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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
BÁRBARA SANTOS VIEIRA
ACOMPANHAMENTO E FISCALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES DE PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL POR MEIO DOS PROGRAMAS
ANUAIS DE PRODUÇÃO, TRABALHO E ORÇAMENTO (PAP/PAT)
Niterói, RJ
2016
BÁRBARA SANTOS VIEIRA
ACOMPANHAMENTO E FISCALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES DE PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL POR MEIO DOS PROGRAMAS
ANUAIS DE PRODUÇÃO, TRABALHO E ORÇAMENTO (PAP/PAT)
Trabalho de Conclusão de
Curso apresentado ao Curso de
Graduação em Engenharia de Petróleo
da Escola de Engenharia da
Universidade Federal Fluminense,
como requisito parcial para obtenção
do Grau de Bacharel em Engenharia
de Petróleo.
Orientadores:
Rogério Fernandes de Lacerda
Nonato José Rei da Costa Junior
Niterói, RJ
2016
BÁRBARA SANTOS VIEIRA
ACOMPANHAMENTO E FISCALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL POR MEIO DOS PROGRAMAS
ANUAIS DE PRODUÇÃO, TRABALHO E ORÇAMENTO (PAP/PAT)
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo
Aprovado em 22 de Dezembro de 2016.
BANCA EXAMINADORA
_________________________________________________ Prof. Rogério Fernandes de Lacerda – UFF
Orientador
_________________________________________________ Geólogo Nonato José Rei da Costa Junior – Especialista em Regulação da ANP
Orientador
_________________________________________________ Engenheira Paula Garcia Silva
NITERÓI, RJ - BRASIL
DEZEMBRO DE 2016
Dedico este trabalho ao meu pai e
à minha mãe: aqueles que me amaram
acima de tudo e que sempre acreditaram
e lutaram pelo possível e impossível pra
eu chegar até aqui.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus, o Alfa e o Ômega, o Primeiro e o Último, o
Princípio e o Fim, o Único, Eterno e Infinito.
Aos meus pais, por sempre acreditarem e sempre buscarem algo muito maior
do que o convencional, do que era o aceitável para nossa família. A eles, que me
educaram e abdicaram de infinitas coisas para eu estar aqui hoje, finalizando minha
faculdade em uma universidade federal. A eles, que me fizeram ser sempre melhor e
que sempre foram os melhores pais do mundo.
Ao meu irmão, por todo amor, carinho, respeito e empatia. Meu “coisa”
preferido. Obrigada por me ensinar a ser mais paciente e mais amável.
A Rosane, por toda força irrefutável que me deu e acreditou quando até
mesmo eu desconfiei. Por preencher meu coração de fé e me apresentar um modo
de crer diferente do meu mundo, que só me adicionou e reacendeu a esperança
dentro de mim. A Juju e ao Gabi, que sempre são só amor comigo e me acolheram
como se eu fosse da família.
A Carol e ao Tião, afilhados que sempre transbordaram de energia positiva,
amor e confiança, que acreditaram e torceram por mim em todos os momentos da
minha faculdade. A minha tia Neuza, que deu a força inicial pra eu começar tudo
isso, me ensinando lições de amor e de resignação. A Catarina e ao Marcelo, primos
que me inspiraram, motivaram e me mostraram o lado bom da Engenharia.
Aos meus amores de UFF, aqueles que me viram chorar, me viram rir,
cuidaram das minhas notas, das minhas ressacas e de todas as minhas emoções
nos anos da minha faculdade: Ipatinga, pelo grande companheirismo e pelo enorme
carinho de sempre; Sarah, que me ensinou a conviver em harmonia com as
adversidades; Menas, pelos incontáveis almoços e companhia no CineUFF; Joana,
pelo guarda roupa e mãe compartilhados; Ramon, Marcella e Carlos Alberto (com
carinho: Kakito-moreno), pela amizade construída no início da faculdade, mas que
levarei pro resto da vida.
As minhas amigas lindas da veterinária, que passaram comigo meus
melhores momentos de descontração na faculdade e aguentaram meus berreiros
sempre com os melhores ombros, sorrisos e conselhos: Elo, Jéssica, Mairota, Dani,
Gabi, Gi e ao intruso que mais foi amado e acolhido por elas: Galhardo, que sempre
teve paciência demais comigo, obrigada por me querer sempre bem. Amo muito
vocês!!
Aos meus novos chamegos, que ganhei no fim da faculdade e que não vivo
mais sem: Jejé, Rebecca e Mari. Obrigada por me darem a chance de estar
presente na vida de vocês e de se preocuparem comigo a todo o momento.
A Moniquinha, minha amiga/irmã que mais ilumina minha vida. Sem ela meu
mundo seria em preto e branco. Obrigada minha “tchuca”. A Mari e tia Marina, por
sempre me incentivarem a correr atrás dos meus objetivos, fazendo com que eles
crescessem e se multiplicassem. As minhas amigas do Recreio, que mesmo
distante, fizeram parte da minha história e fazem parte do meu coração.
A toda minha família: primos que me incentivaram, acreditaram e mandaram
pensamentos positivos durante meu curso. Aos meus tios, em especial a tia Rita,
com suas orações cheias de força e fé, que ajudaram a me reenguer no momento
em que mais precisei. Aos meus avós, em Manaus e em Itobi, por todas as férias
maravilhosas e cheias de amor que eu pude ter.
Aos meus professores maravilhosos que tive a honra de ter na UFF. A Neuci
e a Suelen, pelo carinho imenso e pelas inúmeras ajudas prestadas.
A Paulinha, minha amiga, engenheira maravilhosa e que mais me ajudou a
dar andamento nesse TCC. Obrigada pela amizade e por ter acreditado em mim.
Ao Felippe, por todo o zelo, carinho e fé. Por toda a paciência no período final
da minha faculdade. A ele, que passou o momento mais complicado do meu TCC ao
meu lado, me dando um amor imensurável, transbordando de amor a minha vida.
Obrigada por me ensinar a ser cada dia melhor.
Ao meu orientador, Rogério, que tenho profunda admiração e que me deu
tempo e liberdade pra eu poder desenvolver meu projeto.
Aos meus orientadores da ANP, Tabita, por ter me dado esse projeto e ter
acreditado que seria possível, e Nonato, por toda a disponibilidade, ajuda,
esclarecimentos e zelo comigo e com meu trabalho.
Sou muito grata a todos vocês e eu espero que um dia eu consiga retribuir
todo amor, tempo, atenção, passeios e felicidades que eu tive a honra de ter ao lado
de vocês.
RESUMO
Apesar dos enormes avanços na busca por energias renováveis, diante do cenário
energético mundial observa-se que a fonte mais utilizada atualmente ainda provém
dos hidrocarbonetos. Por se tratar de um recurso finito, os países que possuem
reservas comerciais de petróleo e gás natural costumam desenvolver um extenso
aparato legal (leis, regulamentos, dentre outros) para regular sua exploração e
produção, principalmente onde essas atividades não se configuram em monopólio
da União. A Lei nº 9.478, também conhecida como a “Lei do Petróleo”, instituiu, em
1997, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) que,
por sua vez, se tornou responsável por promover a regulação, a contratação e a
fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás
natural e dos biocombustíveis. Dessa forma, o Estado exerce, através da ANP, um
poder central na regulação, buscando constantemente aperfeiçoar seus
procedimentos técnicos e, sobretudo, regulatórios, tendo como resultado a criação,
dentre diversos instrumentos legais, de portarias e resoluções. O presente trabalho
tem como objetivo analisar o arcabouço legal existente e a atuação dos órgãos
responsáveis pela regulação da atividade petrolífera tanto no Brasil quanto na
Noruega e, com base nos resultados, propor melhorias nos Programas Anuais de
Produção (PAP) e de Trabalho e Orçamento (PAT), criados no ano 2000 pelas
Portarias ANP nº 100 e 123. A escolha da Noruega se deu por conta da similaridade
da sua regulamentação com a do Brasil, além de ser atual e reconhecida
internacionalmente como referência.
Palavras-chave: programas anuais, Lei do Petróleo, regulação, ANP.
ABSTRACT
In spite of the enormous advances in the search for renewable energies, the most
used source in the world currently still comes from hydrocarbons. As a finite
resource, countries that have commercial oil and natural gas reserves usually
develop an extensive legal apparatus (laws, regulations, among others) to regulate
their exploitation and production, especially where these activities do not constitute a
monopoly. The Law nº. 9,478, also known as the "Petroleum Law", established, in
1997, the National Agency for Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP), became
responsible for promoting regulation, contracting and supervising the economic
activities that are part of the oil, natural gas and biofuels industry. In this way, the
State exercises, through the ANP, a central power in regulation, seeking constantly
to improve its technical and regulatory procedures, resulting in the creation, among
several legal instruments, ordinances and resolutions. The present work aims to
analyze the existing legal framework and the performance of the organ responsible
for regulating oil activity in Brazil and Norway and, based on the results, propose
improvements in the Annual Production Programs (PAP) and Annual Work and
Budget Program (PAT), created in 2000 by Ordinance ANP nº 100 and 123. The
choice of Norway was due to the similarity of its regulations with Brazil regulation,
besides being current and internationally recognized as a reference.
Keywords: annual programs, Oil Law, regulation, ANP.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Áreas incluídas no contrato de cessão onerosa ......................................... 20
Figura 2: Fluxograma do Plano de Desenvolvimento ................................................ 27
Figura 3: Fluxograma do BAR ................................................................................... 29
Figura 4: Fluxograma dos prazos relativos ao PAP .................................................. 35
Figura 5: Fluxograma dos prazos relativos ao PAT ................................................... 36
Figura 6: Áreas da Norwegian Continental Shelf (NCS) ............................................ 57
Figura 7: Organização estatal das atividades petrolíferas da Noruega ..................... 59
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Cabeçalho que precede todas as planilhas do PAP e do PAT ................. 38
Tabela 2 - Previsões de Produção de Petróleo e Gás Natural .................................. 39
Tabela 3 - Previsão de Movimentação de Gás Natural ............................................. 40
Tabela 4 - Previsão de Produção e Movimentação de Água .................................... 41
Tabela 5 - Previsão de Queimas e Perdas de Gás Natural ....................................... 43
Tabela 6 - Planilha de Observações dos Pilotos dos Queimadores presente no PAP
.................................................................................................................................. 43
Tabela 7 - Previsão de Injeção de Fluidos Especiais ................................................ 44
Tabela 8 - Anexo do PAP .......................................................................................... 45
Tabela 9 - Cronograma de Atividades do PAT .......................................................... 47
Tabela 10 - Cronograma de Atividades do PAT (continuação) ................................. 48
Tabela 11 - Orçamento do PAT ................................................................................. 48
Tabela 12 - Perfuração de Poços - PAT .................................................................... 49
Tabela 13 - Estimativa de Reservas e Recursos de Petróleo e Gás Natural ............ 66
Tabela 14 - Comparação dos volumes com o PDO .................................................. 67
Tabela 15 - Reservas Maduras ................................................................................. 67
Tabela 16 - Taxa de Recuperação de Petróleo ......................................................... 68
Tabela 17 - Poços Produtores Temporariamente Fechados ..................................... 70
Tabela 18 - Período de perfuração, conclusão e intervenção dos próximos 5 anos . 71
Tabela 19 - Indicadores de Desempenho na Área de Perfuração ............................. 72
Tabela 20 - Indicadores de Desempenho por Instalação. ......................................... 73
Tabela 21 - Ambições de crescimento ...................................................................... 75
Tabela 22 - Tabela Comparativa entre as Regulações da Noruega e do Brasil em
Relação à Queima de Gás ........................................................................................ 77
LISTA DE ABREVIATURAS
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
ASR Annual Status Report
BAR Boletim Anual de Reservas
BMP Boletim Mensal de Produção
BOE Barris de Óleo Equivalente
CIIP Condensate Initially In Place
CNP Conselho Nacional do Petróleo
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
EEA European Economic Area
EOR Enhanced Oil Recovery
G&G Geologia e Geofísica
GIIP Gas Initially In Place
IOR Improved Oil Recovery
JOA Joint Operating Agreement
LRP Longterm Plan
MFIN Ministry of Finance
MME Ministério de Minas e Energia
MPE Ministry of Petroleum and Energy
MSLA Ministry of Labour and Social Affairs
MTC Ministry of Transport and Communications
NCA Norwegian Coastal Administration
NCS Norwegian Continental Shelf
NEA Norwegian Environment Agency
NGL Natural Gas Liquid
NPD Norwegian Petroleum Directorate
OIIP Oil Initially In Place
OMM Operation, Maintenance and Modification
PAD Plano de Avaliação de Descoberta
PAP Programa Anual de Produção
PAT Programa Anual de Trabalho e Orçamento
PD Plano de Desenvolvimento
PDO Plan for Development and Operation
PEM Programa Exploratório Mínimo
PIO Plans for Installation and Operation
PPSA Pré-Sal Petróleo S.A.
PRMS Petroleum Resources Management System
PSA Petroleum Safety Authority
RNB Revised National Budget RTR Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de
Petróleo e Gás Natural
SDFI State’s Direct Financial Interest
SSMA Segurança, Saúde e Meio Ambiente
TLD Teste de Longa Duração
UPGN Unidades de Processamento de Gás Natural
SUMÁRIO
1 APRESENTAÇÃO DO TRABALHO .............................................................. 14
1.1 Introdução ....................................................................................................... 14
1.2 Objetivo ........................................................................................................... 15
1.3 Estrutura do Trabalho ..................................................................................... 15
2 REGULAÇÃO DO BRASIL ............................................................................ 16
2.1 Modelo Atual de Regulação ............................................................................ 17
2.2 O Conceito de Campo .................................................................................... 23
2.3 O arcabouço legal do acompanhamento das Atividades de Produção ........... 24
2.4 A Regulação da Fase de Produção ................................................................ 26
2.5 O Papel da ANP ............................................................................................. 29
3 PROGRAMAS ANUAIS DE PRODUÇÃO, TRABALHO E ORÇAMENTO –
BRASIL .......................................................................................................... 33
3.1 Fundamentação Legal .................................................................................... 33
3.2 Programa Anual de Produção (PAP) .............................................................. 38
3.3 Programa Anual de Trabalho e Orçamento (PAT) .......................................... 45
3.3.1 Levantamento Geológico e Geofísico (G&G) .................................................. 50
3.3.2 Estudos de Reservatório ................................................................................. 51
3.3.3 Projetos de Sistema de Produção .................................................................. 51
3.3.4 Perfuração ...................................................................................................... 51
3.3.5 Completação ................................................................................................... 52
3.3.6 Elevação Artificial ........................................................................................... 52
3.3.7 Sistema de Coleta de Produção ..................................................................... 53
3.3.8 Unidades de Produção (marítimas ou terrestres) ........................................... 53
3.3.9 Sistema de Escoamento da Produção ............................................................ 54
3.3.10 Segurança Operacional .................................................................................. 54
3.3.11 Proteção Ambiental ........................................................................................ 54
3.3.12 Desativação do Campo................................................................................... 55
4 REGULAÇÃO DA NORUEGA ....................................................................... 56
4.1 Organização do Estado .................................................................................. 56
4.2 Regulações ..................................................................................................... 60
4.3 Relatórios de Produção de Petróleo ............................................................... 63
4.4 O Annual Status Report (ASR) ....................................................................... 64
4.4.1 Status Geral do Campo .................................................................................. 65
4.4.2 Reservatório ................................................................................................... 65
4.4.3 Produção e Injeção ......................................................................................... 68
4.4.4 Perfuração, Completação e Intervenção......................................................... 69
4.4.5 Operação, Manutenção e Modificação ........................................................... 72
4.4.6 Meio Ambiente ................................................................................................ 74
4.4.7 Campo e Área em Desenvolvimento .............................................................. 74
4.4.8 Exploração, Prospecções e Abandono ........................................................... 75
5 ANÁLISE COMPARATIVA ............................................................................ 76
5.1 Previsão de Produção, de Injeção e de Movimentação de Fluidos ................ 76
5.2 Queimas de Gás Natural ................................................................................ 76
5.3 Reservas ......................................................................................................... 78
5.4 IOR/EOR ......................................................................................................... 78
5.5 Projetos Despriorizados .................................................................................. 79
5.6 Previsão de Aumento e Declínio da Produção ............................................... 79
5.7 Previsão de Eficiências Operacionais ............................................................. 79
5.8 Previsão de Perfuração de Poços .................................................................. 79
5.9 Poços Fechados na Concessão ..................................................................... 80
5.10 Plano de Abandono ........................................................................................ 80
6 CONCLUSÃO ................................................................................................. 81
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA .............................................................................. 83
14
1 APRESENTAÇÃO DO TRABALHO
1.1 Introdução
Em países em que as jazidas de hidrocarbonetos pertencem à União e a sua
exploração e produção ocorre por meio de concessões às empresas privadas, faz-se
necessária uma regulação forte e clara, além de um órgão regulador atuante.
Ao se iniciar um processo de regulação torna-se essencial que se defina,
primeiramente, quem terá as atribuições e responsabilidades de regular a atividade
em questão. Na maioria das vezes este papel fica a cargo do ministério de minas e
energia.
Em última instância, quando não há um órgão regulador específico, as
empresas estatais tomam para si essa responsabilidade. Essa última opção é a
menos atrativa, pois, mesmo se tratando de uma estatal, esta pode vir a colocar os
interesses da empresa acima dos da União.
No Brasil, o monopólio da PETROBRAS foi extinto em 1997, com a criação da
Lei nº 9.478, também conhecida como a “Lei do Petróleo”. A partir deste momento
as empresas nacionais e estrangeiras começam a participar das atividades de
exploração e produção de petróleo no território nacional.
Além disso, nesta mesma lei foram criados o Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE) e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP), órgão de autarquia federal, vinculado ao Ministério de Minas
e Energia, cuja finalidade é promover a regulação, contratação e a fiscalização das
atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, gás natural e
biocombustíveis (ART 8º, LEI 9.478, de 6 de AGOSTO de 1997).
Em geral, os países fazem uso da legislação primária, como é o caso da Lei
do Petróleo, para atribuir a um responsável o poder da regulação do uso dos
recursos energéticos. Todavia, estas leis não tratam de questões específicas, mas
sim, de toda a cadeia produtiva do petróleo. Com isso, faz-se mister a
implementação de uma legislação secundária, como, por exemplo, regulamentos
especiais que podem ser revistos constantemente, de forma a acompanhar a
evolução das tecnologias que envolvem o setor petrolífero.
Dentro os diversos instrumentos de fiscalização das atividades de
desenvolvimento e produção de petróleo no Brasil, criados pela ANP nos últimos
15
anos, os Programas Anuais de Produção (PAP) e Anual de Trabalho e Orçamento
(PAT), merecem destaque e serão tratados neste trabalho.
1.2 Objetivo
O objetivo do presente trabalho é sugerir uma nova estrutura de requisitos
técnicos para os Programas Anuais de Produção, Trabalho e Orçamento criados
pela ANP no ano 2000. Esta proposta foi realizada visando o aperfeiçoamento da
fiscalização das atividades de desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural
no Brasil e teve como base o estudo de regulamentações de outros países que são
considerados referências mundiais na área de petróleo e gás natural.
Assim, foi escolhida a regulamentação da Noruega devido à similaridade do
Annual Status Report (ASR), exigido às empresas pelo órgão regulador norueguês,
aos supracitados programas anuais brasileiros.
1.3 Estrutura do Trabalho
O presente trabalho está estruturado em sete capítulos, incluindo esta
introdução, a conclusão e a bibliografia. O segundo capítulo aborda as principais leis
brasileiras responsáveis pelas mudanças ocorridas no marco regulatório para o setor
petrolífero no Brasil. Apresenta ainda os conceitos básicos da regulação e os
principais meios de fiscalização da produção de petróleo do Brasil.
O terceiro capítulo aborda as bases legais dos documentos estudados neste
trabalho, constantes das suas respectivas portarias da ANP. O quarto capítulo
apresenta o estudo de caso da Noruega, bem como sua estrutura regulatória e o
documento similar ao encontrado no Brasil.
E, finalmente, o quinto capítulo contém as considerações finais a respeito do
tema, com a comparação dos documentos de fiscalização existentes no Brasil e na
Noruega.
Cabe alertar que as cláusulas contratuais consideradas neste trabalho são
provenientes do Contrato de Concessão da 13ª Rodada de Licitações da ANP. Tal
esclarecimento se faz necessário considerando que as cláusulas podem variar de
contrato para contrato.
16
2 REGULAÇÃO DO BRASIL
Durante o período monárquico, a corte portuguesa outorgava concessões
para a exploração das riquezas do subsolo brasileira, sendo necessário pagamento
pelo direito de realizar a sua exploração. Em 24 de fevereiro de 1891, esse sistema
mudou devido à promulgação da primeira Constituição Republicana, que foi
responsável pela introdução de uma legislação voltada para o setor petrolífero do
Brasil. Em seu artigo 72 estava previsto que as minas pertenciam aos proprietários
do solo, ou seja, estes possuíam direitos sobre os recursos minerais presentes em
suas propriedades, exceto em caso de desapropriação por necessidade ou utilidade
pública, mediante prévia indenização (BRASIL, 2016).
Em 16 de julho de 1934 houve a promulgação da segunda Constituição
Republicana, retirando a propriedade privada dos recursos do subsolo, de forma que
o direito de exploração passou a ser outorgada por meio de autorizações ou
concessões federais. Esta medida partiu do Decreto n° 24.642/1934, que criou o
Código de Minas e explicitou, em seu artigo 97, que os estados e a União tinham
posse das jazidas de petróleo e gases naturais presentes em território nacional. No
entanto, o proprietário do solo tinha garantida a preferência na concessão da lavra
ou coparticipação nos lucros, no caso em que a área era concedida a outrem.
A Constituição de 1937 manteve o sistema de distinção das riquezas
existentes no solo e no subsolo, além de conferir concessões ou autorizações para
as atividades de aproveitamento industrial de minas e jazidas apenas aos brasileiros
ou empresas organizadas no Brasil, ressaltando o conteúdo nacionalista sobre os
recursos minerais.
O Decreto-Lei n° 395 de 29 de abril de 1938, criou o Conselho Nacional do
Petróleo (CNP), órgão subordinado diretamente ao presidente da república, e
delegou ao governo federal a competência de autorizar, regular e controlar a
exportação, o transporte, a distribuição e o comércio de petróleo e seus derivados,
no território nacional (BRASIL, 2016).
Ademais, a indústria de refino do petróleo nacional e importado foi
nacionalizada, uma vez que o decreto determinou que as empresas do ramo
deveriam ter capital social, direção e gerência confiadas exclusivamente a brasileiros
natos, o que acabou fortalecendo a legislação nacionalista para a indústria do
petróleo no Brasil.
17
Já a Constituição de 1946 não resultou em grandes alterações para a
indústria do petróleo, uma vez que manteve as mesmas restrições do texto
constitucional anterior.
Em 03 de outubro 1953 foi promulgada a Lei n° 2.004, que definiu, como
monopólio da União, a pesquisa e a produção das jazidas de petróleo, de outros
hidrocarbonetos fluidos e de gases raros existentes em território nacional, assim
como o refino e o transporte do óleo bruto e seus derivados produzidos no país e
gases raros de qualquer origem. Tal definição gerou um novo cenário político
nacional para o setor de petróleo.
Essa lei redefiniu as atribuições do CNP e criou a empresa estatal brasileira
Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS. O CNP passou a ser o órgão de orientação
e fiscalização, responsável por exercer o monopólio da União sobre as jazidas de
hidrocarbonetos, enquanto a PETROBRAS passou a atuar como o órgão de
execução do monopólio sobre a pesquisa, a lavra, a refinação, o comércio e o
transporte de petróleo e seus derivados, sendo uma empresa com participação
majoritária da União.
Foi determinado, também através da Lei n° 2.004/53, que a PETROBRAS e
suas subsidiárias deveriam pagar, obrigatoriamente, devida indenização sobre o
volume de óleo e gás extraídos ou produzidos a partir do xisto aos estados e
territórios onde fizessem a lavra de petróleo e xisto betuminoso e a extração de gás
natural.
Em 24 de janeiro de 1967 foi promulgada a constituição que sancionou o
monopólio de pesquisa e produção de petróleo em território nacional, conforme
disposto em seu artigo 162. Esta reafirmou que os recursos minerais constituíam
propriedade distinta da do solo e ratificou que brasileiros ou sociedades organizadas
no Brasil teriam exclusividade à autorização ou concessão federal para exploração e
aproveitamento dos mesmos.
2.1 Modelo Atual de Regulação
A Constituição que vigora atualmente foi promulgada em 5 de outubro de
1988. Em seu artigo 177 está disposto que constituem monopólio da União:
18
“I – A pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e
gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;
II – A refinação do petróleo nacional ou estrangeiro;
III – A importação e exportação dos produtos e
derivados básicos resultantes das atividades previstas
nos incisos anteriores;
IV – O transporte marítimo do petróleo bruto de
origem nacional ou de derivados básicos de petróleo
produzidos no país, bem assim o transporte, por meio de
conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural
de qualquer origem;
V – A pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o
reprocessamento, a industrialização e o comércio de
minérios e minerais nucleares e seus derivados.”
(BRASIL, 2016).
No entanto, uma nova redação aplicada ao artigo 177 resultou na Emenda
Constitucional n° 09, de 9 de novembro de 1995. Esta foi responsável pelo
surgimento de um novo marco regulatório na indústria do petróleo e gás natural.
Ainda que os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos
existentes no território nacional tenham sido mantidos como propriedade exclusiva
da União, foi permitido que outras empresas constituídas sob as leis brasileiras
pudessem atuar nas atividades econômicas ligadas ao setor energético, encerrando
o monopólio exercido pela PETROBRAS.
A Lei n° 9.478, promulgada em 6 de agosto de 1997, consolidou o
encerramento do exercício de tal monopólio. Conhecida como a Lei do Petróleo,
esta gerou um diferente desenho para a política energética nacional, dispondo sobre
as atividades relativas ao monopólio do petróleo e definindo atribuições para a
PETROBRAS.
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP) foram criados e estabeleceu-se o
modelo de concessão, bem como foram definidos os critérios para cálculo e
cobrança das participações governamentais e de terceiros, aplicadas nas atividades
de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.
19
O CNPE recebeu a função de formular políticas responsáveis por promover,
de modo racional, o aproveitamento de energia no Brasil, depois da aprovação do
Presidente da República. Para o contrato de concessão, o CNPE passou a aprovar
as rodadas de licitação promovidas pela ANP e as áreas a serem ofertados, com
vistas à contratação das atividades de exploração e produção de petróleo e gás
natural.
Determinou-se também que, sob o contrato de concessão, a empresa ou
consórcio contratado pela União assumiria sempre os riscos e custos referentes às
operações realizadas, ou seja, deveriam arcar com qualquer tipo de prejuízo que
pudesse ocorrer, sem ter o direito de pagamento, reembolso ou indenização.
O artigo 3° da Lei do Petróleo prevê que pertencem à União os depósitos de
petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes no território
nacional. Sendo assim, cabe ao concessionário a propriedade do petróleo e gás
natural somente após a passagem do hidrocarboneto pelo ponto de medição fiscal.
Ficou determinada também a proibição do uso de qualquer outro recurso natural
porventura presente na área concedida, salvo quando autorizado, de acordo com a
legislação brasileira.
Em 30 de junho de 2010, a Lei n° 12.276 estabeleceu, em seu artigo 1°, que a
União fica autorizada a ceder onerosamente à PETROBRAS, dispensada a licitação,
o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de
outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do artigo 177 da Constituição
Federal, em áreas não concedidas localizadas no pré-sal1.
A mesma lei determinou também que a PETROBRAS deveria extrair o
número de barris equivalentes de petróleo definido em respectivo contrato de
cessão, não podendo tal número exceder a 5.000.000.000 (cinco bilhões) de barris
de óleo equivalente (boe). Adicionalmente, aumentou-se a participação acionária da
União na empresa.
A região de contrato de cessão onerosa é mostrada na Figura 1.
1 Área do pré-sal: região do subsolo formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com
superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, bem como outras regiões que
venham a ser delimitadas, de acordo com a evolução do conhecimento geológico (BRASIL, 2016).
20
Figura 1: Áreas incluídas no contrato de cessão onerosa
Fonte: Petrobras (2016)
21
Ademais, incluiu-se como atribuição da ANP a regulação e fiscalização das
atividades que a PETROBRAS exercerá, conforme previsto em seu artigo 7°:
“Art. 7° Caberá à ANP regular e fiscalizar as
atividades a serem realizadas pela Petrobras com base
nesta lei, aplicando-se, no que couber, o disposto na lei n°
9.478, de 6 de agosto de 1997.”.
Após o processo de capitalização (venda de ações) da empresa, a
participação total da União, que antes estava abaixo de 40%, aumentou para 47,8%
do capital social da companhia.
Em 24 de junho de 2014 foi determinado pelo CNPE que o volume excedente
da cessão onerosa em quatro áreas do pré-sal seria produzido exclusivamente pela
PETROBRAS no regime de partilha. Essas áreas são Búzios (Franco), Entorno de
Iara, Florim e Nordeste de Tupi. Segundo a ANP, os volumes excedentes estão
estimados entre 9,8 e 15,2 bilhões de barris.
O regime de partilha de produção em áreas do pré-sal e em áreas
estratégicas2 foi definido pela Lei n° 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Neste tipo
de regime, a exploração, avaliação, desenvolvimento e produção de petróleo, gás
natural e outros hidrocarbonetos fluidos ocorrem por conta e risco do contratado.
Quando há descoberta comercial, o contratado adquire o direito à apropriação do
custo em óleo3 do volume da produção correspondente aos royalties4 devidos, e de
parcela do excedente em óleo5, na proporção, condições e prazos estabelecidos em
contrato.
Nesse momento o CNPE recebeu novas atribuições, dentre elas a decisão de
contratar diretamente a PETROBRAS em alguma área do polígono do pré-sal ou de
2 Área estratégica: região de interesse para o desenvolvimento nacional, caracterizada pelo baixo risco
exploratório e elevado potencial de produção hidrocarbonetos. (BRASIL, 2016). 3 Custo em óleo: Parcela da produção hidrocarbonetos, correspondente aos custos e aos investimentos
realizados pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e
desativação das instalações. (BRASIL, 2016). 4 Royalties: Correspondem a uma compensação financeira paga pelos concessionários na etapa de produção,
em montante correspondente a dez por cento da produção de petróleo ou gás natural. A ANP poderá prever,
no edital de licitação correspondente, a redução do valor dos royalties para um montante correspondente a, no
mínimo, cinco por cento da produção. (BRASIL, 2016). 5 Excedente em óleo: Parcela da produção de hidrocarbonetos a ser repartida entre a União e o contratado,
resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties
devidos e, quando exigível, à participação de que trata o art. 43. (BRASIL, 2016).
22
realizar licitação na modalidade leilão. Em caso de licitação, que obedece às normas
expedidas pela ANP e ao respectivo edital, é vencedora a empresa que oferecer a
proposta mais vantajosa segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo
para a União.
Coube ao Ministério de Minas e Energia (MME) propor ao CNPE a
participação mínima que a PETROBRAS possuirá no consórcio vencedor, que não
poderá ser inferior a 30%.
Em 2 de agosto de 2010 a Lei n° 12.304 autorizou a criação da empresa
pública chamada Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural
S.A. – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), vinculada ao MME, com prazo de duração
indeterminado. Entretanto, sua efetiva criação só ocorreu em 1° de agosto de 2013,
pelo Decreto n° 8.063.
A PPSA tem por objeto a gestão dos contratos de partilha de produção
celebrados pelo MME e a gestão dos contratos para a comercialização de petróleo,
de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos da União de forma a maximizar o
resultado econômico e observar as melhores práticas da indústria do petróleo. A
empresa não é responsável pela execução, direta ou indireta, das atividades de
exploração, desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos.
O artigo 4° da Lei 12.304/2010 prevê as principais atribuições da PPSA, tais
como:
“(...)
III - Analisar dados sísmicos fornecidos pela ANP e
pelos contratados sob o regime de partilha de produção;
IV - Representar a União nos procedimentos de
individualização da produção e nos acordos decorrentes,
nos casos em que as jazidas da área do pré-sal e das
áreas estratégicas se estendam por áreas não concedidas
ou não contratadas sob o regime de partilha de produção.
(...)”.
Vale ressaltar que a PPSA terá o poder de vetar os programas de exploração
das empresas vencedoras, além de monitorar e auditar os custos e investimentos
relacionados ao contrato de partilha de produção.
23
2.2 O Conceito de Campo
A Lei do Petróleo, de 1997, que além de consolidar o encerramento do
exercício de monopólio, estabeleceu em seu artigo 6°, das definições técnicas, que:
“(...)
XIII – Bloco: parte de uma bacia sedimentar,
formada por um prisma vertical de profundidade
indeterminada, com superfície poligonal definida pelas
coordenadas geográficas de seus vértices, onde são
desenvolvidas atividades de exploração ou produção de
petróleo e gás natural;
XIV – 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.
(...)”.
Em 18 de março de 2015 a Resolução ANP nº 17/2015 definiu, em seu art. 2º,
que a área do campo “é a área circunscrita pelo polígono que define o Campo, por
ocasião da aprovação do Plano de Desenvolvimento”.
Contudo, para o completo entendimento da definição de campo é necessário
conhecer as fases de exploração e de produção das áreas de concessão. Tais fases
estão previstas nos contratos de concessão das áreas licitadas pela ANP, ou das
áreas do pré-sal e das áreas estratégicas, contratadas por meio do regime de
partilha de produção, conforme legislação específica (Lei n° 12.351/2010). Após o
pagamento do bônus de assinatura e submissão das garantias financeiras,
necessárias para assegurar o cumprimento do Programa Exploratório Mínimo (PEM)
ofertado, o concessionário e a Agência celebram o contrato das áreas licitadas.
Como a licitação precede a fase de exploração, as áreas ofertadas são chamadas,
geralmente, de blocos exploratórios.
24
Segundo a Lei 9.478/97, diante de qualquer descoberta de petróleo ou gás
natural, o contratado deve comunicar à ANP, em caráter exclusivo e por escrito, em
um prazo de 72 (setenta e duas) horas, a avaliação de descoberta. Esta avaliação
ocorre apenas na fase de exploração e, posteriormente, é sujeita a um Plano de
Avaliação de Descoberta (PAD). A partir da aprovação do PAD, o contratado deve
enviar o Relatório Final de Avaliação de Descoberta, no qual indica e justifica
eventual proposta de retenção da área de desenvolvimento da descoberta
comercial.
Em seguida, a Declaração de Comercialidade é apresentada à ANP e a área
delimitada como comercial passa a ser chamada de campo. Este é o início da Fase
de Desenvolvimento, que dura o tempo suficiente apenas para a construção dos
equipamentos necessários à produção do campo e cujo escopo e cronograma
deverão constar do Plano de Desenvolvimento (PD), a ser apresentado em até 180
(cento e oitenta) dias a contar da Declaração de Comercialidade, e dos Programas
Anuais de Produção, de Trabalho e Orçamento, os quais devem ser entregues em
até 60 (sessenta) dias anteriormente à data prevista para o início da produção
(Parágrafo 11.5 da Cláusula Décima Primeira do Contrato de Concessão).
Uma vez declarada a comercialidade, começa a contagem do prazo da Fase
de Produção, a qual tem uma duração contratual de 27 (vinte e sete) anos, podendo
este tempo ser prorrogado pela ANP.
2.3 O arcabouço legal do acompanhamento das Atividades de Produção
A Lei do Petróleo estabelece a regulação da fase de produção do petróleo no
Brasil. Nela são explicitados todos os parâmetros que limitam essa fase, além de
conferir especificações à mesma.
Conforme o seu artigo 21º, todos os direitos de exploração e produção em
território nacional, na plataforma continental e na zona econômica exclusiva,
pertencem à União. A ANP é responsável pela administração, ressalvadas as
competências de outros órgãos e entidades expressamente estabelecidas em lei,
nos termos do seu artigo 8º.
A ANP celebra com o concessionário os contratos de concessão, precedidos
de licitação, para a exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás
natural, como previsto no artigo 23º desta mesma lei. De acordo com o artigo 24º,
25
esses contratos devem prever duas fases: a de exploração e a de produção.
Incluem-se na fase de exploração as atividades de avaliação de eventual descoberta
de petróleo ou gás natural, para a verificação de sua comercialidade, enquanto que
a fase de produção contempla as atividades de desenvolvimento e a produção
propriamente dita.
Conforme o artigo 25 da Lei do Petróleo, somente as empresas que atendem
aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP podem obter
concessão para a exploração e produção hidrocarbonetos. O artigo 26 prevê que a
concessão implica, para o concessionário, a obrigação de explorar a área por sua
conta e risco. Em caso de êxito, deverá produzir as jazidas de petróleo e/ou gás
natural descobertas e consideradas comerciais, conferindo-lhe a propriedade desses
bens, depois de extraídos e pagos os encargos relativos aos tributos incidentes e
das participações legais ou contratuais correspondentes.
Havendo a Declaração de Comercialidade, o concessionário deve então
submeter à aprovação da ANP os planos e projetos de desenvolvimento e produção,
que por sua vez, emitirá seu parecer no prazo máximo de 180 (cento e oitenta) dias.
Caso a ANP não se manifeste, tais documentos são considerados automaticamente
aprovados por decurso de prazo.
A data de início da produção de cada campo deve ocorrer no prazo máximo
de cinco anos, contados da data de apresentação da Declaração de Comercialidade,
prorrogáveis a critério da ANP. O concessionário, por sua vez, deve manter a ANP
atualizada quanto à previsão de início da produção de cada campo, tendo que
comunicar o seu efetivo inicio no prazo máximo de 24 (vinte a quatro) horas após a
sua ocorrência (Parágrafo 11.1.2 da Cláusula Décima Primeira do Contrato de
Concessão).
Os mecanismos de acompanhamento das atividades de produção são
previstos na Lei do Petróleo e/ou nos Contratos de Concessão. A sua forma e
conteúdo, contudo, são estabelecidos, em sua maioria, por meio de portarias e
resoluções específicas. São esses instrumentos que garantem a efetiva regulação e
fiscalização da fase de produção de petróleo e gás natural no Brasil.
26
2.4 A Regulação da Fase de Produção
De acordo com a Lei n° 9.478/97 e os contratos atualmente vigentes na ANP,
há cinco instrumentos de acompanhamento e fiscalização das atividades de
produção nos campos de petróleo no Brasil.
A primeira deles é o Plano de Desenvolvimento (artigo 44 da Lei do Petróleo),
apresentado à ANP pelo concessionário em um prazo máximo de 180 (cento e
oitenta) dias contados à partir da data da Declaração de Comercialidade. Este
documento é exigido pela Cláusula Décima do Contrato de Concessão e
regulamentado pela Resolução ANP n° 17, de 18 de março de 2015.
Os documentos subsequentes ao PD são os Programas Anuais de Produção
e de Trabalho e Orçamento. O PAP é exigido pela Cláusula Décima Primeira do
Contrato de Concessão e regulamentado pela Portaria ANP nº 100/2000. No caso
do PAT, ele está previsto na Cláusula Décima Sexta e é regulamentado pela
Portaria ANP nº 123/2000. Ambos os documentos são apresentados anualmente até
o dia 31 de outubro de cada ano, podendo ser revisados pelo contratado, desde que
tal revisão seja acordada entre as partes.
O PAP relativo ao ano civil em que a produção tiver início deverá ser entregue
pelo concessionário à ANP com antecedência mínima de 60 (sessenta) dias da data
de início da produção prevista (Parágrafo 11.5 da Cláusula Décima Primeira do
Contrato de Concessão).
O Boletim Anual de Reservas (BAR), que compõem os mecanismos de
acompanhamento das reservas de petróleo e de gás natural no Brasil, é exigido e
regulamentado pela Resolução ANP nº 47/2014, e deve ser apresentado até o dia
31 de janeiro de cada ano.
Por último, o Boletim Mensal de Produção (BMP) é o instrumento de
acompanhamento mensal dos volumes de petróleo e gás natural efetivamente
produzidos em cada campo. Este é exigido pelo Parágrafo 12.2 da Cláusula Décima
Segunda do Contrato de Concessão e não possui nenhuma regulamentação
específica.
A Figura 2 ilustra o fluxograma relativo à entrega, análise e aprovação do PD
pela ANP.
27
Figura 2: Fluxograma do Plano de Desenvolvimento
Fonte: ANP (2016)
28
No PD deve ser especificado o programa de trabalho e respectivos
investimentos necessários às etapas de desenvolvimento e de produção de toda a
vida produtiva de uma ou mais áreas onde houve descoberta de hidrocarbonetos.
Adicionalmente, são apresentadas as curvas de previsão de produção até o prazo
final do contrato de concessão ou do exaurimento da jazida, sendo considerado
como encerramento da produção o que vier primeiro.
É imprescindível para que a ANP conheça e acompanhe o desenvolvimento
do campo através do PD, pois é um documento que agrupa informações de caráter
técnico, operacional, econômico e ambiental relacionados à explotação do mesmo,
incluindo seu abandono.
As previsões de produção e movimentação de todos os fluidos oriundos do
processo de produção de cada campo também são discriminadas no PAP. Já o PAT
apresenta o conjunto de todas as atividades previstas para serem realizadas pelo
contratado no decorrer de um ano civil, incluindo o detalhamento dos investimentos
necessários a cada uma delas. O concessionário deve apresentar ambos os
documentos até o dia 31 de outubro de cada ano civil na forma da legislação
aplicável.
As previsões de produção de hidrocarbonetos, referentes ao ano subsequente
à entrega dos programas anuais, são detalhadas mensalmente, enquanto que os
dados dos quatro anos posteriores são detahalhadas anualmente. Para as outras
previsões do PAP (de movimentação de água, gás natural e fluidos especiais), os
dados são reportados apenas para o ano de sua vigência.
Os BMPs são apresentados até o dia 15 de cada mês, a partir do mês
seguinte àquele em que ocorrer a data de início da produção de cada campo. Estes
são enviados pelos concessionários contemplando os volumes de petróleo e gás
natural efetivamente produzidos em cada um dos seus campos durante o mês
anterior à sua apresentação. Estes documentos são comparados às informações
constantes do PAP com o objetivo de verificar a sua conformidade com a previsão
de produção e é analisado para averiguar a consistência das informações prestadas,
uma vez que as participações governamentais são calculadas com base nos
volumes ali reportados.
29
O BAR deve ser entregue até o dia 31 de cada ano civil, contemplando o
volume original in situ6, reservas provadas, reservas prováveis, reservas possíveis,
recursos contingentes, produção acumulada, injeção acumulada de gás Natural,
estoque de gás natural e retirada do estoque de gás natural.
A Resolução ANP n° 47, de 5 de setembro de 2014, estabelece o
Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de Petróleo e Gás
Natural (RTR) e sistematiza critérios para a apropriação das reservas.
A resolução estabelece que sejam seguidas as diretrizes do Petroleum
Resources Management System (PRMS) para os critérios de estimativa,
classificação e categorização dos recursos e reservas, podeendo ser utilizado outro
guia notoriamente reconhecido que o suceda.
Os projetos são classificados por probabilidade de comercialidade e por nível
de incerteza quanto aos volumes recuperáveis. As reservas são informadas por
campo e detalhadas por reservatórios e por tipo de hidrocarboneto. A Figura 3 ilustra
o fluxograma relativo à entrega e análise do BAR.
Figura 3: Fluxograma do BAR
Fonte: ANP (2016)
2.5 O Papel da ANP
Embora a ANP tenha sido criada em agosto de 1997 pela Lei do Petróleo,
apenas pelo Decreto n° 2.455, em 1998, ela foi, de fato, implantada. Nos termos do
artigo 8° da Lei n° 9.478/97, a ANP tem como finalidade regular, contratar e fiscalizar
as atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e do
6 Quantidade original de petróleo ou gás natural contida no reservatório antes de qualquer produção e/ou injeção
de petróleo ou gás natural.
30
biocombustível. Dentre as atribuições da ANP, previstas nesta mesma lei, vale
destacar:
“I – Implementar, em sua esfera de atribuições, a
política nacional de petróleo, gás natural e
biocombustíveis, contida na política energética nacional,
nos termos do capítulo I desta lei, com ênfase na garantia
do suprimento de derivados de petróleo, gás natural e
seus derivados, e de biocombustíveis, em todo o território
nacional, e na proteção dos interesses dos consumidores
quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos;
(Redação dada pela lei n° 11.097, de 2005);
II – Promover estudos visando à delimitação de
blocos, para efeito de concessão ou contratação sob o
regime de partilha de produção das atividades de
exploração, desenvolvimento e produção; (Redação dada
pela lei n° 12.351, de 2010);
III – Regular a execução de serviços de geologia e
geofísica aplicados à prospecção petrolífera, visando ao
levantamento de dados técnicos, destinados à
comercialização, em bases não-exclusivas;
IV – Elaborar os editais e promover as licitações
para a concessão de exploração, desenvolvimento e
produção, celebrando os contratos delas decorrentes e
fiscalizando a sua execução;
VII – Fiscalizar diretamente e de forma concorrente
nos termos da lei no 8.078, de 11 de setembro de 1990,
ou mediante convênios com órgãos dos estados e do
Distrito Federal as atividades integrantes da indústria do
petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis, bem como
aplicar as sanções administrativas e pecuniárias previstas
em lei, regulamento ou contrato; (Redação dada pela lei
n° 11.909, de 2009);
31
VIII – Instruir processo com vistas à declaração de
utilidade pública, para fins de desapropriação e instituição
de servidão administrativa, das áreas necessárias à
exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e
gás natural, construção de refinarias, de dutos e de
terminais;
IX – Fazer cumprir as boas práticas de
conservação e uso racional do petróleo, gás natural, seus
derivados e biocombustíveis e de preservação do meio
ambiente; (Redação dada pela lei n° 11.097, de 2005);
XII – Consolidar anualmente as informações sobre
as reservas nacionais de petróleo e gás natural
transmitidas pelas empresas, responsabilizando-se por
sua divulgação;
XIV – Articular-se com os outros órgãos
reguladores do setor energético sobre matérias de
interesse comum, inclusive para efeito de apoio técnico ao
CNPE;
XVI – Regular e autorizar as atividades
relacionadas à produção, à importação, à exportação, à
armazenagem, à estocagem, ao transporte, à
transferência, à distribuição, à revenda e à
comercialização de biocombustíveis, assim como
avaliação de conformidade e certificação de sua
qualidade, fiscalizando-as diretamente ou mediante
convênios com outros órgãos da União, estados, Distrito
Federal ou municípios;” (Redação dada pela lei n° 12.490,
de 2011).
Na Lei n° 12.351/2010 as atribuições da ANP para áreas do regime de
partilha são pontuadas em seu artigo 11, definido a seguir:
32
“I – Promover estudos técnicos para subsidiar o
Ministério de Minas e Energia na delimitação dos blocos
que serão objeto de contrato de partilha de produção;
II – Elaborar e submeter à aprovação do Ministério
de Minas e Energia as minutas dos contratos de partilha
de produção e dos editais, no caso de licitação;
III – Promover as licitações previstas no inciso II do
artigo 8° desta lei;
IV – Fazer cumprir as melhores práticas da
indústria do petróleo;
V – Analisar e aprovar, de acordo com o disposto
no inciso IV deste artigo, os planos de exploração, de
avaliação e de desenvolvimento da produção, bem como
os programas anuais de trabalho e de produção relativos
aos contratos de partilha de produção; e
VI – Regular e fiscalizar as atividades realizadas
sob o regime de partilha de produção, nos termos
do inciso VII do artigo 8 da lei no 9.478, de 6 de agosto de
1997.”.
Assim, fica sob a responsabilidade da ANP a regulação, contratação e
fiscalização de toda a cadeia produtiva de petróleo no Brasil.
33
3 PROGRAMAS ANUAIS DE PRODUÇÃO, TRABALHO E ORÇAMENTO –
BRASIL
Este capítulo apresenta os procedimentos, os fundamentos e o conteúdo
mínimo previsto para os programas anuais, de acordo com suas respectivas
portarias da ANP. Além disso, seguem apresentadas as definições, procedimentos
de aprovação, execução e revisão dos referidos programas, conforme os contratos
de concessão firmados entre a ANP e as empresas.
3.1 Fundamentação Legal
A forma de apresentação e o conteúdo do Programa Anual de Produção e do
Programa Anual de Trabalho e Orçamento estão estabelecidos nos regulamentos
técnicos anexos às portarias ANP n° 100, de 21 de junho de 2000, e n° 123, de 19
de julho de 2000, respectivamente. Ambos os regulamentos foram aprovados pelo
Diretor Geral da ANP à época para os campos de petróleo e gás natural, com a
finalidade de acompanhamento e fiscalização das atividades de produção, conforme
o estabelecido no art. 43, inciso VII, da Lei nº 9.478/97.
O contrato de concessão é o instrumento que exige a apresentação do PAP e
do PAT por parte dos concessionários à ANP, estabelecendo prazos. O não
cumprimento das disposições nele contido implica em aplicação das penalidades
previstas na Lei nº 9.847/99, de 26 de outubro de 1999, e no Decreto nº 2.953, de 28
de janeiro de 1999.
Tendo como base o Contrato de Concessão da 13ª Rodada de Licitações da
ANP, o PAP é exigido pela Cláusula Décima Primeira e o PAT está previsto na
Cláusula Décima Sexta.
De acordo com o Parágrafo 11.2 da Cláusula Décima Primeira do supracitado
contrato, o PAP deve estar em conformidade com o PD do campo, com a legislação
aplicável e com as melhores práticas da indústria do petróleo. Este último é definido
pelo Parágrafo 1.3.30 da Cláusula Primeira do contrato:
“Melhores Práticas da Indústria do Petróleo: Os
melhores e mais seguros procedimentos e tecnologias
disponíveis na indústria do petróleo e gás natural em todo
34
o mundo, que permitam: (a) garantir a segurança
operacional das instalações, preservando a vida,
integridade física e saúde humana; (b) preservar o meio-
ambiente e proteger as comunidades adjacentes; (c)
evitar ou reduzir ao máximo os riscos de vazamento de
petróleo, gás natural, derivados e outros produtos
químicos que possam ser prejudiciais ao meio ambiente;
(d) a conservação de recursos petrolíferos e gasíferos, o
que implica a utilização de métodos e processos
adequados à maximização da recuperação de
hidrocarbonetos de forma técnica, econômica e
ambientalmente sustentável, com o correspondente
controle do declínio de reservas, e à minimização das
perdas na superfície; (e) minimizar o consumo de
recursos naturais nas operações. Para a execução das
melhores práticas da indústria do petróleo, os
concessionários devem tomar as normas expedidas pela
ANP e pelos demais órgãos públicos brasileiros como
ponto de partida, incorporando padrões técnicos e
recomendações de organismos e associações da
indústria do petróleo reconhecidos internacionalmente,
sempre que tais medidas aumentem as chances de que
os objetivos listados acima sejam alcançados.”.
Ambos os documentos devem ser apresentado até o dia 31 de outubro de
cada ano. O PAP relativo ao ano civil em que a produção tiver início deverá ser
entregue pelo concessionário à ANP com antecedência mínima de 60 (sessenta)
dias da data de início da produção prevista. A produção de Teste de Longa Duração7
(TLDs) realizados ainda durante a Fase de Exploração também ensejam a
apresentação dos programas anuais.
7 Teste de Longa Duração: teste de poço, realizado com a finalidade exclusiva de obtenção de dados e
informações para conhecimento dos Reservatórios, com tempo total de fluxo superior a 72 (setenta e duas)
horas. (Parágrafo 1.3.52 da Cláusula Primeira do Contrato de Concessão).
35
Em caso de aprovação da continuidade da produção, sem interrupção, após
um TLD, deve ser apresentada uma revisão dos programas com a antecedência
mínima de 60 (sessenta) dias do término previsto para este teste (Parágrafo 11.6 da
Cláusula Décima Primeira do Contrato de Concessão).
A ANP dispõe de 30 (trinta) dias, contados do recebimento dos programas,
para aprová-los ou solicitar ao concessionário quaisquer modificações que julgar
cabíveis. Caso o concessionário esteja de acordo, deve reapresentar os programas
contemplando tais alterações também no prazo de 30 (trinta) dias, contados da data
solicitação. Este prazo é válido, também, para qualquer revisão subsequente.
Em caso de desacordo, tais modificações podem ser discutidas com a
Agência, visando ajustá-las para serem incorporadas ao documento, naquilo em que
a ANP entender pertinente e de acordo com as melhores práticas da indústria do
petróleo.
Se essa discordância ocorrer no início do período a que se refere o PAP
vigente, é determinado ao concessionário que este mantenha, em qualquer mês e
até a definição final do programa, o nível de produção mais baixo entre aqueles
propostos pelo mesmo e pela ANP. Revisões dos programas anuais podem ser
acordadas entre as partes a qualquer momento durante a vigência do contrato
(Parágrafo 11.11. da Cláusula Décima Primeira do Contrato de Concessão).
A Figura 4 ilustra o fluxograma dos prazos a serem respeitados de acordo
com as datas de aprovação e de revisão do PAP.
Figura 4: Fluxograma dos prazos relativos ao PAP
Fonte: ANP (2016)
36
Os parágrafos 16.1 e 16.2 da Cláusula Décima Sexta do Contrato de
Concessão estabelece que o PAT deve estar em estrita concordância com os
demais planos e programas de trabalho e investimento exigidos e aprovados.
O primeiro programa a ser entregue cobre o restante do ano em curso e é
apresentado pelo concessionário no prazo de 60 (sessenta) dias, contados da data
de assinatura do contrato de concessão. No caso de faltarem menos de 90
(noventa) dias para o final do ano em curso, ele deve contemplar também,
separadamente, o ano imediatamente seguinte. Nos próximos anos o PAT deve
então ser apresentado até 31 de outubro de cada ano, em conjunto com o PAP.
Assim como ocorre no PAP, a ANP também conta com 30 (trinta) dias para
aprovar o PAT ou para solicitar ao concessionário quaisquer modificações. Se
solicitadas, o concessionário tem 30 (trinta) dias, contados da data da referida
requisição, para reapresentar o programa com as alterações requeridas, devendo
cumprir com o programa em que as mudanças foram efetuadas (Parágrafo 16.4 da
Cláusula Décima Sexta do Contrato de Concessão).
Segundo o Parágrafo 16.5 da Cláusula Décima Sexta do Contrato de
Concessão, a apresentação do PAT, bem como de suas revisões e alterações, de
nenhum modo deve prejudicar, invalidar ou diminuir as obrigações assumidas pelo
concessionário nos termos do contrato de concessão assinado.
A Figura 5 mostra o fluxograma dos prazos relativos ao PAT.
Figura 5: Fluxograma dos prazos relativos ao PAT
Fonte: ANP (2016)
Os regulamentos técnicos do PAP e do PAT estabelecem os procedimentos,
os fundamentos e seus conteúdos mínimos, de que trata o contrato de concessão e
37
definem procedimentos para aprovação, execução e revisão destes programas. Eles
são aplicáveis às Etapas de Desenvolvimento e Produção (D&P) e aos poços
submetidos aos TLDs durante a fase de exploração, devidamente aprovados pela
ANP (ANP, 2016).
Tanto o PAP quanto o PAT são preparados de acordo com as determinações
contidas nos regulamentos, além de conter informações em abrangência e
profundidade suficientes para permitir à ANP avaliar a concordância dos mesmos
com o PD ou PD Complementar, aprovados para o campo ou, se for o caso, com a
última revisão aprovada pela ANP (ANP, 2016).
De acordo com a Portaria n° 78, de 15 de abril de 2013, a Diretoria-Geral da
ANP resolveu:
“Art. 1º Delegar competência, observado o Plano
de Desenvolvimento aprovado pela Diretoria Colegiada,
ao titular da Superintendência de Desenvolvimento e
Produção e, nos seus impedimentos, a seu substituto
legal, para praticar os seguintes atos administrativos,
consultando previamente a Procuradoria-Geral, sempre
que houver matéria controversa:
I - Aprovar o Programa Anual da Produção para os
campos de petróleo e gás natural, conforme Portaria
ANP nº 100/2000;
II - Aprovar o Programa Anual de Trabalho e
Orçamento para os campos de petróleo e gás natural,
conforme Portaria ANP nº 123/2000.” (ANP, 2016).
O PAP, assim como o PAT, deve ser revisto sempre que houver uma
modificação do PD, aprovada pela ANP, que resulte em mudanças nos dados aos
quais os regulamentos técnicos competem.
Tais revisões só podem alterar as previsões a partir do mês subsequente ao
da solicitação da revisão pelo concessionário, devendo ser mantidos, para os meses
anteriores a este, as previsões anteriormente aprovadas para o campo (ANP, 2016).
38
3.2 Programa Anual de Produção (PAP)
O Programa Anual de Produção consiste de cinco planilhas e um anexo,
contendo dados sobre as previsões de produção e movimentação de petróleo, gás
natural, água e outros fluidos e resíduos para cada um dos campos produtores. Em
adicional, constam as previsões de queimas e perdas de gás natural e de injeção de
fluidos especiais. O anexo deve conter informações complementares, tais como as
justificativas para as variações de previsão de produção de petróleo, gás natural e
água em relação ao total anual previsto no PD do campo (ANP, 2016).
Todas as folhas do PAP e do PAT, assim como os anexos, são precedidas
de um cabeçalho que contém informações gerais do campo. Nele são informados o
nome e a sigla do campo, o número do contrato, o nome da companhia operadora,
além da data de emissão do documento, o município e o estado que se localiza o
campo e qual a etapa em que o mesmo se encontra.
A Tabela 1 mostra o modelo do cabeçalho a ser preenchido em todas as
folhas do PAP e do PAT.
Tabela 1 - Cabeçalho que precede todas as planilhas do PAP e do PAT
Fonte: ANP (2016)
As previsões de produção e movimentação de fluidos são fornecidas em
valores médios mensais para o ano considerado e médias anuais para os quatro
anos subsequentes. Os rateios e apropriações das previsões de produção são
considerados mecanismos aplicáveis, se devidamente justificados, diante da
impossibilidade da apuração direta do volume. Os volumes são estimados nas
condições de pressão absoluta de 0,101325 MPa e de temperatura de 20ºC (ANP,
2016).
Os dados relativos às previsões de produção de petróleo e gás são exibidos
na primeira planilha apresentada no PAP e correspondem aos volumes que
39
efetivamente se espera produzir em cada campo. No caso do petróleo, os volumes
podem ser subdivididos em condensado e óleo, quando for o caso. As previsões de
produção de gás natural, por sua vez, são subdivididas em gás associado e não
associado. Incluem, quando aplicável, o volume de gás obtido dos estoques
injetados nos reservatórios dos campos com a finalidade de armazenamento (ANP,
2016).
A Tabela 2 ilustra a planilha das previsões de produção de petróleo e gás
natural presente no PAP.
Tabela 2 - Previsões de Produção de Petróleo e Gás Natural
Fonte: ANP (2016)
As previsões de movimentação de gás natural de cada campo estão
apresentadas na segunda planilha do PAP e nela são informados os volumes de gás
a serem recebidos ou transferidos para outros campos. Enquadra-se na categoria de
transferido/recebido todo volume destinado ou recebido de outros campos com a
finalidade de injeção (recuperação secundária ou armazenamento) ou consumo em
atividades não compartilhadas com o campo de origem, ou seja, atividades próprias
do campo de destino.
O volume recebido pelo campo deve ser rateado proporcionalmente aos
volumes escoados de cada campo à montante do ponto de derivação e alocado a
cada campo de origem, na categoria de transferido.
Além disso, é informado o volume de gás a ser consumido tanto no processo
produtivo do próprio campo (em motores, turbinas, geradores, caldeiras, fornos,
40
fornalhas, tratadores e desaeração) quanto em áreas que compartilham as mesmas
instalações de produção (separação, tratamento, compressão). Deve ser calculado,
proporcionalmente, aos volumes equivalentes de petróleo e gás produzidos e
alocados a cada um dos campos (ANP, 2016).
São informados como gás disponível os volumes absorvidos nas Unidades de
Processamento de Gás Natural8 (UPGN), utilizados no transporte e no refino e os
destinados à venda (ANP, 2016).
A Tabela 3 ilustra a planilha das previsões de movimentação de gás natural
do PAP.
Tabela 3 - Previsão de Movimentação de Gás Natural
Fonte: ANP (2016)
Os dados relativos às previsões de produção de água associada ao petróleo
correspondem aos volumes que efetivamente se espera produzir em cada campo e
são detalhadas na terceira planilha do PAP. São informados os volumes recebidos
de outros campos ou captados na superfície ou em subsuperfície (doce ou salgada)
com a finalidade de injeção (ANP, 2016).
São informadas também as previsões de volumes de injeção de água apenas
com a finalidade de recuperação secundária em reservatórios. Adicionalmente,
constam as previsões dos volumes de água produzida a serem descartados em
poços (subsuperfície) e descartados em superfície, além dos volumes a serem
transferidos para fora da área do campo.
A previsão de produção e movimentação de água está ilustrada na Tabela 4
(ANP, 2016).
8 Instalação industrial que objetiva realizar a separação das frações pesadas (propano em mais pesados) existentes no gás
natural, do metano e etano, gerando GLP e gasolina natural (C5+) (ANP, 2016).
41
Tabela 4 - Previsão de Produção e Movimentação de Água
Fonte: ANP (2016)
A previsão de queimas e perdas de gás natural é regulamentada pelo
Regulamento Técnico anexo à Portaria ANP n° 249, de 3 de novembro de 2000, que
define:
“(...)
4.1 Queimas de gás natural - significa o ato de
queimar em flares um determinado volume de gás natural.
4.2 Perdas de gás natural - significa o ato de
ventilar no meio ambiente um determinado volume de gás
natural.
(...)”
Os volumes previstos de queimas e perdas são apresentados na quarta
planilha do PAP, e são dispostas conforme os seguintes critérios:
a) Segurança: previsão do volume de gás natural a ser queimado nos
pilotos dos queimadores de segurança9 (flares), incluindo o volume
mínimo para manter a pressão positiva nos queimadores, nos pilotos
dos queimadores dos fornos, das fornalhas, dos tratadores, das
caldeiras e nos pilotos de outros equipamentos, desde que ligados às
operações nas fases de exploração e produção de petróleo e gás
natural.
9 Equipamento utilizado para a queima de gases residuais. É utilizado na operação normal da unidade industrial e é
dimensionado para queimar todo o gás gerado na pior situação de emergência. (ANP, 2016).
42
b) Manutenção programada: previsões dos volumes de gás natural
associado a serem queimados ou ventilados no meio ambiente em
função de paradas programadas para manutenção preventiva de
estações ou de unidades compressoras, de unidades de tratamento de
gás, ou de sistemas periféricos aos sistemas de gás.
c) Obras em andamento: previsões dos volumes de gás natural associado
a serem queimados ou ventilados no meio ambiente, cujo
aproveitamento depende de conclusão de instalações que se
encontram em construção para este fim.
d) Baixa produção de gás: previsões dos volumes de gás natural
associado a serem queimados ou ventilados no meio ambiente, em
consequência da produção total do campo ser insuficiente para o seu
aproveitamento. Devendo ser informadas as razões que levaram o
enquadramento do campo como de baixa produção e as justificativas
para o não aproveitamento.
e) Contaminação: previsões dos volumes de gás natural a serem
queimados ou ventilados no meio ambiente por conter contaminantes
em teores tais que não possam ser utilizados. Devendo ser informadas
as razões que levaram a este enquadramento, bem como as medidas
tomadas para minimizar o impacto ambiental e salvaguardar as
condições de saúde ocupacional.
f) Economicidade: previsões dos volumes de gás natural associado a
serem queimados ou ventilados no meio ambiente, cuja utilização ou
injeção inviabiliza economicamente a produção do campo (petróleo e
gás como um todo).
g) Ventilação em tanque: previsão do volume de gás natural associado
ventilado em tanques terrestres ou em navios armazenadores,
proveniente do último estágio de separação em vasos de pressão.
h) Outros: previsões dos volumes de gás natural a serem queimados ou
ventilados no meio ambiente por motivos diferentes das categorias
anteriores. Devendo ser informadas as razões que levaram a este
enquadramento. (ANP, 2016).
43
Apesar da previsão de queima de gás natural ser informada de forma
totalizada na planilha de movimentação do PAP, ela é detalhada na planilha de
queimas e perdas de gás conforme a sua motivação, como mostra a Tabela 5.
Tabela 5 - Previsão de Queimas e Perdas de Gás Natural
Fonte: ANP (2016)
Adicionalmente à Tabela 5, mas em uma planilha separada, deve ser
informada a quantidade de queimadores e equipamentos existentes nas estações
terrestres e nas plataformas marítimas. Também é informado o volume total médio
mensal de queima nos pilotos, que inclui o volume mínimo para manter a pressão
positiva nos queimadores, observados os limites constantes da Portaria ANP n°
249/2000. A Tabela 6 mostra as observações pertinentes aos pilotos dos
queimadores de segurança, presente no PAP.
Tabela 6 - Planilha de Observações dos Pilotos dos Queimadores presente no PAP
Fonte: ANP (2016)
São informadas na quinta planilha do PAP as previsões de injeção de fluidos
especiais no campo, tais como CO2, N2, vapor ou polímeros. Qualquer outro fluido
44
utilizado deve ser especificado, de forma adicional, na coluna de “outros”, estando
incluído nesta categoria a injeção de petróleos leves (ANP, 2016).
A previsão de injeção de fluidos especiais está ilustrada na Tabela 7.
Tabela 7 - Previsão de Injeção de Fluidos Especiais
Fonte: ANP (2016)
O anexo presente no PAP contém, essencialmente, informações
complementares às das cinco planilhas principais do documento. Além disso, nele
são informados o número e nome das estações coletoras, das plataformas de
produção utilizadas pelo campo e o local de destino da água transferida (outro
campo, terminal, refinarias, etc.).
O anexo também deve conter justificativas relativas às variações superiores a
10%, para mais ou para menos, nas previsões de produção de petróleo, gás natural
e água em relação ao total previsto no PD do campo.
Há ainda informações das previsões de produção (volumes ou pesos) de
borras, incrustações, materiais radioativos e metais, além das sucatas que poderão
ser geradas no processo produtivo de petróleo e gás natural. Contém também
informações relativas aos locais de disposições finais para cada um dos resíduos
previstos. A Tabela 8 mostra o anexo que deve ser enviado no PAP (ANP, 2016).
45
Tabela 8 - Anexo do PAP
Fonte: ANP (2016)
As variações maiores que 15%, para mais ou para menos, nas previsões de
produção com relação ao programa do ano anterior também demandam justificativa
técnica.
3.3 Programa Anual de Trabalho e Orçamento (PAT)
O Programa Anual de Trabalho e Orçamento consiste de três planilhas e um
anexo contendo informações relativas ao cronograma de atividades, ao orçamento e
à perfuração de poços para cada campo ou módulo do campo quando se tratar de
desenvolvimento modular10.
Na primeira planilha do PAT encontra-se o cronograma de atividades. A cada
atividade prevista para ocorrer num mesmo período, o documento contém:
10 Desenvolvimento concebido em módulos individualizados, geralmente considerando Unidades de Produção distintas
(Resolução ANP nº 17/2015).
46
a) Os quantitativos físicos totais para o ano base do PAT;
b) O quantitativo físico das atividades a serem realizadas anualmente
durante os quatro anos seguintes;
c) A indicação de um “X” nas células correspondentes ao período de duração
da atividade.
As Tabelas 9 e 10 ilustram a primeira planilha do PAT, referente ao
cronograma de atividades de cada campo.
47
Tabela 9 - Cronograma de Atividades do PAT
Fonte: ANP (2016)
48
Tabela 10 - Cronograma de Atividades do PAT (continuação)
Fonte: ANP (2016)
Na segunda planilha é apresentado o orçamento (bens e serviços) do PAT,
expressos em milhares de reais. Este deve ser referente a todas as atividades que
estão previstas para ocorrer no período considerado.
O quantitativo orçamentário deve refletir o cronograma de investimentos
(regime de competência) previstos para o desenvolvimento do campo e/ou aqueles
previstos para a etapa de produção.
A Tabela 11 mostra o quadro de orçamento, de acordo com as mesmas
atividades presentes na primeira planilha do PAT.
Tabela 11 - Orçamento do PAT
Fonte: ANP (2016)
49
A relação dos poços a serem perfurados durante o primeiro ano é informada
na terceira planilha do PAT. Os seguintes critérios são exigidos nesta planilha:
a) Número de ordem: número sequencial, a partir de 001, que designa a
ordem em que o poço será perfurado no ano em questão;
b) Sigla ou prefixo: identificação do poço, de acordo com o regulamento
técnico de codificação de poços;
c) Coordenadas da cabeça do poço: coordenadas geográficas em graus,
minutos e segundos decimais, com quatro casas, referenciadas ao
DATUM vigente, que localizam o poço no campo;
d) Coordenadas do objetivo principal: coordenadas geográficas, em graus,
minutos e segundos decimais, com quatro casas, referenciadas ao
DATUM vigente, que localizam o objetivo no reservatório;
e) Categoria: classificação do poço, quanto à categoria, de acordo com o
regulamento técnico de codificação de poços;
f) Tipo: classificação do poço, quanto ao tipo, de acordo com o Regulamento
Técnico de Codificação de Poços;
g) Profundidade final: profundidade em metros atingida pelo poço, tanto a
vertical quanto a medida a partir da mesa rotativa;
h) Altimetria ou batimetria: lâmina d´agua da locação, em metros, no caso de
locação marítima;
i) Coluna de produção: diâmetro nominal da coluna de produção
(polegadas).
Na Tabela 12 deve ser informada a lista de poços a serem perfurados no 1º
ano do PAT de referência, de acordo com os critérios citados anteriormente.
Tabela 12 - Perfuração de Poços - PAT
Fonte: ANP (2016)
50
Os investimentos e as atividades físicas de instalações compartilhadas por
mais de um campo constam no PAT do campo em que estas instalações utilizadas
estão alocadas. Os outros campos que compartilham tais instalações são
informados no anexo do PAT, onde se encontram as informações complementares
(ANP, 2016).
Este anexo apresenta a quantidade e o investimento total dos bens ou
serviços que, quando individualmente considerados, tem valor superior a R$ 2
milhões. Além disso, estão presentes os comentários sobre aspectos relevantes de
cada um dos itens considerados.
As atividades em desacordo (físico ou orçamentário) com as planejadas no
PD do campo, atualizado e aprovado pela ANP, são informadas junto às suas
respectivas justificativas (ANP, 2016).
Os investimentos relacionados com a segurança operacional e proteção
ambiental são informados em separado, mesmo que estejam dispersos nas diversas
etapas do empreendimento (ANP, 2016).
Todas as atividades previstas no cronograma de atividades possuem suas
correspondentes previsões de investimento na planilha de orçamento, nos trimestres
em que ocorrerem para o primeiro ano e para os quatro anos seguintes.
De acordo com o cronograma de atividades, as seguintes operações devem
ser reportadas: levantamento geológico e geofísico, estudos de reservatórios,
projetos do sistema de produção, perfuração, completação, elevação artificial,
sistema de coleta da produção, unidades de produção, sistema de escoamento da
produção, segurança operacional, proteção ambiental, desativação do campo. Estas
operações serão especificadas a seguir.
3.3.1 Levantamento Geológico e Geofísico (G&G)
No cronograma de atividades deve indicada a existência de previsão de
realização de levantamentos sísmicos com vistas à caracterização de reservatórios e
monitoramento de fluidos (indicando as áreas a serem cobertas) e de atividades de
processamento (relativos à computação e ao tratamento de dados sismográficos) e
interpretação (relativos a trabalhos de integração e interpretação), separadamente.
51
É apresentada uma previsão dos investimentos correspondentes a estas
atividades físicas. Informações adicionais, como a malha e o tempo de registro de
cada levantamento, devem ser adicionadas, caso haja necessidade.
3.3.2 Estudos de Reservatório
É apresentado o cronograma de realização de estudos de reservatórios,
objetivando o desenvolvimento da produção, controle e avaliação do desempenho
dos reservatórios, avaliação do potencial de produção e projetos de recuperação
melhorada. Adicionalmente, são informados os investimentos previstos a serem
gastos nos estudos de reservatórios, em testemunhagens, testes de formação e
análises de comportamento de fases (PVT).
3.3.3 Projetos de Sistema de Produção
Apresenta-se a realização de qualquer outro tipo de projeto de engenharia
ligado ao desenvolvimento do campo. Algumas informações complementares, como
os aspectos relevantes ligados ao estudo de reservatório ou aos projetos de
engenharia, também devem ser adicionadas.
3.3.4 Perfuração
São informados os quantitativos físicos dos poços a serem perfurados em
cada trimestre e o respectivo cronograma, detalhando de acordo com as suas
finalidades, a saber: poço produtor (petróleo ou gás natural), poço injetor (água, gás
natural, vapor, CO2 ou N2) ou outros (poços-guia, poços de captação ou descarte de
água, etc.).
Os investimentos totais relativos à perfuração (com o preparo de locações,
perfuração, revestimento e cimentação, perfilagens, teste de formação,
testemunhagens, amostras laterais e outros) também devem ser listados, qualquer
que seja sua finalidade.
É indicada a relação dos poços a serem perfurados somente durante o
primeiro ano, de acordo com o detalhamento e instruções contidas na própria
52
planilha. No tópico de informações complementares são apresentados os aspectos
relevantes previstos em relação à perfuração dos poços, tais como perfuração de
zonas críticas (camadas de sal, alta temperatura e alta pressão etc.), profundidades
elevadas, características especiais de cimentação, poços especiais (radiais,
multilaterais, horizontais e de longo alcance), poços delgados, perfuração com fluido
aerado e utilização de fluidos especiais não considerados no PD.
3.3.5 Completação
É informada a quantidade total, e o respectivo cronograma, dos poços a
serem completados e/ou recompletados, bem como os investimentos previstos para
cada operação (acondicionamento do revestimento, correção de cimentação,
canhoneio, instalação de coluna de produção/injeção e acessórios, árvore de natal,
estimulação, operações com nitrogênio, operações com wire-line, pescarias,
perfilagens, etc.).
Os aspectos relevantes previstos em relação à completação/recompletação
dos poços, tais como completação múltipla, uso de métodos ou equipamentos
especiais (gravel pack, coil tubing, registradores de fundo, etc.), uso de fluidos
especiais, árvores de natal com características especiais, reversão de poços e
completações com características especiais, são informados no campo “informações
complementares”.
3.3.6 Elevação Artificial
Apresenta-se a quantidade total de poços, e o respectivo cronograma, para os
quais existe a previsão de instalação de métodos de elevação artificial e/ou
mudanças do método existente (elevação pelo gás – gas lift, bombeio mecânico,
bombeio centrífugo, bombeio hidráulico, etc.), além de indicar o total dos
investimentos previstos para estas operações.
Caso haja necessidade, deve-se informar os aspectos relevantes sobre estas
atividades.
53
3.3.7 Sistema de Coleta de Produção
São apresentados os quantitativos físicos do sistema de coleta de produção,
desde os poços até as estações/plataformas coletoras, detalhados conforme os itens
a seguir (sendo que o cronograma da atividade de cada item deve discriminar as
etapas de construção, montagem e instalação): linhas (surgência, elevação artificial,
injeção, auxiliares, umbilicais, etc.), manifolds submarinos, risers, dentro outros.
Deve ser informado o total dos investimentos destinados às operações
citadas anteriormente, incluindo gastos com eletrificação e automação. É também
necessário especificar os quantitativos físicos relativos a instalações não
convencionais no sistema de coleta, tais como separadores submarinos, estações
de bombeamento multifásico, etc.
Aspectos relevantes sobre o sistema de coleta da produção, eletrificação e
automação são adicionados, caso necessário.
3.3.8 Unidades de Produção (marítimas ou terrestres)
São apresentados os cronogramas de construção e montagem e o de
instalação para cada uma das unidades de produção.
Quando não se tratar de projeto global, os investimentos em cada uma das
unidades marítimas de produção são detalhados conforme os seguintes itens:
estrutura marítima, sistema de amarração e ancoragem, plantas de processo e
utilidades.
Plantas de processo e utilidades correspondem à implantação de todas as
etapas do processamento dos fluidos (petróleo, gás natural e água), ou seja, sistema
de separação, tratamento de petróleo, injeção de gás e água e compressão para
elevação artificial, tratamento de gás natural (dessulfurização, desidratação etc.),
tratamento de água para injeção, estações de vapor e demais utilidades.
No caso das unidades de produção terrestre, é apresentado o total de
investimentos previstos para a instalação de cada uma das unidades, considerando,
entre outros, obras civis, plantas de processo e utilidades. No tópico “Informações
Complementares” apresentam-se os aspectos relevantes sobre a construção e
instalação das unidades de produção.
54
3.3.9 Sistema de Escoamento da Produção
São indicados os cronogramas de fabricação, construção e instalação do
sistema de escoamento da produção, discriminando de acordo com os seguintes
itens: oleodutos, gasodutos, compressores, unidades de armazenamento (unidades
flutuantes e tancagem terrestre) e outros (refere-se a bombas, aquadutos, tancagem
de água e unidades móveis de escoamento). É apresentado, também, o total dos
investimentos previstos para estas atividades.
Nas informações complementares são, geralmente, informados os destinos
do petróleo, condensado e gás natural produzidos, assim como outros aspectos
relevantes sobre o sistema de escoamento e estocagem, no âmbito da concessão
(ANP, 2016).
3.3.10 Segurança Operacional
O cronograma de projetos voltados para segurança operacional é
apresentado. É informado todo o investimento, seja parte integrante de cada etapa
do empreendimento ou como projetos especiais, a ser aplicado em instalações e
equipamentos destinados à segurança operacional. O levantamento deve considerar
os gastos em: equipamentos de salvatagem, proteção ativa e passiva de incêndio,
detecção de vazamentos de gás, sistemas de prevenção a explosões, equipamentos
de resposta a vazamentos, dentre outros (ANP, 2016).
Caso haja necessidade, pode-se incluir os aspectos relevantes sobre estas
atividades.
3.3.11 Proteção Ambiental
É informado o cronograma de projetos voltados para proteção ambiental e
indicado todo o investimento a ser aplicado em cada etapa do empreendimento e em
projetos especiais, assim como em equipamentos destinados à proteção ambiental
da área do campo.
São considerando os seguintes gastos: tratamento e descarte de lamas,
fluidos e cascalhos de perfuração, tratamento de efluentes, resíduos e emissões,
55
descarte de água, construção de diques, valetamento e outras barreiras, prevenção
de contaminação de aquíferos e cursos d’água, prevenção de danos aos
ecossistemas sensíveis, tratamento e disposição de borras e outros resíduos
oleosos, disposição de materiais com incrustações radioativas, disposição de
materiais tóxicos ou perigosos, disposição/reciclagem de sucata, planos e
programas ambientais (mitigação dos danos, comunicação social, educação
ambiental, respostas a emergências etc.), programas de restauração e reabilitação
de áreas e de compensação financeira, dentre outros.
Adicionalmente, são informados os locais de disposição final dos resíduos
oriundos do processo produtivo de cada campo e outros aspectos relevantes sobre o
sistema de proteção ambiental.
3.3.12 Desativação do Campo
O quantitativo físico e o correspondente cronograma previstos para a
desativação do campo são apresentados, detalhados conforme os seguintes itens:
arrasamento e abandono de poços, retirada de equipamentos, recuperação de
áreas, dentre outros.
Deve-se informar o total de investimentos previstos para estas operações, além
de indicar informações adicionais contendo os aspectos relevantes sobre o
abandono do campo (ANP, 2016).
56
4 REGULAÇÃO DA NORUEGA
Neste capítulo será apresentada a estrutura organizacional do estado
norueguês, bem como a regulação das atividades petrolíferas na Noruega. O
documento similar ao PAT e ao PAP do Brasil, chamado de Annual Status Report
(ASR), é descrito nesta sessão, de forma a promover uma visão comparativa entre
as orientações de fiscalização da produção de petróleo e gás natural dos dois
países.
4.1 Organização do Estado
O Stortinget (parlamento norueguês) define a estrutura regulatória para
atividades petrolíferas na Noruega. Isto é feito, em parte, através da adoção de
legislação.
Projetos de desenvolvimento principais e questões que envolvem princípios
fundamentais devem ser deliberados no parlamento. O Stortinget também
supervisiona o governo e administração pública (NPD, p. 29, 2014).
O governo exerce autoridade executiva sobre a política do petróleo, sendo o
responsável perante o parlamento, que é auxiliado pelos ministérios, diretórios
subordinados e autoridades de supervisão. A política petrolífera norueguesa é
distribuída da seguinte forma:
a) Ministério do Petróleo e da Energia – Ministry of Petroleum and Energy
(MPE): responsável pela gestão dos recursos e do setor como um todo, bem
como propriedade do Estado na Statoil e na Petoro AS, que é o administrador
do Interesse Financeiro Direto do Estado – State’s Direct Financial Interest
(SDFI);
b) Ministério do Trabalho e Assuntos Sociais – Ministry of Labour and Social
Affairs (MLSA): responsável pelo ambiente de trabalho e segurança;
c) Ministério das Finanças – Ministry of Finance (MFIN): responsável pela
tributação petrolífera;
d) Ministério dos Transportes e Comunicações – Ministry of Transport and
Communications (MTC): responsável pela prevenção de derramamento de
óleo;
57
e) Ministério do Clima e Meio Ambiente – Ministry of Climate and Environment:
responsável pela salvaguarda do ambiente externo (NPD, p. 29, 2014).
O Diretório Norueguês de Petróleo – Norwegian Petroleum Directorate (NPD)
é um diretório subordinado ao MPE que desempenha um papel fundamental no
sistema de gestão de petróleo e é um importante órgão consultivo para o MPE. O
NPD exerce autoridade administrativa em conjunto com a exploração e produção de
jazidas de hidrocarbonetos existentes na Plataforma Continental Norueguesa –
Norwegian Continental Shelf (NCS), ilustrada na Figura 6. Isto também inclui
autoridade para estipular regulamentos e tomar decisões em conformidade com os
regulamentos voltados para as atividades petrolíferas (NPD, p.29, 2014).
Figura 6: Áreas da Norwegian Continental Shelf (NCS)
Fonte: Norwegian Petroleum Directorate (2014)
58
A Gassco AS é uma empresa estatal responsável pelo transporte de gás na
NCS. A empresa é a operadora da Gassled. Petoro AS, que também é uma
empresa estatal que lida com os aspectos comerciais da SDFI, em nome do Estado.
A Statoil ASA é uma empresa internacional, da qual o Estado, através do MPE,
detém 67% das ações (NPD, p.29, 2014).
A Autoridade de Segurança do Petróleo – Petroleum Safety Authority (PSA) é
responsável pela segurança operacional e técnica do ambiente de trabalho nas
atividades petrolíferas, inclusive pelo preparo para eventuais emergências
(PRACTICAL LAW, 2014).
A Administração da Costa Norueguesa – Norwegian Coastal Administration
(NCA) é responsável pela prevenção de derramamento de óleo. Já a Agência
Ambiental Norueguesa - Norwegian Environment Agency (NEA) tem como função o
acompanhamento da Lei de Controle da Poluição – Pollution Control Act (NPD, p.
30, 2014).
A Figura 7 ilustra a organização estatal das atividades petrolíferas na
Noruega.
59
Figura 7: Organização estatal das atividades petrolíferas da Noruega
Fonte: NPD, p. 31 (2014)
Parlamento
Governo
MPE
NPD
Petoro AS
Gassco AS
Statoil ASA
MLSA
PSA
MFIN
Administração Fiscal de Petróleo
Fundo de Pensão do Governo
MTC
NCA
Ministério do Clima e Meio
Ambiente
NEA
60
4.2 Regulações
Na Noruega, o setor de upstream é fortemente regulamentado pela Lei do
Petróleo n° 72, de 29 de novembro de 1996. Esta lei foi alterada pela última vez em
24 de junho de 2011, pela Lei n° 38 e por regulações de segurança e do petróleo
(NPD, 2016a).
A estrutura judicial estabelece o sistema de licenciamento norueguês e
administra todas as atividades de exploração e produção na plataforma continental
norueguesa. Esse sistema confere aos participantes o direito exclusivo de
exploração, perfuração e produção de hidrocarbonetos dentro de uma área
geográfica delimitada, isto é, áreas cobertas pela licença, e o direito à propriedade
do óleo e do gás produzidos. Tal direito é cabível dentro do quadro da licença de
produção e da legislação aplicável (PRACTICAL LAW, 2014).
Nos termos da lei e do regulamento do petróleo, previsto pelo Decreto Real n°
653, de 27 de Junho de 1997, e alterado pela última vez pelo Decreto Real n° 729,
de 2 de julho de 2012, as licenças podem ser concedidas para a exploração,
produção e transporte de petróleo (NPD, 2016b).
A Lei do Petróleo atesta que o Estado possui o direito de propriedade dos
depósitos de petróleo na NCS. Aprovações oficiais e licenças são necessárias em
todas as fases das atividades petrolíferas (NPD, p.28, 2014).
A licença de produção pode ser concedida a um órgão corporativo registrado
no Registro Norueguês de Empresas Comerciais – Norwegian Register of Business
Enterprises, na medida em que outros requisitos não são aplicáveis devido a
acordos internacionais, de acordo com a legislação norueguesa. Além disso, pode
ser concedida a uma pessoa física domiciliada em um estado do Espaço Econômico
Europeu – European Economic Area (EEA) (PRACTICAL LAW, 2014).
Um sistema de pré-qualificação das empresas é utilizado pelas autoridades,
de forma que as licenças de produção só são concedidas para as empresas pré-
qualificadas. A pré-qualificação é avaliada pelo MPE, pelo NPD e pela PSA, e
determina se as empresas são técnica e financeiramente capazes de assumir as
obrigações de ser um participante ou operador (NPD, p.28, 2014).
Antes de uma licença ser concedida para exploração ou produção, a área
onde será realizada a atividade deve ser aberta para as atividades petrolíferas.
61
Neste contexto, uma avaliação de impacto deve ser preparada, considerando tanto
os fatores financeiros quanto os sociais e ambientais (NPD, p.28, 2014).
Normalmente, as licenças de produção são concedidas por meio de rodadas
de licenciamento. O NPD prepara orientações sobre como formular o pedido e o
MPE concede as licenças de produção para um grupo de empresas, com base nas
candidaturas recebidas. O mesmo designa um operador para a joint venture, que
será responsável pelas atividades operacionais autorizadas pela licença. O grupo
licenciado também funciona como um sistema de controle interno na licença de
produção, onde o papel de cada licenciado é monitorar o trabalho realizado pelo
operador (NPD, p. 28, 2014).
O Acordo de Operações Conjuntas – Joint Operating Agreement11 (JOA),
inegociável padrão norueguês, deve ser executado pelos participantes para que a
licença de produção seja efetivada. Dessa forma, estabelece uma joint venture não
incorporada (ICLG, 2016).
A licença de produção é responsável, também, pela regulação das obrigações
e direitos das empresas relacionados ao Estado norueguês. O documento
complementa os requisitos da Lei do Petróleo, além de detalhar seus termos e
condições. Esta garante às empresas o direito exclusivo de exploração e produção
de petróleo na área geográfica delimitada pela licença. Os licenciados, assim,
tornam-se os donos da produção de petróleo desta área (NPD, p. 28, 2014).
O período inicial da licença de produção tem validade de até 10 (dez) anos e
é denominado período de exploração. Nesta fase, é realizado um compromisso de
trabalho que inclui um mapeamento geológico e geofísico preliminar e/ou perfuração
de poços exploratórios. Esta licença pode ser abandonada assim que o
compromisso de trabalho for cumprido, caso os licenciados concordem. No caso dos
licenciados optarem pela continuação do trabalho na licença de produção, ela entra
no período de extensão, que é o período para o desenvolvimento do campo (NPD, p.
28, 2014).
No caso de uma empresa determinar que o campo é comercialmente viável,
ela é obrigada a promover, de forma prudente, o desenvolvimento e produção das
reservas provadas de petróleo. Isto significa que a empresa é responsável pela
11 ROSA apud RIBEIRO: “O JOA é um instrumento básico, que permite às partes associadas, em função de um contrato de
exploração com o país hospedeiro ou seu representante, concretizar a união de recursos, a partilha de despesas e a
minimização dos riscos em um empreendimento”. (ROSA, Alberto, 2013)
62
promoção e implementação de novos projetos, enquanto as autoridades concedem
a aprovação final para iniciar o processo (NPD, p. 28, 2014).
A empresa deve encaminhar, para aprovação do MPE, um Plano de
Desenvolvimento e Operação – Plan for Development and Operation (PDO) assim
que um novo campo estiver pronto para ser explorado.
Um ponto importante do PDO é a avaliação de impacto, disponibilizada para
consulta de várias organizações que possam ser afetadas pelo desenvolvimento.
Esta avaliação demonstra de que maneira o meio ambiente, a atividade de pesca e
a sociedade norueguesa serão afetados pelo desenvolvimento do campo. Assim, os
projetos de gerenciamento dos recursos são realizados de forma prudente, de forma
que as consequências para outros interesses públicos gerais se tornem aceitáveis.
O licenciado pode documentar, se for o caso, que o desenvolvimento é
coberto por uma avaliação adequada do impacto existente. O MPE possui um guia
elaborado para os PDOs e para os Planos de Instalação e Operação – Plans for
Installation and Operation (PIO), que tem como principal objetivo esclarecer os
regulamentos e as expectativas das autoridades quanto aos desenvolvedores da
NCS (NPD, p. 28, 2014).
A Lei do Petróleo exige que os licenciados enviem um plano de abandono ao
MPE, de dois a cinco anos antes da licença expirar ou de ser abandonada, ou antes
da utilização de uma instalação de abandono.
O plano de abandono deve ter duas seções principais: uma avaliação de
impacto e uma seção de descarte. A avaliação de impacto fornece uma visão geral
das consequências esperadas pelo abandono no meio ambiente e outros fatores. A
seção de descarte deve incluir propostas de como realizar a interrupção das
atividades de petróleo em um campo (NPD, p. 29, 2014).
Além da Lei do Petróleo, a Convenção OSPAR12 (Convenção para a Proteção
do Meio Ambiente Marinho do Atlântico Nordeste) também regula a eliminação das
instalações petrolíferas norueguesas. Sob esta Convenção, apenas um pequeno
número de instalações pode ser abandonado no local (NPD, p. 29, 2014).
Os licenciados são responsáveis por danos causados pela poluição, sem
levar em conta as falhas. As atividades petrolíferas devem ser conduzidas de uma
12 OSPAR é assim chamado por causa das convenções originais de Oslo e de Paris ("OS" para Oslo e "PAR" para
Paris) (OSPAR, 2016).
63
forma prudente para garantir que um elevado nível de segurança possa ser
desenvolvido e mantido em todas as fases, em consonância com o contínuo
desenvolvimento tecnológico e organizacional (NPD, p. 29, 2014).
4.3 Relatórios de Produção de Petróleo
Os Relatórios de Produção de Petróleo são regulados pela seção 10-4 da Lei
do Petróleo, pelas seções 27, 48 e 49 do Regulamento do Petróleo e nas seções 27
e 28 do Regulamento de Gestão de Recursos – Resource Management Regulations
(NPD, 2013).
O Regulamento de Gestão de Recursos, em sua seção 27, exige os relatórios
diários e mensais durante a produção de petróleo. Os relatórios diários devem
conter informações relativas aos parâmetros de produção mais importantes, tal como
a taxa de produção bruto/líquido, e deve ser reportado diretamente ao NPD. Já os
relatórios mensais da seção 28 deste mesmo regulamento preveem os seguintes
dados de volume a serem informados:
a) Volumes de Produção:
Por poço e instalação;
Comercializável alocado por instalação/campo (valor ajustado);
Importação/exportação por unidade/estrutura;
Consumido (chama, combustível, diesel etc.) por unidade/estrutura.
b) Volumes de Injeção:
Por poço e instalação.
c) Volumes em estoque:
Quantidades no fim do mês.
d) Volume Vendido:
Gás por proprietário e comprador;
Óleo, gás natural líquido e condensado por navio. (NPD, 2013).
Os licenciados são legalmente responsáveis pelo cumprimento das
obrigações de apresentação de informação. Em circunstâncias normais, o operador
da licença de produção de um campo relata os dados em nome do grupo licenciado
(NPD, 2013).
64
Os volumes produzidos e injetados de fluidos devem ser fornecidos para cada
campo individualmente (conforme listado no “Fact Pages” do NPD). Caso não
possam ser medidos separadamente, os números relatados devem refletir as
quantidades alocadas aprovadas. O relatório trimestral de vendas deve ser enviado
ao MPE, de acordo com a seção 49 do Regulamento do Petróleo (NPD, 2013).
4.4 O Annual Status Report (ASR)
Na seção 47 da Regulação do Petróleo da Noruega e na Seção 29 do
Regulamento de Gestão de Recursos encontra-se definido o relatório similar ao PAP
e ao PAT do Brasil, chamado de Relatório de Status Anual (Annual Status Report).
Ele é apresentado ao NPD até o dia 1° de novembro de cada ano.
O ASR constitui a base para avaliar se um campo é operado de acordo com
as condições prévias dos regulamentos das autoridades. Isto é, se a produção é
realizada de tal maneira que o volume máximo de petróleo presente nos depósitos
seja produzido, conforme os prudentes princípios técnicos e financeiros, e se a
recuperação é realizada de modo a evitar a perda de petróleo ou energia do
reservatório, conforme seção 4-1 da Lei do Petróleo (NPD, p.2, 2015).
O ASR é um suporte para a licença de produção, complementando relatórios
das autoridades usados na Revisão do Orçamento Nacional – Revised National
Budget (RNB). Este documento fornece informações para as autoridades relativas
ao campo, além de uma explicação a respeito de quaisquer possíveis desvios
relativos à licença de produção existente e às previsões apresentadas. Isso inclui
pré-condições, suposições e incertezas associadas a estas estimativas (NPD, p.2,
2015).
O documento deve conter também os planos relevantes e possíveis medidas
para a recuperação ideal durante a vida útil remanescente do campo. Os dados em
qualquer outro formato como, por exemplo, perfis de novos poços, não devem ser
incluídos (NPD, p. 2, 2015).
As informações atualizadas de outros documentos, como no caso do Plano de
Gestão do Reservatório – Reservoir Management Plan – e do Plano de Longo Prazo
– Longterm Plan (LRP), podem ser incluídas no ASR, usando o modelo apresentado
pelo NPD (NPD, p. 2, 2015).
65
Os seguintes dados devem ser reportados no ASR: status geral do campo,
reservatórios, produção e injeção, perfuração, completação e intervenção,
operações, manutenções e modificações, meio ambiente, campo, área de
desenvolvimento, exploração e prospecção e, por fim, o abandono.
Cada uma destas operações será especificada, a seguir, de acordo com o
status atual do campo, os planos e metas a serem cumpridos no ano seguinte e a
descrição dos recursos a serem direcionados para a recuperação melhorada
(Enhanced Oil Recovery – EOR13) e para o aumento da recuperação (Improved Oil
Recovery – IOR14).
4.4.1 Status Geral do Campo
O Status Geral do Campo contém um breve resumo dos planos globais para o
campo e as principais atividades futuras, a curto e longo prazo. Além disso, possui
uma descrição dos principais desafios que possam justificar o aumento ou a
diminuição da atenção dada ao campo. Nesta seção, o licenciado deve elaborar
avaliações da estratégia de produção e listar as soluções técnicas implantadas
desde o relatório anterior e descrever o plano para o próximo período, incluindo as
medidas tomadas ou previstas para tratar questões identificadas (NPD, p. 6, 2015).
4.4.2 Reservatório
Os dados de reservatório são definidos em duas subdivisões. A primeira
contém a descrição do reservatório, com um breve resumo das questões relevantes
relacionadas ao seu comportamento e à principal estratégia atual para sua gestão.
Nesta parte é necessário anexar um resumo cobrindo nova coleta de dados, novo
mapeamento, interpretações e estudos/projetos de investigação concluídos no ano
anterior.
13 Nas últimas décadas, os métodos de recuperação secundária foram geralmente classificados em métodos
convencionais e métodos especiais de recuperação secundária. Na língua inglesa são conhecidos como EOR (Enhanced Oil Recovery) (ROSA, Adalberto, 2011).
14 Recentemente alguns autores utilizam o termo IOR (Improved Oil Recovery), pois engloba os antigos métodos
de EOR e quaisquer outros métodos ou técnicas não convencionais que visam aumentar a recuperação e/ou acelerar a produção em relação à produção primária e/ou secundária (ROSA, Adalberto, 2011).
66
A segunda subdivisão a ser abordada é relativa às reservas e recursos, com a
finalidade de mostrar uma visão geral do crescimento das reservas no campo e
explicar as variações significativas nos volums originais in situ e nas reservas
recuperáveis de petróleo, de condensado e de gás natural. É preciso explicar as
alterações nas estimativas e nas categorias de recursos reportados no RNB, em
comparação com o relatório do ano anterior.
Os dados apresentados das estimativas de reserva são de avaliações
probabilísticas da simulação Monte Carlo. Esta simulação calcula as seguintes
estimativas:
a) Estimativa otimista e possível, representada pelo P10;
b) Estimativa média ou mais provável, representada pelo P50. O teorema
do limite central indica que a estimativa P50 tem mais chance de
ocorrer do que as estimativas P90 e P10;
c) Estimativa pessimista e provada, representada pelo P90. Significa que
90% das estimativas excedem a estimativa P90, isto é, possui 10% de
chance de ocorrer.
Novos recursos provados na área da licença que contém o campo devem ser
mencionados. A Tabela 13 ilustra as estimativas de reservas e recursos de óleo,
condensado e gás natural a serem apresentadas anualmente no ASR. As siglas da
tabela representam o volume de óleo original in situ (Oil Initially In Place – OIIP), o
volume de condensado original in situ (Condensate Initially In Place – CIIP) e o
volume de gás original in situ (Gas Initially In Place – GIIP) (NPD, p. 7, 2015).
Tabela 13 - Estimativa de Reservas e Recursos de Petróleo e Gás Natural
Fonte: ASR (2015)
67
Os volumes das reservas de gás, Gás Natural Liquefeito – Natural Gas Liquid
(NGL), óleo e condensado do ano do ASR são comparados com os dados
informados no PDO, como mostra a Tabela 14. Os volumes de óleo e gás
acumulados de reservas maduras, com e sem riscos, são comparadas com os
valores de meta (para o ano seguinte) e os valores relativos a dois e sete anos
depois, ilustrados na Tabela 15. (NPD, p. 7, 2015).
Tabela 14 - Comparação dos volumes com o PDO
Fonte: ASR (2015)
Tabela 15 - Reservas Maduras
Fonte: ASR (2015)
É feita a descrição dos recursos direcionados para o IOR e para o EOR, em
uma visão global, do ano subsequente (como meta) e do ano após transcorrido um
período de sete anos. Os dados são descritos por reservatório/formação e trazem
suas respectivas taxa de recuperação, como mostra a Tabela 16 (NPD, p. 8, 2015).
68
Tabela 16 - Taxa de Recuperação de Petróleo
Fonte: ASR (2015)
4.4.3 Produção e Injeção
O licenciado apresenta um breve relato de como as atividades (produção,
injeção, controle de pressão) foram cumpridas e quais fatores significativos
causaram desvios. Os perfis de produção, de injeção e de controle de pressão dos
reservatórios são apresentados na forma de gráfico. O perfil de produção é
comparado com a licença de produção atual e quaisquer desvios são explicados.
Para os campos com a licença especial de produção de gás, o ASR é
fornecido a partir do dia 1° de outubro (início do ano de gás). São resumidas as
alterações na licença de produção e as mudanças relativas às previsões e
condições relatadas no RNB do ano anterior. Isso também inclui atualizações em
relação às possíveis licenças especiais de produção gás.
Em relação aos planos e metas, o licenciado inclui uma descrição da
estratégia de produção para as atividades planejadas para o próximo ano e as
previsões básicas de produção. Além disso, inclui uma descrição do
desenvolvimento esperado para as pressões dos reservatórios. É necessário
explicar se as mudanças podem ocorrer dentro da licença de produção especial em
vigor para o gás.
Em relação à gestão do reservatório, são descritos os principais desafios e
elementos-chaves relacionados aos planos de IOR, em uma perspectiva de curto e
longo prazo, além dos tipos de atividades (de coleta de dados, estudos, trabalho
modelo, estratégia de produção, novos poços, etc.) que foram realizadas no ano
anterior.
69
Os principais desafios relacionados ao EOR também são relatados em curto e
longo prazo, junto às principais atividades que contribuíram para qualificar essas
tecnologias, durante o ano anterior ao ASR. É necessário listar os métodos
relevantes, tanto os novos, adicionados durante o ano, quanto os que deixaram de
ser relevantes.
Em relação aos dados adquiridos e aos estudos que foram realizados durante
o ano anterior (análises sobre as potencialidades, trabalho de laboratório,
simulações, estudos comerciais), são descritas todas as atividades planejadas e não
realizadas, acompanhadas de seus respectivos motivos. Por fim, são descritos
também os planos futuros, com listagem de todas as atividades nas áreas de testes
pilotos e de testes de campo em relação ao EOR (NPD, p. 9-12, 2015).
4.4.4 Perfuração, Completação e Intervenção
Nesta seção do ASR deve estar descrito o programa de perfuração previsto
para o campo, as atividades do poço (como plugback15 de zonas do reservatório),
registro de produção e qualquer nova tecnologia de poço que possa ter sido usada,
sendo geralmente apresentada em tabelas. Novos poços são ilustrados em um
mapa em anexo.
A situação atual do cronograma de perfurações é apresentada em
comparação com a perfuração planejada no relatório do ano anterior, com as
respectivas explicações dos desvios. Quanto às previsões do programa de
perfuração para o ano do ASR, há um breve resumo de como a capacidade das
plataformas (plataformas fixas, jackups, floaters, etc.) tem sido utilizada para os
diferentes fins de perfuração.
O uso de equipamento de perfuração deve ser descrito de acordo com as
principais atividades, em vista de melhorar o desempenho da plataforma. Dessa
forma, é necessário descrever a frequência com que os poços foram testados e a
modalidade de teste (teste de poço, teste separador, único ou múltiplos testes).
15 Vedação da extremidade inferior de um poço (no fundo) para evitar a entrada de líquidos (insumo) desta
parte do poço.
70
São citados os poços de produção que passaram a maior parte do ano
fechados e, consequentemente, a produção perdida, além dos motivos para o
fechamento dos poços e as ações e planos traçados, como mostra a Tabela 17.
Tabela 17 - Poços Produtores Temporariamente Fechados
Fonte: ASR (2015)
Como meta, é descrita uma visão detalhada do planejamento e atividades de
novos poços para os próximos dois anos. Essas informações devem incluir testes,
amostragem, registro de produção, intervenções, etc.
Projetos de poço e suas atividades são previstos para os cinco anos
subsequentes ao ASR, juntamente com os planos para melhorar o desempenho da
plataforma, além de discriminar os dias comprometidos com a perfuração,
completação e intervenção no período.
A Tabela 18 mostra o período de perfuração, conclusão e intervenção nos
cinco anos subsequentes.
71
Tabela 18 - Período de perfuração, conclusão e intervenção dos próximos 5 anos
Fonte: ASR (2015)
Deve-se informar se o campo possui, ou há previsão de realizar, testes de
novas tecnologias (pilotos) na área de perfuração, completação e intervenção. Além
disso, descrever como é medido o desempenho do campo nessas três áreas. Alguns
desses indicadores são apresentados na Tabela 19 (NPD, p. 12-15, 2015).
72
Tabela 19 - Indicadores de Desempenho na Área de Perfuração
Fonte: ASR (2015)
4.4.5 Operação, Manutenção e Modificação
Os dados relativos à Operação, Manutenção e Modificação (Operation,
Maintenance and Modification – OMM) incluem atividades ligadas à preparação
operacional, operações ordinárias, manutenção, manutenção de poços,
modificações e outras atividades operacionais, tais como operações e manutenção
submarinas, serviços de plataforma, administração, Segurança, Saúde e Meio
Ambiente (SSMA), gestão do reservatório e desenvolvimento de negócios.
Informações sobre logística, processamento externo e transporte de petróleo e gás
entre os campos também podem ser incluídas.
Diferentes medidas na área da OMM podem aumentar o desempenho geral
de um campo ou instalação. Potenciais medidas podem incluir conceitos integrados
de operação, mudanças organizacionais, novos equipamentos, novas filosofias de
contrato, grandes modificações, aumento de competências, aumento das
capacidades, novas estratégias de manutenção e outros. Coordenação com outras
áreas (como logística, por exemplo) também pode ser considerada (NPD, p. 15,
2015).
73
A redução dos custos unitários, a maior regularidade e o aumento da
produção, além das tarifas reduzidas para processamento externo e para o
transporte, são possíveis efeitos de tais medidas (NPD, p. 15, 2015).
É fornecido um breve resumo da situação atual e das atividades em processo
dentro da área de OMM. Além disso, são descritos e analisados os principais
desafios (fatores que impactaram a regularidade) e explicações relativas aos planos
que não foram cumpridos no ano. Desligamentos inesperados significativos devem
ser explicados.
São evidenciadas as principais dificuldades previstas para o futuro e as metas
planejadas, ou que se encontrem em execução, para enfrentar tais desafios. O ASR
apresenta a descrição do uso de novos modelos de tecnologias, métodos, conceitos
organizacionais ou empresariais que estejam previstos para o campo.
São expostos os indicadores de desempenho, fazendo referência ao ano
atual (plano e previsão), à meta para o ano seguinte e para dois anos subsequentes,
sendo os dados separados por instalação. A Tabela 20 mostra esses indicadores de
desempenho (NPD, p. 15-17, 2015).
Tabela 20 - Indicadores de Desempenho por Instalação.
Fonte: ASR (2015)
74
4.4.6 Meio Ambiente
Em relação ao meio ambiente, diferentes iniciativas podem aumentar o
desempenho ambiental global de um campo ou de uma instalação. Possíveis
medidas podem incluir a eletrificação da costa, maior eficiência de energia, redução
da queima, redução do uso de produtos químicos, dentre outros (NPD, p. 17, 2015).
Um dos possíveis efeitos das diferentes medidas ambientais é a redução das
descargas para o mar. Por outro lado, também pode haver um conflito de interesse
como, por exemplo, entre estratégias de produção/injeção e o desempenho
ambiental. Muitas medidas ambientais podem também acarretar em desafios
econômicos.
No ASR, as principais questões ambientais são comparadas ao relatório
entregue no ano anterior. Em adicional, é necessário informar os incidentes
importantes na área, além de suas explicações e/ou quais planos foram ou não
cumpridos neste ano.
São descritos os principais desafios identificados para o futuro e quais ações
são planejadas ou implantadas para enfrentar tais dificuldades. São enunciados o
uso de novas tecnologias, de projetos pilotos e de pesquisa e desenvolvimento,
relacionados ao meio ambiente. É necessário especificar (brevemente) até que
ponto esta tecnologia é nova (para o operador, para o campo ou para o NCS).
O relatório descreve como o desempenho ambiental é acompanhado e que
tipos de indicadores chave são utilizados. Também é detalhado o status, as metas e
as ambições dos indicadores de desempenho no ano anterior do ASR (NPD, p. 18,
2015).
4.4.7 Campo e Área em Desenvolvimento
Em relação ao campo e à área em desenvolvimento, devem ser descritos,
brevemente, projetos-chave que fazem parte dos planos futuros para o campo (por
exemplo, a exportação de gás diferido, atualizações de capacidade e evolução da
área), além de seus principais desafios (NPD, p. 19, 2015).
75
4.4.8 Exploração, Prospecções e Abandono
São explicadas as principais atividades de exploração, os desafios e as
explicações sobre desvios entre as atividades previstas e realizadas para o ano do
ASR.
O ASR deve informar os elementos-chave na estratégia de exploração para
os três anos subsequentes. Os principais desafios e fatores críticos de sucesso para
a realização do potencial de exploração também devem ser apresentados. Além
disso, são reportadas as ambições de crescimento dos recursos de exploração para
o período entre 5 e 10 anos posteriores ao relatório, como mostrado na Tabela 21.
(NPD, p. 19, 2015).
Tabela 21 - Ambições de crescimento
Fonte: ASR (2015)
Em relação aos volumes de terceiros, caso sejam relevantes, é necessário
descrever fatores especiais associados ao petróleo, tais como à qualidade do óleo
recebido, os problemas de capacidade, aumento dos custos cobrados e outros.
Quaisquer medidas aplicadas ou iniciadas, relacionadas a estes volumes, também
devem ser discutidas (NPD, p. 20, 2015).
Por fim, é necessário informar quaisquer planos para o abandono das
instalações nos próximos anos, além de informar a vida útil das mesmas, se houver
diferenças na previsão de conclusão de produção (NPD, p. 21, 2015).
76
5 ANÁLISE COMPARATIVA
O presente capítulo realiza uma análise comparativa entre as orientações de
regulação da produção de petróleo e gás natural do Brasil e da Noruega. Há uma
divisão de tópicos, onde foram abordados os pontos em comum e em disparidade
entre os dois países.
5.1 Previsão de Produção, de Injeção e de Movimentação de Fluidos
No PAP, os volumes informados para cada um dos campos são apenas os de
previsão de produção/injeção e movimentação dos fluidos. São fornecidos em
valores médios mensais para o ano considerado e médias anuais para os quatro
anos subsequentes.
No caso do Annual Status Report da Noruega, todo o volume de fluido
produzido no ano anterior é apresentado juntamente com os dados estimados no
PDO. As previsões de produção são informadas por reservatório e são relativas ao
ano posterior (meta) e ao ano depois de transcorridos sete anos.
Além disso, no ASR são informados os perfis de produção, de injeção e de
controle de pressão dos reservatórios, além de descrever o desenvolvimento
esperado para estas pressões. Já o Programa Anual de Produção não apresenta
esse controle anual das pressões e não confronta os volumes produzidos com os
apresentados no Plano de Desenvolvimento.
5.2 Queimas de Gás Natural
No que diz respeito às queimas de gás natural, a Tabela 22 exibe as
diferenças entre as regulações do Brasil e Noruega.
77
Tabela 22 - Tabela Comparativa entre as Regulações da Noruega e do Brasil em Relação à Queima de Gás
Fonte: The World Bank, modificado (2016)
Item Noruega Brasil
Tipo de Operação Produção marítima Produção terrestre e marítima
Órgão Regulador
NPD (do inglês Norwegian
Petroleum Directorate, que
faz parte do Ministério de
Petróleo e Energia)
ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis, vinculada ao
Ministério de Minas e Energia)
Orientações Gerais
ou Autorizações
Caso a Caso?
Autorizações Caso a Caso
Há orientações gerais através da PANP nº
249/2000, definindo as queimas não
sujetas à autorização e pagamente de
royalties. Os demais casos são regulados
caso a caso.
Meta anual de
queima para a
indústria do
petróleo?
Não Não, as metas são dadas por concessão.
Queimas Rotineiras
permitidas por Lei?
Não, as queimas rotineiras
geralmente não são
permitidas em qualquer
cenário econômico. Em
alguns casos raros podem
garantir uma inexigibilidade
de autorização.
Em alguns casos as queimas rotineiras
são autorizadas através da PANP ANP nº
249/2000, como por exemplo, as queimas
de segurança. Em outros casos, como
manutenção programada, as queimas
devem ser autorizadas pela ANP.
Limites de Queima
para cada
instalação?
SimLimites de Queima são dados por
Concessão
Planos de
Desenvolvimento
requerem
aprovações?
Sim. As aprovações são
dadas somente se houver
aproveitamento do gás
associado.
Sim, as aprovações podem ser dadas
quando justifica-se o não aproveitamento,
principalmente devido à realidade da
produção terrestre.
Estudo de Impacto
Ambiental requerido?
Sim. Cada novo
desenvolvimento requer um
EIA que descreve todos os
impactos ambientais e
ações de mitigação. O EIA
torna-se público
Sim. As emissões de licenças de
instalação pelos órgãos ambientais
estaduais e pelo IBAMA requerem EIA, de
acordo com a Resolução Conama nº
001/86. O EIA é de acesso restrito, mas o
RIMA (relatório de impacto ambiental) é de
acesso público.
Incentivos Fiscais? Não Não
Taxas de emissões? Sim, taxação de CO2. Não
Penalidades para
violação dos
regulamentos?
Não Sim
78
A Noruega não possui uma meta anual e nem penalidades para a queima de
gás natural. As queimas rotineiras geralmente não são permitidas em qualquer
cenário econômico. Em alguns casos raros, podem resultar em uma inexigibilidade
de autorização (LOUREIRO, 2013).
Embora não tenha uma regulamentação direcionada à queima de gás, a
Noruega possui uma grande preocupação com relação ao CO2, uma vez que possui
uma taxação relativa à sua emissão. Como consequência dessa taxação, a queima
de gás natural é reduzida significativamente. (LOUREIRO, 2013).
Por outro lado, no Brasil, as metas e limites de queimas de gás natural são
dados por concessão. Em alguns casos, as queimas rotineiras, como, por exemplo,
as queimas de segurança, são previstas na Portaria ANP nº 249/2000. Em outros
casos, como manutenção programada, as queimas devem ser autorizadas
previamente pela ANP (LOUREIRO, 2013).
Embora no Brasil não tenha a taxação de CO2, como ocorre na Noruega, as
concessionárias estão também sujeitas a penalidades caso infrinjam o regulamento
e/ou autorizações da ANP (LOUREIRO, 2013).
5.3 Reservas
O licenciado apresenta no ASR da Noruega os volumes prováveis de
reservas de óleo, de condensado e de gás natural.
No Brasil, a apresentação destes dados probabilísticos ocorre tanto no PD
quanto no BAR. Entretanto, não são exigidos no âmbito do PAP e do PAT.
Assim, é utilizado em ambos os países a mesma forma de estimar e reportar
os dados probabilísticos de reserva. Contudo, na Noruega estes dados são
fornecidos no Annual Status Report e não possui regulamentação específica, como
no Brasil.
5.4 IOR/EOR
A Noruega possui um compromisso de relatar anualmente, pelo ASR, o que
está sendo estudado de IOR/EOR, de aspectos de reservatório e de eficiência
operacional, buscando o aumento do fator de recuperação dos campos e a extensão
da sua vida produtiva. No PAP e PAT essas questões não são abordadas.
79
5.5 Projetos Despriorizados
Observa-se que na regulamentação norueguesa há uma grande preocupação
em descrever os principais desafios que possam justificar o aumento ou a
diminuição da atenção dada ao campo. O que não se observa no Brasil.
5.6 Previsão de Aumento e Declínio da Produção
No PAP só são justificadas as variações nas previsões de produção que
ultrapassam 10% dos volumes constantes do Plano de Desenvolvimento e a
variações superiores a 15% em relação ao PAP do ano anterior. No ASR quaisquer
desvios demandam explicações.
5.7 Previsão de Eficiências Operacionais
Na Noruega, a previsão de eficiências operacionais é realizada considerando
os três anos subsequentes ao ASR. São indicados os números de poços que
produziram para atingir o desempenho desejado com a perfuração, com a
completação e com a intervenção nos poços. Também são enunciados os dias
comprometidos com os projetos, discriminado por plataforma e para os cinco anos
subsequentes.
Já no Brasil as informações relativas às eficiências operacionais são
informadas apenas no Plano de Desenvolvimento, não fazendo parte do escopo do
PAP.
5.8 Previsão de Perfuração de Poços
A relação dos poços a serem perfurados durante o primeiro ano é observada
na terceira planilha do PAT. São informadas as atividades relacionadas aos poços e
outros dados como, as coordenadas da cabeça de cada um dos mesmos, as
coordenadas dos objetivos principais, colunas de produção, profundidades finais,
dentre outros dados já citados anteriormente.
Na Noruega, essas informações também são apresentadas, além de conter
dados relativos a qualquer nova tecnologia de poço que possa ter sido usada. O
80
status de perfuração é apresentado e comparado com o planejamento de perfuração
do relatório do ano anterior, com as respectivas explicações de possíveis desvios.
5.9 Poços Fechados na Concessão
Observa-se que o ASR da Noruega cita os poços de produção que passaram
a maior parte do ano fechados e, consequentemente, a produção não realizada. São
justificados os motivos para fechamento do poço e as ações e planos traçados.
O PAP e o PAT não apresentam informações a respeito de poços fechados
na concessão.
5.10 Plano de Abandono
No ASR é informado o plano de abandono das instalações, previsto para
ocorrer nos próximos anos. Isto se deve à restrição, promovida pela convenção
OSPAR, do número de instalações norueguesas que podem ser abandonadas no
local.
No que se trata de desativação de campos de petróleo no Brasil, são
apresentados no PAT os dados relativos ao arrasamento e abandono de poços, à
retirada de equipamentos, à recuperação de áreas, bem como seus respectivos
orçamentos.
81
6 CONCLUSÃO
Ao término do presente trabalho foi possível verificar a grande importância
dos programas anuais no acompanhamento das atividades de desenvolvimento e
produção dos campos petrolíferos e gaseíferos brasileiros.
O Plano de Desenvolvimento tem como objetivo principal apresentar uma
concepção geral dos projetos que a empresa pretende implantar no campo. Este
geralmente contém informações ainda muito preliminares, uma vez que deve ser
confeccionado em até 180 (cento e oitenta) dias após a Declaração de
Comercialidade de uma determinada área, ou seja, quando o concessionário
adquiriu ainda poucos dados. Além disso, o documento tem que contemplar toda a
vida produtiva da concessão, de forma que as previsões ali contidas, depois de
transcorrido certo tempo, tendem a não mais retratar a sua realidade. A sua contínua
revisão também não é aconselhável, devido, sobretudo, à sua complexidade e
grande extensão.
Os programas anuais, por sua vez, são documentos mais simples e
apresentam previsões apenas para o quinquênio. Adicionalmente, a sua atualização
anual os tornam mais fidedignos à realidade do campo, podendo considerá-los os
instrumentos mais indicados para a fiscalização do campo. Não obstante, a sua
revisão pode ser acordada entre as partes (empresa e ANP) em qualquer momento
durante a vigência do Contrato de Concessão.
A comparação dos volumes previstos de produção nos programas anuais com
a produção efetivamente realizada e reportada nos Boletins Mensais de Produção se
apresenta como uma forma eficaz de verificar se a explotação das reservas está
sendo realizada de maneira eficiente e obedecendo às melhores práticas da
indústria do petróleo.
Esta pesquisa teve por objetivo propor uma nova estrutura de requisitos
técnicos para os Programas Anuais de Produção e de Trabalho e Orçamento. Para
isso, foi utilizado o Annual Status Report regulamentação similar da Noruega, que foi
analisado e confrontado aos regulamentos brasileiros a fim de aperfeiçoar a
fiscalização das atividades de desenvolvimento e produção de petróleo brasileira.
O estudo permitiu enunciar as semelhanças e diferenças entre os
documentos de ambos os países no que se refere às orientações de fiscalização.
82
Com base na comparação realizada, conclui-se que alguns dados,
imprescindíveis na regulação norueguesa, podem ser agregados à regulamentação
do PAP e do PAT, em uma futura revisão. São elas:
Justificativas para os projetos que foram despriorizados;
Justificativas para qualquer desvio na produção;
A eficiência operacional por unidade de produção, que já é informado no
Plano de Desenvolvimento;
A situação atual do cronograma de perfuração de poços que foi proposto
no ano anterior;
Estudos de IOR/ EOR, aspectos de reservatório e eficiência operacional;
Informações sobre os poços fechados na concessão (incluindo os volumes
perdidos de produção), motivação e previsão de retorno;
Dados de pressão dos reservatórios.
Esta proposta visa um melhor monitoramento do campo e estaria de acordo
com uma das mais atuais e reconhecidas regulações de petróleo do mundo, a
regulação da Noruega.
83
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