13.3.2 Em campos marítimos, informar a capacidade de armazenamento de petróleo existente nas unidades de produção.

13.3.3 Em campos marítimos, se forem utilizados navios cisternas para armazenamento da produção, incluir as seguintes informações:

a) capacidade de armazenamento;

b) lâmina d’água média (aproximada) de instalação da unidade;

c) principais características do sistema de ancoragem a ser utilizado;

d) principais características da monobóia a ser instalada.

13.4 Unidades móveis de escoamento

Se o escoamento da produção de petróleo e gás natural não for executado através de dutos, informar a modalidade de transferência a ser empregada, como o uso de carretas, navios e barcaças.

14. Sistema De Medição

Os sistemas de medição devem ser projetados conforme requisitos do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural da ANP/INMETRO.

14.1 As seguintes informações deverão ser apresentadas no Plano de Desenvolvimento:

a) Diagrama esquemático das instalações de produção, indicando as principais correntes de petróleo, gás natural e água, a localização dos pontos de medição fiscal da produção e os pontos de medição para controle operacional;

b) Indicar as medições compartilhadas entre campos e apresentar os procedimentos de medição.

15. Garantia De Escoamento

Devem ser informadas as condições de garantia de escoamento de petróleo e gás natural em poços e linhas quando houver previsão de ocorrência de problemas operacionais decorrentes da natureza dos fluidos produzidos e das formações.

15.1 Nos poços e sistemas de coleta e escoamento da produção, descrever, se pertinente, as possibilidades de:

a) deposição de sólidos orgânicos e inorgânicos;

b) corrosão acentuada provocada por componentes específicos dos fluidos produzidos;

c) erosão de equipamentos provocada por produção de areia.

15.2 Descrever, complementarmente, as medidas a serem adotadas para eliminação ou mitigação das ocorrências indesejáveis listadas acima.

16. Mapeamento Do Sistema De Produção

Deve ser apresentado um mapa com o arranjo de todos os poços, linhas e instalações do sistema de produção concebidos contendo:

16.1 Mapeamento dos Poços

Apresentar o mapeamento da posição das cabeças do poços produtores, injetores e poços especiais, com suas respectivas simbologias.

16.2 Mapeamento do Sistema de Coleta

Apresentar o mapeamento do traçado esperado para as linhas do sistema de produção, injeção e gas lift, manifolds (incluindo os especiais), estações submarinas de bombeamento ou separação e demais equipamentos do sistema.

16.3 Mapeamento das Unidades de Produção

Apresentar a área de concessão contendo a localização aproximada das unidades marítimas de produção, navios cisternas, monobóias, etc. ou das estações coletoras terrestres. No caso de campos marítimos, acrescentar as linhas batimétricas.

16.4 Mapeamento do Sistema de Escoamento da Produção

Apresentar a localização das instalações destinadas ao armazenamento de fluidos e o traçado dos dutos de escoamento e transferência.

17. Segurança Operacional E Preservação Ambiental

Enumeram-se os aspectos relevantes do ponto de vista de segurança operacional e preservação ambiental como procedimentos de gerenciamento de risco, resposta a emergências, manuseio de substâncias tóxicas e perigosas, garantia de integridade estrutural de equipamentos, minimização de impactos diretos, conservação de recursos naturais e preservação de ecossistemas sensíveis, dentre outros.

17.1 Descrever as bases conceituais adotadas para o gerenciamento de risco das instalações do campo.

17.2 Definir, em linhas gerais, os procedimentos e as ações para resposta a emergências.

17.3 Descrever, em linhas gerais, o planejamento de inspeção e manutenção dos principais componentes do sistema de produção de modo a garantir a sua integridade estrutural.

17.3.1 Em campos marítimos, incluir as estruturas flutuantes ou fixas, sistemas de amarração, os principais equipamentos de plantas de processo e de utilidades, linhas e equipamentos submarinos.

17.3.2 Para os campos terrestres, incluir as linhas de produção e injeção, equipamentos de cabeça de poço e os principais equipamentos das plantas de processo, utilidades, estocagem e tratamento de fluidos para injeção ou recuperação melhorada de petróleo.

17.4 Descrever, em linhas gerais, os procedimentos para garantir a segurança operacional em atividades que incluam o manuseio de substâncias tóxicas ou perigosas.

17.4.1 Especificar os procedimentos para destinação final de incrustações radioativas, caso a possibilidade de ocorrência possa ser prevista na fase de desenvolvimento.

17.5 Enumerar as especificações dos fluidos de perfuração a serem utilizados nos poços de desenvolvimento, principalmente quanto aos níveis de toxicidade.

17.6 Indicar as áreas das instalações de produção que requerem classificação especial, tais como: áreas para instalação de equipamentos elétricos, áreas de proteção contra incêndio, áreas que requerem estabelecimento de procedimentos especiais de trabalho.

17.7 Para operações no mar, descrever, em linhas gerais, os métodos e práticas adotados para:

a) verificação da estabilidade do fundo marinho em áreas de instalação de unidades de produção e equipamentos submarinos;

b) preservação de comunidades bióticas de fundo em decorrência do lançamento de linhas, ancoragem, instalação de equipamentos e descarte de fluidos e cascalhos;

c) transposição de cânions, planícies e praias no lançamento de linhas;

d) realização das operações em águas rasas.

17.8 Em operações em terra, apresentar informações sobre medidas a serem adotadas visando a:

a) minimização do desmatamento;

b) minimização da movimentação de terra;

c) prevenção de erosão.

17.9 Em operações em terra, apresentar informações sobre os sistemas de contenção de derramamentos a ser empregados, bem como descrever, em linhas gerais, as medidas de prevenção e remediação previstas.

17.10 Em operações em terra, descrever também, em linhas gerais, as seguintes medidas:

a) minimização dos riscos de danos às populações locais, especialmente nas reservas indígenas e isolados populacionais;

b) de conservação dos recursos naturais, incluindo aqüíferos e cursos d´água;

c) de prevenção de danos aos ecossistemas sensíveis.

18. Desativação Do Campo

A descrição da desativação do campo deve enfocar o planejamento das operações de abandono de poços, remoção ou desativação de instalações de produção e reabilitação de áreas terrestres, bem como prever os mecanismos para disponibilização de fundos necessários à desativação.

18.1 O abandono temporário ou definitivo de poços de produção deve ser executado em consonância com o Regulamento Técnico de Abandono de Poços da ANP.

18.2 Descrever os procedimentos aventados para remoção das linhas e equipamentos dos sistemas de coleta e escoamento da produção.

18.3 Em campos marítimos, descrever os procedimentos aventados para remoção ou desativação de plataformas fixas de produção.

18.4 Em campos terrestres, descrever os procedimentos a ser empregados para:

a) desativação das unidades de produção;

b) reabilitação da área da unidade;

c) reabilitação das áreas de locação de poços.

18.5 Definir os critérios para provisão de fundos necessários para a desativação do campo.

19. Cronograma De Atividades

Apresentar um cronograma de atividades físicas do desenvolvimento do campo, discriminando cada uma das seguintes atividades:

a) levantamento geológico, geofísico e geoquímico;

b) perfuração de poços;

c) completação de poços;

d) instalação do sistema de coleta da produção;

e) instalação das unidades de produção;

f) instalação do sistema de escoamento da produção.

19.1 Se for utilizado desenvolvimento modular, o cronograma de atividades físicas deve ser

apresentado separadamente para cada módulo.

19.2 Se o desenvolvimento do campo incluir uma ou mais etapas piloto de produção antecipada, discriminar separadamente as atividades físicas de cada projeto piloto.

19.3 No item do cronograma referente à instalação do sistema de coleta da produção, discriminar as seguintes atividades:

a) projeto de equipamentos especiais;

b) construção e instalação de equipamentos do sistema;

c) lançamento e interligação de linhas de produção e injeção.

19.4 No item do cronograma referente a unidades de produção, discriminar separadamente para cada unidade as seguintes atividades:

a) projeto de engenharia;

b) construção e montagem;

c) instalação da unidade.

19.4.1 Se o desenvolvimento do campo exigir o emprego de métodos de recuperação secundária ou de recuperação melhorada de petróleo em datas posteriores ao início da produção, indicar no cronograma a previsão de construção, montagem e instalação das plantas necessárias à aplicação dos métodos em consideração.

19.5 No item referente ao sistema de escoamento da produção, discriminar separadamente as seguintes atividades:

a) projeto de equipamentos especiais;

b) construção e instalação de equipamentos do sistema;

c) lançamento e interligação de oleodutos;

d) lançamento e interligação de gasodutos.

19.5.1 No caso de produção marítima, se o sistema de escoamento da produção utilizar navios cisternas atracados a monobóias, discriminar as seguintes atividades:

a) projeto de engenharia;

b) construção e montagem;

c) instalação dos equipamentos.

19.6 Deve ser incluído no cronograma a previsão de início de produção do campo ou de cada módulo se for utilizado o desenvolvimento modular.

20. Análise De Viabilidade Econômica

A economicidade de um projeto de desenvolvimento é de arbítrio da concessionária, cabendo a ela exclusivamente a decisão de entrar na fase de produção. Para permitir o acompanhamento técnico econômico do projeto, assim como a verificação por parte da ANP da compatibilidade dos programas apresentados com o volume de investimentos envolvidos, o Plano de Desenvolvimento deve ser acompanhado de um estudo de viabilidade econômica do projeto. Tal estudo deve informar as premissas básicas consideradas, o fluxo de caixa e os indicadores econômicos.

20.1 Premissas Básicas

Devem ser informadas as premissas e dados básicos do estudo, dentre outros os preços de petróleo e gás natural adotados, a data base dos preços, a vida útil do projeto, a taxa de câmbio utilizada e o custo de oportunidade para remuneração do capital.

20.2 Análise Econômica

estudo em pauta deve mostrar um fluxo de caixa anual contendo os seguintes itens:

20.2.1 Receita bruta

Informações sobre as receitas anuais a serem auferidas com a comercialização da produção de petróleo e gás natural.

As receitas devem ser discriminadas, se for o caso, por pilotos ou por módulos de produção.

20.2.2 Investimento

Os investimentos devem ser discriminados por componentes do sistema de produção, conforme detalhamento a seguir:

a) levantamento geológico, geofísico e geoquímico,

b) estudos e projetos,

c) perfuração,

d) completação,

e) sistema de coleta da produção,

f) unidade de produção,

g) sistema de escoamento da produção.

20.2.2.1 Quando for utilizado desenvolvimento modular ou projeto piloto de produção antecipada, os investimentos devem ser discriminados por módulo de produção ou por projeto piloto, de acordo com o detalhamento apresentado acima.

20.2.2.2 Considerar também os reinvestimentos durante toda a vida do projeto e o valor residual dos bens não reversíveis à União.

20.2.2.3 Para os sistemas de coleta e escoamento da produção, discriminar os investimentos necessários à aquisição de seus componentes descritos nos capítulos 10 e 13, respectivamente.

20.2.2.4 Para unidades marítimas de produção, discriminar os investimentos necessários à aquisição das estruturas fixas ou flutuantes, sistemas de ancoragem e amarração e plantas de processamento de fluidos e utilidades.

20.2.3 Custos Operacionais

Os custos operacionais devem ser discriminados conforme os seguintes agrupamentos:

a) custos de alugueis e arrendamentos mercantis de unidades, identificando e descrevendo os componentes sujeitos a essa modalidade;

b) pagamentos pela retenção de área de concessão;

c) participação dos superficiários;

d) demais custos operacionais.

20.2.4 Custos de Desativação do Campo

Informar os custos previstos para a desativação do campo, em estrita concordância com o planejamento de operações descrito no capítulo 18, discriminando-os por:

a) abandono de poços;

b) remoção de linhas e equipamentos de sistemas de coleta e escoamento da produção;

c) desativação das unidades de produção;

d) reabilitação das áreas de produção.

20.2.5 Tributos

Apresentar os tributos incidentes sobre os resultados operacionais da produção de petróleo e gás natural, discriminados conforme os seguintes itens:

a) royalties;

b) participação especial;

c) imposto sobre o lucro operacional;

d) outros impostos.

20.3 Indicadores Econômicos

Como resultado do estudo devem ser apresentados os indicadores econômicos globais do projeto, dentre outros:

a) valor presente líquido, para um cenário básico proposto pelo Concessionário e variações de 10% e 30%, para mais e para menos, do investimento total, do preço do petróleo e dos custos operacionais;

b) taxa interna de retorno, para um cenário básico proposto pelo Concessionário e variações de 10% e 30%, para mais e para menos, do investimento total, do preço do petróleo e dos custos operacionais;

c) tempo de retorno;

d) relação entre valor presente líquido e investimento atualizado;

e) número de empregos diretos a serem gerados no país ao longo da vida útil do projeto.

21. Revisões Requeridas

Qualquer alteração no Plano de Desenvolvimento já aprovado, deve ser comunicada à ANP, acompanhada das razões que a motivou, bem como as variações ocorridas nos valores físicos e financeiros do projeto.

21.1 As condições listadas a seguir implicam na obrigatoriedade de revisões detalhadas dos respectivos capítulos do Plano de Desenvolvimento e aprovação da ANP:

a) Alteração na malha de drenagem;

b) Variação maior do que 10% no fator de recuperação final;

c) Variação maior do que 10% no volume in-situ de petróleo e ou gás natural campo que consta da última revisão aprovada do Plano de Desenvolvimento;

d) Acréscimo ou redução do número de reservatórios produtores;

e) Mudança do método de recuperação secundária;

f) Inclusão de métodos de recuperação melhorada;

g) Alteração do tipo ou do arranjo das unidades marítimas de produção;

h) Alteração do arranjo do sistema de coleta e escoamento da produção;

i) Aumento ou redução da quantidade de unidades marítimas de produção ou de estações coletoras;

j) Redução ou aporte adicional de recursos.

21.2 Qualquer alteração no Plano de Desenvolvimento já aprovado, motivada por razões diferentes das listadas no subitem anterior e que ocasionem variações significativas nos valores físicos e financeiros do projeto implicam em notificação prévia à ANP, acompanhada das respectivas causas devidamente justificadas.

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