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Diário Oficial da União

Publicado em: 20/01/2020 | Edição: 13 | Seção: 1 | Página: 77

Órgão: Ministério de Minas e Energia/Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

18971

RESOLUÇÃO Nº 806, DE 17 DE JANEIRO DE 2020

Regulamenta os procedimentos para controle de queima e perda de petróleo e de gás natural.

A DIRETORIA DA AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP, no exercício das atribuições conferidas pelo art. 6º do Regimento Interno e pelo art. 7º do Anexo I do Decreto nº 2.455, de 14 de janeiro de 1998, tendo em vista o disposto na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, considerando o que consta do Processo nº 48610.013696/2014-96 e as deliberações tomadas na 1007ª Reunião de Diretoria, realizada em 16 de janeiro de 2020, resolve:

CAPÍTULO I

DO OBJETO E DAS DEFINIÇÕES

Art. 1º Ficam estabelecidos os procedimentos para controle e para redução de queimas e perdas de petróleo e gás natural.

Art. 2º Para fins desta Resolução, ficam estabelecidas as seguintes definições:

I - comissionamento: conjunto de atividades executadas sobre itens, malhas de controle, subsistemas e sistemas, objetivando inspecionar e testar cada equipamento da instalação, a fim de garantir que estejam instalados e aptos a operar dentro das condições normais de projeto, a partir do primeiro óleo até atingir o valor do IUGA projetado para a unidade em plena operação.

II - convalidação de queima extraordinária: aprovação dada pela ANP para queimas realizadas em volumes superiores aos autorizados ou dispensados de prévia autorização.

III - gás associado: gás natural produzido de jazida onde ele se encontra dissolvido no petróleo ou em contato com o petróleo saturado de gás.

IV - gás não associado: gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e condensado.

V - Índice de Utilização de Gás Associado (IUGA): percentual do volume de gás associado utilizado em relação ao volume total de gás associado produzido.

VI - Índice de Utilização de Gás Movimentado (IUGA movimentado): percentual do volume de gás associado utilizado em relação ao volume total de gás associado movimentado.

VII - movimentação do gás natural: fluxo, pelos equipamentos de processamento da unidade de produção, de gás produzido, recebido e circulado para fins de elevação artificial.

VIII - perda de gás natural: ventilação no meio ambiente de um determinado volume de gás natural não utilizado.

IX - queima de gás natural: envio de um determinado volume de gás natural não utilizado para queimadores (flares).

X - queima ordinária: queimas ou perdas de gás natural ou petróleo dispensadas de prévia autorização;

XI - queima extraordinária: queima ou perda de gás natural associado sujeita à prévia autorização ou posterior convalidação da ANP nos termos do Capítulo III, Seções II e III;

XII - queima de gás natural por motivo de emergência: volume de gás natural queimado ou ventilado no meio ambiente decorrente de: parada de emergência de unidade de produção que implique na cessação da produção de petróleo e gás natural; vazamento acidental nas instalações de produção, compressão, transferência e escoamento de petróleo e gás natural; ou evento de descontrole de poço.

XIII - queima de gás natural por motivo de limitação operacional: volume de gás natural queimado ou ventilado no meio ambiente decorrente de produção de gás em quantidade menor do que o inventário mínimo necessário à operação de unidades compressoras ou decorrente de falhas de unidades compressoras e de outros sistemas.

XIV - queima de gás natural por motivo de segurança: volume de gás natural utilizado para manter a operação segura nos queimadores de segurança (flares) de unidades de produção terrestres e marítimas.

XV - queima por comprovada necessidade operacional: a) as queimas e perdas ocorridas por motivos de emergência; e b) as queimas e perdas decorrentes de testes de poços, na fase de exploração, com tempo total de fluxo franco de até 72 horas por intervalo testado, sem aproveitamento econômico do hidrocarboneto extraído.

XVI - utilização do gás natural: uso do gás natural para exportação, injeção em reservatórios, realização de elevação artificial e consumo na unidade de produção ou geração de energia elétrica.

Parágrafo único. Além destas definições, são supletivamente aplicáveis as definições contidas no art. 6º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 e nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural para todos os fins e efeitos.

CAPÍTULO II

DAS DISPOSIÇÕES GERAIS

Art. 3º A ANP aprovará, anualmente, as previsões de queimas e perdas de gás natural associado juntamente com as aprovações dos Programas Anuais de Produção (PAP) e definirá as quantidades que não estarão sujeitas ao pagamento de royalties.

§ 1º O volume de queima ou perda de gás natural realizado, a cada mês, não poderá ser superior àquele correspondente ao IUGA previsto para o mesmo mês no PAP aprovado e em curso, acrescido de 15% (quinze por cento).

§ 2º O controle sobre os volumes previstos no §1º será realizado:

I - por unidade de produção, para os campos marítimos;

II - por campo:

a) para os campos terrestres; e

b) para os campos marítimos cuja queima seja realizada em instalações terrestres.

§3º O descumprimento dos §§1º e 2º sujeita o infrator à aplicação de uma sanção para cada infração mensal, ressalvadas as hipóteses excepcionais de dispensa de prévia autorização e de convalidação.

Art. 4º Desde que autorizados pela ANP nos limites impostos nesta Resolução, não estão sujeitos ao pagamento de royalties os volumes de queimas e perdas de gás natural por motivo de segurança e/ou de comprovada necessidade operacional, tal qual definido no artigo 3º, XI, do Decreto nº 2.705/1998.

Art. 5º São vedadas:

I - a queima ou perda de gás natural não associado; e

II - a queima de petróleo.

§1º A queima ou perda de gás natural não associado poderá ser autorizada, excepcionalmente, por motivo de segurança, emergência, testes ou limpeza de poços.

§2º A queima de petróleo poderá ser autorizada, excepcionalmente, por razões de emergência ou em testes de poço com tempo total de fluxo franco de até 72 horas.

CAPÍTULO III

DA QUEIMA E PERDA DE GÁS ASSOCIADO

Seção I

Das Queimas Ordinárias

Art. 6º São queimas ordinárias:

I - as queimas e perdas de gás associado que correspondam a um volume igual ou inferior:

a) a 3% (IUGA maior ou igual a 97%) da produção mensal de gás natural associado de forma não cumulativa a nenhum outro motivo de queima ou perda, realizada em unidade de produção marítima que já esteja em produção ou cuja produção se inicie em até cinco anos após a publicação desta Resolução;

b) a 2% (IUGA maior ou igual a 98%) da produção mensal de gás natural associado de forma não cumulativa a nenhum outro motivo de queima ou perda, realizada em unidade de produção marítima cuja produção se inicie em, no mínimo, cinco anos após a publicação desta Resolução;

c) a 1,5% (IUGA movimentado maior ou igual a 98,5%) da movimentação mensal de gás natural, de forma não cumulativa a nenhum outro motivo de queima ou perda, realizada em unidade de produção marítima que circule gás para elevação de petróleo ou receba gás de outras unidades em volumes iguais ou maiores a 50% (cinquenta por cento) do volume de gás movimentado;

d) a 3% (IUGA maior a igual a 97%) da produção mensal de gás natural associado por campo terrestre, de forma não cumulativa a nenhum outro motivo de queima ou perda;

II - os volumes de queima maiores do que os aprovados, quando o novo IUGA ou IUGA movimentado, conforme o caso, for igual ou superior àquele considerado quando da autorização da referida queima;

III - a queima do volume de petróleo e a queima ou a perda do volume de gás natural, produzidos no teste de poço, previsto no Programa Anual de Trabalho e Orçamento (PAT), com tempo total de fluxo franco de até 72 horas por intervalo testado;

IV - as queimas e as perdas de gás natural associado em campos que produzam, por mês, volume total igual ou inferior àquele correspondente a uma vazão média de 5.000m³/dia, salvo os campos que possuam poços com vazão média acima de 1.500m³/dia, para os quais deverá ser proposto projeto visando seu aproveitamento;

V - as queimas e as perdas do volume de gás natural associado produzido em campos terrestres ou unidades de produção marítimas com razão gás/petróleo igual ou inferior a 20m3/m3, medida nas condições básicas;

VI - as queimas por motivo de segurança, limitada ao volume mensal de até 1.000m³/dia para cada piloto dos queimadores (flares) de unidades de produção terrestres e de até 2.000m³/dia para cada piloto dos queimadores (flares) de unidades de produção marítimas, desde que tais pilotos estejam operantes; e

§ 1º Na hipótese do inciso III, caso a decisão pela realização do teste ocorra após o prazo de envio do PAT, o operador deverá notificar a ANP previamente à realização do mesmo.

§ 2º Na hipótese do inciso IV, ante inviabilidade técnico-econômica para aproveitamento do gás natural associado, deverá ser apresentada documentação comprobatória, ficando a autorização para não aproveitamento do gás natural associado condicionada à análise pela ANP.

Seção II

Das Autorizações de Queimas Extraordinárias

Art. 7º O operador deverá solicitar previamente à ANP a autorização de queimas extraordinárias, com antecedência mínima de trinta dias, cujo requerimento deverá conter, no mínimo, as seguintes informações:

I - o descritivo técnico da ocorrência que acarretará a queima extraordinária, apresentando as justificativas e ações a serem tomadas para a realização da queima ou perda nos menores volumes necessários;

II - a duração do evento, volume estimado de queima extraordinária a ser gerado, assim como a memória de cálculo para a estimativa deste volume de queima ou perda; e

III - o PAP ou sua revisão, contendo as previsões mais atualizadas de produção e movimentação de petróleo e gás natural.

Art. 8º Nos casos de previsão de queima ou perda devido ao comissionamento de nova unidade de produção marítima, além do previsto no art. 7º, deverão ser encaminhados os seguintes documentos:

I - cronograma do comissionamento dos sistemas de óleo e gás, incluindo a previsão de interligação do gasoduto ou do poço injetor, o comissionamento dos sistemas de compressão e o início de exportação ou injeção de gás;

II - fluxograma simplificado e descritivo técnico da planta de processo;

III - cronograma de entrada dos poços até a o alcance do IUGA projetado;

IV - memória de cálculo do volume de queima ou perda previsto incluindo tabela com as previsões de produção, queima ou perda e IUGA quinzenais para todo o período de comissionamento;

V - IUGA projetado para a unidade de produção;

VI - demonstração de que estão sendo produzidos os volumes mínimos de gás natural estritamente necessários para o comissionamento dos sistemas;

VII - curva de aproveitamento do gás natural até alcance do IUGA projetado para a unidade de produção, demonstrando que se buscou a melhor curva de eficiência do comissionamento;

VIII - potencial de cada poço a ser interligado até o alcance do IUGA projetado, explicitando se o poço produzirá restringido ou na sua vazão máxima;

IX - capacidade nominal de cada trem de compressão, fabricante, modelo, bem como a configuração de redundância dos compressores; e

X - previsão de movimentação do gás natural na plataforma até o fim do comissionamento.

§ 1º Quando houver reinjeção do gás, além do cronograma de comissionamento exigido pelo art. 8º, III, incluir as informações do andamento ou previsão da perfuração, completação e interligação dos poços injetores necessários para o atingimento do IUGA projetado.

§ 2º Caso o IUGA projetado, a que se refere o art. 8º, V, seja inferior ao exigido por esta Resolução, o operador deverá justificar os motivos de o projeto ter sido realizado para o não atendimento deste IUGA.

Art. 9º Relatórios mensais de andamento do comissionamento deverão ser apresentados em conjunto com o Boletim Mensal de Produção (BMP) até o fim do comissionamento.

Art. 10. O gasoduto de exportação ou os poços e as linhas submarinas de injeção de gás de novas unidades deverão estar disponíveis antes do fim do comissionamento.

Art. 11. Nos casos de previsão de queima ou perda devido a Testes de Longa Duração (TLDs) ou Sistemas de Produção Antecipada (SPAs), além dos documentos previstos no art. 7º, II e III, deverão ser encaminhados também:

I - previsões dos tempos de fluxo e estática;

II - previsões de vazões de produção;

III - origem da razão gás-óleo (RGO) utilizada.

§ 1º A duração máxima para TLDs e SPAs sem aproveitamento do gás natural produzido é de cento e oitenta dias de fluxo franco.

§ 2º A critério da ANP, excepcionalmente, poderão ser autorizados prazos maiores.

Art. 12. A ANP poderá solicitar esclarecimentos adicionais para o completo entendimento e melhor análise do pedido de autorização de queima extraordinária.

Art. 13. No caso de paradas programadas, manutenções ou intervenções com queimas ou perdas de gás previstas no PAP, é permitida a realocação de queimas extraordinárias já autorizadas e não realizadas, desde que pelo mesmo motivo, no mesmo volume e dentro do ano civil do PAP.

Parágrafo único. O novo período e sua justificativa detalhada deverão ser informados na revisão do PAP.

Art. 14. As queimas extraordinárias comprovadamente realizadas por motivo de emergência e no tempo estritamente necessário à eliminação das causas não estão sujeitas a autorização.

Parágrafo único. O operador poderá solicitar a convalidação dos volumes queimados devido à retomada da produção que não tenham sido previamente autorizados.

Seção III

Das Convalidações de Queimas Extraordinárias

Art. 15. No caso de queimas extraordinárias por limitação operacional superiores aos limites estabelecidos no art. 3º, o operador deverá:

I - reduzir a produção de petróleo e de gás natural de forma a minimizar a queima ou a perda e, no caso de a ocorrência ultrapassar 72 horas de duração, limitar a produção a, no máximo, 50% (cinquenta por cento) em relação à média praticada nos últimos trinta dias, até a cessação da queima extraordinária ou até manifestação da ANP;

II - comunicar à ANP a ocorrência da queima extraordinária em até 72 horas após ultrapassar os limites estabelecidos no art. 3º;

III - solicitar a convalidação de queima extraordinária, até o décimo quinto dia do mês subsequente ao evento, de forma que seja possível a sua análise em conjunto com a do Boletim Mensal de Produção (BMP) do mês da ocorrência da queima extraordinária.

§ 1º Na hipótese do inciso I, caso a referida redução implique no comprometimento do inventário mínimo para operação da unidade, o limite poderá ser ultrapassado mediante apresentação de justificativa técnica à ANP.

§ 2º A solicitação de convalidação de queimas extraordinárias deverá conter, no mínimo, as seguintes informações:

I - descritivo técnico da ocorrência que gerou a queima extraordinária;

II - volumes de petróleo e gás natural produzidos durante o ocorrido;

III - duração do evento e o volume de queima ou perda realizado com as devidas justificativas que embasem os valores solicitados;

IV - demonstrativo das ações de contingência tomadas para a redução do volume de queima ou perda no campo, incluindo a redução de produção; e

V - previsão do restabelecimento do sistema de aproveitamento de gás natural, com a consequente cessação da queima ou perda.

§ 3º A ANP poderá solicitar esclarecimentos adicionais para o completo entendimento e melhor análise do pedido de convalidação.

CAPÍTULO IV

DAS DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 16. As operadoras terão cento e oitenta dias, contados a partir da publicação desta Resolução, para a implementação das adequações necessárias relativas às unidades de produção marítimas para atendimento integral dos dispositivos desta Resolução.

Art. 17. Fica revogada a Portaria ANP nº 249, de 1º de novembro de 2000.

Art. 18. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

DÉCIO FABRICIO ODDONE DA COSTA

Diretor-Geral

Este conteúdo não substitui o publicado na versão certificada.

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