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RANP 31 - 2011

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AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

RESOLUÇÃO ANP Nº 31, DE 9.6.2011 - DOU 10.6.2011

Revogada pela Resolução ANP nº 30, de 19.5.2014 – DOU 20.5.2014 – Efeitos a partir de 20.5.2014.

O DIRETOR-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP, no uso de suas atribuições, em cumprimento ao disposto no Contrato de Concessão, conforme estabelecido no inciso III do art. 44 da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, e de acordo com a Resolução de Diretoria nº 509, de 8 de junho de 2011, e

Considerando a necessidade de utilização das melhores práticas da indústria do petróleo na avaliação de descobertas de petróleo ou gás natural,

Considerando a atribuição da ANP de organizar e manter o acervo de informações e dados técnicos relativos à indústria do petróleo, e

Considerando a responsabilidade administrativa de fazer cumprir as boas práticas de preservação do meio ambiente e de segurança operacional, torna público o seguinte ato:

Art. 1º Fica aprovado o Regulamento Técnico do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural, doravante denominado também Plano ou PAD, anexo à presente Resolução, que define o objetivo, o conteúdo e determina os procedimentos quanto à forma de apresentação do documento e também especifica o conteúdo do Relatório Final de Avaliação de Descobertas de Petróleo e Gás Natural (RFAD).

Art. 2º Para os efeitos desta Resolução e do Regulamento Técnico que ela institui, além das definições contidas no art. 6º da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, nos Contratos de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural e no Regulamento Técnico de Reservas de Petróleo ou Gás Natural, ficam incorporadas, valendo para todos os fins e efeitos, no plural ou no singular, as seguintes:

I - Relatório Final de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural - RFAD: é o documento preparado pelo Concessionário descrevendo o conjunto das operações empregadas para a avaliação da descoberta de petróleo ou gás natural, e apresentando os resultados dessa avaliação;

II - Compromisso Firme: é a atividade prevista no PAD cuja realização é certa e obrigatória para atingir os objetivos do Plano;

III - Compromisso Contingente: é a atividade prevista no PAD cuja realização é incerta e dependerá do resultado dos Compromissos Firmes que a antecedem e que lhe são correlatos.

Art. 3º O Concessionário que decidir avaliar uma descoberta de petróleo ou gás natural numa área de concessão fica obrigado a entregar à ANP, no prazo estabelecido no Contrato de Concessão de Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural, o respectivo PAD.

Art. 4º O início de execução das atividades do PAD somente poderá se dar após a aprovação do mesmo pela Diretoria Colegiada, sendo que os casos excepcionais serão examinados pela Diretoria em regime de urgência.

§ 1º A ANP terá prazo de até 60 (sessenta) dias, contados do recebimento do PAD, para aprová-lo ou solicitar modificações justificadas ao Concessionário. Caso a ANP solicite tais modificações, o Concessionário deverá apresentá-las no prazo de 30 (trinta) dias contados da solicitação, repetindo-se então os prazos e o procedimento previstos neste parágrafo.

§ 2º A execução do PAD poderá ser interrompida a qualquer momento, quando justificadamente exigido pela ANP.

§ 3º As revisões do PAD deverão ser submetidas por escrito à ANP, aplicando-se a elas o procedimento previsto no § 1º desse artigo.

§ 4º A ANP poderá, a qualquer tempo e a seu exclusivo critério, solicitar as informações complementares que julgar pertinentes bem como a exposição oral do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural.

§ 5º O Concessionário somente poderá iniciar teste de poço de longa duração com prévia inspeção do sistema de medição da produção, autorização de início pela ANP e obtenção das outras autorizações e licenças previstas na legislação.

§ 6º A previsão de Compromissos Contingentes deve ser justificada tecnicamente no PAD, sendo explicitadas as relações de contingência com os Compromissos Firmes, e as datas de sua realização devem ser assinaladas no respectivo cronograma e a decisão de não realizá-los deverá ser comunicada à ANP até essas datas previstas de realização.

§ 7º A realização de todos os Compromissos Firmes e a avaliação dos resultados produzidos, nos prazos previstos, aliadas à decisão de não executar os Compromissos Contingentes, ou à apresentação de Declaração de Comercialidade, implicará o término antecipado do prazo de conclusão do Plano.

Art. 5º A não realização dos Compromissos Firmes contidos em Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo e Gás Natural aprovado pela ANP sujeitará o Concessionário às penalidades cominadas na legislação vigente ou em outra que venha a sucedê-la.

Art. 6º Cumprido o PAD proposto pelo Concessionário, segundo o cronograma aprovado para sua execução, observado o disposto no § 7º do art. 4º, o Concessionário apresentará à ANP o RFAD no prazo máximo de 90 (noventa) dias, ou na data da Declaração de Comercialidade, quando esta ocorrer antes desse prazo.

§ 1º Quando o PAD, por qualquer motivo, não for completado no prazo aprovado pela ANP, fica o Concessionário obrigado a apresentar o RFAD, descrevendo as operações realizadas e expondo todos os dados obtidos, em até 90 dias da data de interrupção das atividades.

§ 2º O RFAD deverá conter elementos que permitam a avaliação da adequação técnica da área de desenvolvimento e da estimativa de volumes in situ contidas na Declaração de Comercialidade, caso seja ela feita.

§ 3º Fica o Operador obrigado a comunicar incontinenti à ANP a interrupção da realização do PAD.

§ 4º A Declaração de Comercialidade somente será apreciada pela ANP mediante a entrega do RFAD.

§ 5º O operador deverá informar à ANP a ocorrência de extensões de jazidas para além dos limites da área de concessão e situadas em área da União.

Art. 7º A ocorrência de descoberta dentro de áreas de concessão na Fase de Produção deve ser comunicada por escrito pelo Concessionário à ANP no prazo de 30 (trinta) dias, incluindo todos os dados disponíveis até aquele momento.

§ 1º O PAD deverá ser apresentado quando for considerada a possibilidade de apropriação da nova descoberta em área de concessão na Fase de Produção.

§ 2º O RFAD identificará a unidade litoestratigráfica e cronoestratigráfica que contém a jazida e informará o volume de petróleo e/ou gás que deverá ser incorporado à reserva do campo em consequência da descoberta.

§ 3º Se o RFAD concluir pela apropriação da nova jazida, O Concessionário encaminhará a revisão dos capítulos do Plano de Desenvolvimento que se alterarem em razão deste fato, no prazo de 180 (cento e oitenta) dias da data de entrega do referido Relatório.

Art. 8º As operações do PAD só poderão ser iniciadas após a obtenção das licenças exigidas pela legislação vigente, independentemente da apresentação ou aprovação do Plano.

§ 1º A emissão de novas licenças ou a renovação de licenças e autorizações ocorridas durante a realização das atividades previstas no PAD, inclusive os testes de longa duração, deverão ser comunicadas à ANP, juntamente com as cópias das mesmas.

§ 2º A queima ou ventilação de gás natural que não tenha sido prevista no PAD deverá ser autorizada pela ANP.

Art. 9º O não cumprimento das disposições contidas na presente Resolução e no Regulamento Técnico por ela instituído implicará aplicação das penalidades previstas na legislação em vigor.

Art. 10. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação e revoga a Portaria ANP nº 259, de 5 de dezembro de 2000.

HAROLDO BORGES RODRIGUES LIMAANEXO

REGULAMENTO TÉCNICO DO PLANO DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTAS DE PETRÓLEO OU GÁS NATURAL E DO RESPECTIVO RELATÓRIO FINAL

1. OBJETIVO

1.1 O presente Regulamento define o objetivo, especifica o conteúdo e determina os procedimentos quanto à forma de apresentação do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural (PAD), de que trata o Contrato de Concessão, e define os critérios de aprovação e revisão do referido Plano e estabelece o conteúdo do Relatório Final de Avaliação de Descobertas de Petróleo e Gás Natural (RFAD).

1.1.1 Este Regulamento aplica-se à avaliação de descobertas de petróleo ou gás natural localizadas nas áreas de concessão.

1.2 O PAD deverá, para que seja aprovado, atender os objetivos a seguir enumerados:

a) possibilitar a quantificação dos volumes in situ originais de petróleo ou gás natural;

b) possibilitar a classificação e quantificação dos volumes descobertos em recursos e reservas, quando ocorrer a Declaração de Comercialidade;

c) possibilitar a compreensão dos mecanismos de produção e a previsão do comportamento de produção dos poços e reservatórios;

d) possibilitar a caracterização dos fluidos presentes nos reservatórios e das rochas que constituem os reservatórios;

e) possibilitar a compreensão do modelo geológico dos reservatórios, ou seja, seu controle estratigráfico ou estrutural, e a delimitação espacial destes mesmos reservatórios;

f) garantir a segurança operacional;

g) garantir a preservação ambiental.

1.3 O Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural deverá ser preparado de acordo com as instruções contidas neste Regulamento e conter informações suficientes, em abrangência e detalhe, para:

a) permitir a avaliação, por parte da ANP, de sua suficiência para atender os objetivos enumerados no item 1.2;

b) permitir à ANP conhecer e acompanhar as atividades de avaliação da descoberta;

c) demonstrar que a avaliação da descoberta se fará segundo as melhores práticas da indústria do petróleo e em obediência às normas e regulamentações da ANP e à legislação em vigor.

2. DISPOSIÇÕES GERAIS

2.1 O Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo e/ou Gás Natural deverá ser enviado à ANP através de uma carta de encaminhamento, que deverá conter:

a) nome(s) do(s) Concessionário(s);

b) nome do operador;

c) nome do bloco;

d) nome da bacia sedimentar;

e) número do Contrato de Concessão;

f) nome e cadastro do poço descobridor;

g) nome de unidade(s) litoestratigráfica(s) e cronoestratigráfica(s).

2.3 Novas tecnologias desenvolvidas pelo próprio Concessionário, ou aplicação de tecnologias novas ou pouco comuns na área de exploração de petróleo e gás natural, deverão ser descritas no Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural quando sua aplicação for prevista, assegurado o sigilo da informação nos termos da cláusula específica do Contrato de Concessão.

2.4 As revisões de um PAD já submetido ou aprovado, resultantes de introdução das alterações abaixo relacionadas, deverão ser comunicadas por escrito à ANP, acompanhadas das justificativas técnicas que as motivaram.

a) modificação na extensão dos levantamentos geofísicos;

b) alteração do número de poços a serem perfurados ou dos objetivos;

c) alterações no cronograma proposto;

d) quaisquer alterações que afetem os objetivos e a abrangência do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural original;

e) descoberta de nova jazida de petróleo ou gás durante a execução do PAD.

3. CONTEÚDO DO PLANO DE AVALIAÇÃO

3.1 O Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural deverá conter, no mínimo, os tópicos que se seguem.

3.1.1 Sumário Executivo, que deverá contemplar os seguintes aspectos:

a) os objetivos e a estratégia de avaliação;

b) o mapa de localização da descoberta;

c) coordenadas da área retida para avaliação;

d) o contexto geológico no qual se insere a descoberta de petróleo ou gás natural;

e) os programas dos levantamentos geofísicos previstos;

f) previsão de outros métodos exploratórios previstos;

g) o número e o tipo de poços previstos;

h) a previsão do total dos investimentos necessários para a avaliação;

i) a duração da avaliação, com apresentação de cronograma;

j) estimativa dos volumes in place de petróleo ou gás que se espera comprovar em P-10, P-50 e P-90.

3.1.2 Descrição da descoberta, ressaltando:

a) os resultados da avaliação preliminar;

b) a metodologia empregada para a avaliação quantitativa de perfis e os resultados obtidos, com indicação das zonas de interesse e suas propriedades calculadas;

c) os testes de formação executados, identificando o intervalo, os resultados e as interpretações.

3.1.3 Geologia e reservatórios, contendo o modelo geológico baseado nos estudos anteriores e nas informações fornecidas pela perfuração do poço descobridor enfatizando:

a) a interpretação geológica e geofísica que deu origem à locação do poço descobridor, descrevendo as seções geológicas e sísmicas interpretadas e incluindo o poço descobridor e os poços de correlação com as unidades litoestratigráficas ou cronoestratigráficas constatadas;

b) as unidades lito-, bio- e cronoestratigráficas constatadas, incluindo quadro de previsões e constatações geológicas e a coluna estratigráfica apropriada;

c) o sistema petrolífero ao qual a descoberta se relaciona;

d) um resumo da evolução estrutural da área, enfatizando o controle estrutural da acumulação, as possíveis compartimentações ou barreiras;

e) as principais propriedades petrofísicas dos reservatórios;

f) as informações dos poços de correlação existentes como estratigrafia, indícios, resultados de testes e perfis.

3.1.4 Programa de avaliação, descrevendo as atividades previstas para a avaliação da descoberta, assinalando Compromissos Firmes e Compromissos Contingentes e enfocando:

a) o programa geofísico adicional, se previsto, apresentando os objetivos e o tipo de aquisição;

b) para os compromissos contingentes deve ser estabelecida uma relação de contingência, ou seja, deve ser indicada a condição relacionada às atividades firmes que determinará sua realização ou não;

c) a locação preliminar dos poços de extensão, ou pioneiros adjacentes, previstos e os prospectos já identificados;

d) testes de formação a serem realizados nos poços já perfurados, com indicação do intervalo e objetivo;

e) os estudos e atividades complementares (análises geoquímicas, reinterpretações, descrição e análise de testemunhos, análise de fluidos e petrofísicas etc.);

f) a programação para a realização de Teste de Longa Duração, quando este for previsto. Nesse caso, o Plano deverá conter a programação detalhada do teste, de acordo com o Catálogo de E&P;

g) outros métodos ou técnicas que serão empreendidos durante a Avaliação da Descoberta (por exemplo: tomografia sísmica, perfis de ressonância, análise de AVO etc.);

h) os reprocessamentos de dados sísmicos previstos, indicando a(s) técnica(s) a ser(em) empregada(s) e o ganho esperado em relação ao dado original.

3.1.5 Cronograma das Atividades contemplando as atividades físicas da avaliação, discriminando:

a) levantamentos geológico, geofísico e geoquímico;

b) processamento ou reprocessamento de dados geofísicos;

c) perfuração, avaliação e completação de poços;

d) realização de testes de longa duração;

e) estudos complementares;

f) análises laboratoriais e estudos complementares (petrofísica, geoquímica etc.);

g) duração da elaboração do Relatório Final de Avaliação de Descoberta de Petróleo ou Gás Natural;

h) datas de definição sobre a realização ou não dos Compromissos Contingentes e da devida comunicação à ANP.

3.1.6 Previsão de investimentos necessários para a execução do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural proposto, discriminando os Compromissos Firmes, os Compromissos Contingentes e o investimento total:

a) os levantamentos geológico, geofísico e geoquímico, separando os levantamentos de sísmica, gravimétricos/magnetométricos, eletromagnéticos e outros;

b) o processamento e os reprocessamentos de dados geofísicos apresentados em separado;

c) a perfuração, avaliação e completação de poços;

d) a realização de testes de longa duração;

e) os estudos complementares;

f) as análises laboratoriais e sua avaliação;

g) a elaboração do Relatório Final de Avaliação de Descoberta de Petróleo ou Gás Natural.

3.1.7 As seguintes atividades específicas devem ser previstas no PAD e quando não o forem, exigirão autorizações específicas da ANP para sua realização:

a) previsão de queima de gás;

b) atividades de pesquisa necessárias para realização do PAD.

3.1.8 Para apresentação do PAD devem ser observadas as seguintes especificações:

a) o PAD deverá ser apresentado em encadernação adequada;

b) todas as figuras do PAD, em especial os mapas, as seções de sísmica, geológicas e geologia, perfis e gráficos deverão ser apresentadas em forma legívele, quando necessário em formato maior que A4;

c) os poços deverão ser identificados pelo nome de poço ANP.

4. PROJETO DE INTERPRETAÇÃO

4.1 Juntamente com o Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural o Concessionário deverá entregar à ANP, em meio magnético apropriado (CD, DVD ou HD externo), o projeto de interpretação sísmica e geológica que possibilite a apreciação do Plano proposto, o qual deverá conter:

a) o dado sísmico de amplitude em tempo ou profundidade (em formato SEG-Y), recobrindo a(s) jazida(s) avaliada(s), com as interpretações apropriadas (horizontes e falhas);

b) os poços, já ajustados ao dado sísmico, que auxiliaram na definição do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural e do(s) prospecto(s) exploratório(s). Incluir o zoneamento estratigráfico dos poços (topo/base das principais formações, zonas estratigráficas e biozonas);

c) outros atributos sísmicos (em formato SEG-Y) que auxiliaram na interpretação dos dados e na elaboração do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural proposto;

d) o modelo geológico conceitual (estrutural-estratigráfico) elaborado a partir da interpretação sísmica (horizontes, falhas e atributos correlacionáveis), interpretação geológica (zoneamento do reservatório, seções estratigráficas, seções estruturais e mapas de isópacas), interpretação de dados de rocha (dados litológicos, petrofísicos e bioestratigráficos) e interpretação de dados de perfis (perfis de avaliação e modelo de eletrofácies), com o respectivo gride definido, com a devida inserção das propriedades físicas utilizadas (modelo de propriedades) e com os respectivos cálculos de volumes de hidrocarbonetos realizados.

5. DECLARAÇÃO DE COMERCIALIDADE

5.1 A Declaração de Comercialidade deverá conter o mapa apresentando os limites da área a ser declarada comercial, ou seja, da Área de Desenvolvimento, e deverá ser definido em função dos limites das jazidas efetivamente avaliadas, segundo os critérios definidos neste Regulamento e observando as disposições do Contrato de Concessão.

5.1.1 Os vértices da área de desenvolvimento devem ser definidos por coordenadas geográficas referenciadas ao datum adotado na norma oficial pertinente.

5.1.2 Deve ser fornecido um mapa com identificação do limite da(s) jazida(s) e limite do polígono que define a área de desenvolvimento.

5.1.3 O nome de campo e a sigla que o identifica devem ser propostos de acordo com a Portaria ANP nº 90/2000.

5.1.4 Para efeito de delimitação da área de desenvolvimento serão consideradas efetivamente avaliadas as jazidas que se enquadrarem em alguma das situações enumeradas a seguir:

a) A área de desenvolvimento será formada de porções do(s) reservatório(s) perfurado(s), cujos fluidos presentes sejam conhecidos a partir dos dados de rocha, perfis ou testes, e cujo potencial para produção comercial tenha sido constatado;

b) A área de desenvolvimento incluirá porções do(s) reservatório(s) não perfurado(s) que sejam lateralmente contíguas àquelas enquadradas na situação anterior, e porções entre poços, desde que possam ser consideradas comercialmente produtoras com elevado grau de certeza com base nos dados geológicos, geofísicos e de teste, e a critério da ANP.compreendendo

•"amarração" ao dado sísmico a partir de sismogramas sintéticos, VSP, check-shot ou outros métodos ou

•dados de impedância, coerência, AVO ou outros dados levantados.

c) Áreas de pequeno porte (upsides) que, a depender dos seus volumes estimados e das condições geológicas constatadas, poderão, a critério da ANP, ser incorporadas ás áreas declaradas comerciais que comporão o campo.

5.1.5 As áreas consideradas para delimitação da área de desenvolvimento deverão estar devidamente mapeadas e seus volumes in situ e reservas de hidrocarbonetos estimados em P-10, P-50 e P-90.

6. CONTEÚDO DO RELATÓRIO FINAL DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTAS (RFAD)

6.1 O Relatório deverá ser enviado por carta de encaminhamento identificada pelos mesmos itens especificados em 2.1.

6.2 O Relatório deverá conter a descrição da realização das atividades que compõem o cronograma do Plano de Avaliação (item 3.1.6) e os resultados alcançados em cada uma delas.

6.3 No caso de nova jazida em área de concessão na Fase de Produção, o Relatório deverá ser explícito quanto à intenção de apropriar reservas e deverá conter o mapa apresentando os limites da projeção da nova jazida.

6.4 O Relatório deve conter um item com as conclusões advindas da avaliação da descoberta a partir das atividades realizadas ao longo da execução do PAD, enumerando as razões que fundamentam a comercialidade da jazida.

6.5 O Relatório deverá conter uma tabela comparativa entre previsto e realizado no que diz respeito a atividades, cronogramas, investimentos e os volumes mais atualizados P-10, P-50 e P-90.

6.6 Para apresentação do RFAD devem ser observadas as seguintes especificações:

a) o RFAD deverá ser apresentado em encadernação adequada;

b) todas as figuras do RFAD, em especial os mapas, as seções de sísmica, geológicas e geologia, perfis e gráficos deverão ser apresentadas em forma legível e, quando necessário em formato maior que A4;

c) os poços deverão ser identificados pelo nome de poço ANP.

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