Decreto Executivo n.º 687/25 - Regulamento Técnico do Plano Anual de Produção

Considerando a necessidade de se proceder à definição das regras e os procedimentos necessários à verificação e aprovação dos Planos Anuais de Produção elaborados pelas Associadas da Concessionária Nacional, nas Operações Petrolíferas que sejam executadas em terra e no mar, nos termos previstos na Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro - Lei das Actividades Petrolíferas;

Considerando que a padronização dos procedimentos de submissão das informações dos Planos Anuais de Produção pelos Operadores, alinhada às melhores práticas internacionais, irá contribuir para a maximização da recuperação dos reservatórios de hidrocarbonetos em Angola de forma económica e ambientalmente sustentável, e incluindo a disponibilidade dos dados e informação de produção a serem submetidos pelo Operador e Associadas da Concessionária Nacional;

Visando garantir uma actuação com transparência nas comunicações sobre os recursos de hidrocarbonetos em Angola e com a utilização de referências, definições e directrizes comuns, segundo as melhores práticas internacionais;

Em conformidade com os poderes delegados pelo Presidente da República, nos termos do artigo 137.º da Constituição da República de Angola, conjugado com os artigos 21.º e 87.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro - Lei das Actividades Petrolíferas, alterada parcialmente pela Lei n.º 5/19, de 18 de Abril, determino:

CAPÍTULO I

Disposições Gerais

Artigo 1.º

Objecto

O presente Regulamento estabelece as directrizes que devem ser observados pelo Operador na elaboração do Plano Anual de Produção (PAP) de um campo petrolífero, e define os procedimentos de aprovação, execução e revisão do referido Plano.

Artigo 2.º

Âmbito

1. 1. O presente Regulamento é aplicável às actividades petrolíferas desenvolvidas pelo Operador.
2. 2. O Plano Anual de Produção é preparado de acordo com as determinações do presente Regulamento Técnico e deve conter informações suficientes para permitir à ANPG avaliar a conformidade do mesmo com:
   1. O Plano Geral de Desenvolvimento e Produção, de acordo com a sua última revisão aprovada pelo Ministério que superintende o Sector de Petróleo e Gás Natural e o potencial do campo e outros programas de revitalização.
3. 3. O Plano Anual de Produção deve incluir, além das previsões de produção de petróleo, gás natural e água, as previsões de movimentação de petróleo, de gás natural e de água, a descrição da previsão de queimas e perdas de gás natural, a previsão de injecção de fluídos especiais nos reservatórios com a finalidade de recuperação melhorada da produção, o descarte de resíduos sólidos oriundos do processo de produção e demais informações complementares.

Artigo 3.º

Definições

1. 1. Para efeitos do presente Regulamento, consideram-se, além das definições contidas na Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro - Lei das Actividades Petrolíferas, no Decreto n.º 1/09, de 27 de Janeiro - Regulamento das Operações Petrolíferas e nos Contratos, as seguintes:
   1. a) Campo - área produtora de petróleo ou gás a partir de um reservatório contínuo ou mais do que um reservatório a diferentes profundidades;
   2. b) Gás Associado - gás natural que existe em solução com o petróleo bruto ou que se apresente sob a forma de uma cobertura em contacto com o petróleo bruto;
   3. c) Gás Não Associado - gás natural que se encontra num jazigo petrolífero onde não há presença de petróleo bruto ou é insignificante;
   4. d) Gás Natural - mistura constituída essencialmente por metano e outros hidrocarbonetos que se encontra num jazigo petrolífero em estado gasoso ou passa a este estado quando produzida nas condições normais de pressão e temperatura;
   5. e) Plano Anual de Produção - plano em que se descreve as previsões de produção e movimentação de petróleo, gás natural, água e outros fluidos e resíduos oriundos do processo de produção de cada campo;
   6. f) Programa Anual de Trabalho e Orçamento - descrição detalhada de actividades e respectivos orçamentos a serem realizados pelo Operador, em representação do grupo empreiteiro, em uma concessão no decorrer de um ano civil;
   7. g) Produção - conjunto de actividades que visam a extracção de petróleo, nomeadamente o funcionamento, assistência, manutenção e reparação de poços completados, bem como dos equipamentos, condutas, sistemas, instalações e estaleiros concluídos durante o desenvolvimento, incluindo todas as actividades relacionadas com a planificação, programação, controlo, medição, ensaios e escoamento, recolha, tratamento, armazenagem e expedição de petróleo, a partir dos reservatórios subterrâneos de petróleo, para os locais designados de exportação ou de levantamento e ainda as operações de abandono das instalações e dos jazigos petrolíferos e actividades conexas.
2. 2. Para efeitos do presente Diploma, e salvo se de outro modo for expressamente indicado na Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, ou em outra legislação aplicável, as palavras e expressões aqui usadas têm o significado descrito no presente Diploma, sendo certo que as definições no singular se aplicam igualmente no plural e vice-versa.
3. 3. As demais palavras e expressões presentes neste Regulamento e não listadas acima têm o mesmo alcance e significado que as mesmas tenham sido atribuídas pela Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, e demais legislação aplicável.

Artigo 4.º

Identificação do Contrato

À data da sua elaboração, o Plano Anual de Produção deve conter informação relativa à denominação do campo, a referência ao contrato conforme o artigo 14.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro - Lei das Actividades Petrolíferas, do Contrato de Exploração e Produção, a denominação do Operador, e localização exacta do campo.

CAPÍTULO II

Previsões de Produção

Artigo 5.º

Previsão de produção de petróleo, gás natural e água

1. 1. Os dados relativos às previsões de produção de petróleo, gás natural e água devem ser apresentados de acordo com o formato da Tabela 1, constante do presente Diploma, e correspondem aos volumes que efectivamente se prevê produzir em cada campo, e sempre que aplicável, aqueles volumes que se prevê produzir em cada Unidade ou Plataforma de Produção existente no campo, para cada período de referência.
2. 2. Os dados relativos às previsões de produção de petróleo devem destacar o volume de condensado estabilizado que efectivamente se prevê produzir nos campos ou reservatórios de gás não associado.
3. 3. As previsões de produção de Gás Natural devem ser divididas em Gás Associado e Não Associado, devendo incluir, se aplicável, o volume de gás obtido dos estoques injectados nos reservatórios dos campos, com a finalidade de recuperação secundária ou armazenamento.
4. 4. Os dados e informação de petróleo, gás e água a serem submetidas pelo Operador devem estar em conformidade com as tabelas do presente Regulamento Técnico em anexo e referidos em unidades do sistema internacional e de campo, conforme disposto no artigo 37.º do Decreto n.º 1/09, de 27 de Janeiro - Regulamento das Operações Petrolíferas, bem como apresentar os factores de conversão utilizados.

Artigo 6.º

Previsão de movimentação de gás natural

1. 1. Os dados relativos às previsões de movimentação de gás natural devem ser apresentados de acordo com o formato da Tabela 2 do presente Diploma.
2. 2. Nas previsões de movimentação de gás natural de cada campo devem ser informadas as previsões dos volumes a serem recebidos e transferidos de e para outros campos, se aplicável.
3. 3. Para efeitos de preenchimento da Tabela 2, relativamente à transferência e recepção de gás natural, deve ser considerado o seguinte:
   1. a) Enquadra-se nas categorias de transferido, todo o volume recebido de outros campos com a finalidade de injecção (recuperação secundária ou armazenamento) ou consumo em actividades não compartilhadas com o campo de origem, ou seja, actividades próprias do campo de destino;
   2. b) Enquadra-se na categoria de recebido o volume de gás destinado à injecção (recuperação secundária ou armazenamento) ou consumo em actividades não compartilhadas com o campo de origem, retirado de gasodutos proveniente de outros campos. O volume recebido pelo campo deve ser repartido proporcionalmente aos volumes escoados de cada campo ao montante do ponto de derivação e alocado a cada campo de origem, e colocado na categoria de transferido.
4. 4. Os Operadores devem apresentar as previsões de injecção de gás natural para a recuperação secundária e para o armazenamento, conforme a Tabela 2.
5. 5. Os Operadores devem informar o volume de gás a ser consumido no processo produtivo do próprio campo, como motores, turbinas, geradores, caldeiras, fornos, fornalhas, tratadores, sistemas de remoção de oxigénio atmosférico e outros conforme a Tabela 2.
6. 6. Para efeitos de preenchimento da Tabela 2, relativamente ao consumo de Gás Natural, deve ser considerado o seguinte:
   1. a) O volume de gás natural a ser consumido em campos que compartilham as mesmas instalações de produção (separação, tratamento, compressão), deve ser calculado proporcionalmente aos volumes equivalentes de petróleo e gás produzidos por estes campos e alocados a cada um dos campos;
   2. b) O volume de Gás Natural a ser consumido nas operações de compressão em campos que partilham as mesmas instalações de compressão de gás deve ser calculado proporcionalmente aos volumes de gás comprimidos e alocados a cada um dos campos.
7. 7. Os dados relativos às previsões de queima total de gás natural devem ser apresentados de acordo com o formato da Tabela 3 do presente Diploma.
8. 8. Deve ser informado como gás disponível o volume de gás destinado às Unidades de Processamento de Gás Natural - UPGN (consumo e absorvido), o volume de gás destinado aos consumos nos sistemas de transporte e refino e o volume de gás destinado às vendas.

Artigo 7.º

Previsão de movimentação de água

1. 1. Os dados relativos às previsões de produção de água associada ao petróleo devem ser apresentados de acordo com o formato da Tabela 2 e correspondem aos volumes que efectivamente se prevê produzir em cada campo.
2. 2. Os seguintes dados devem ser informados anualmente à ANPG:
   1. a) Os volumes de água recebidos de outros campos ou de água captada, na superfície ou em subsuperfície (doce ou salgada) com a finalidade de injecção;
   2. b) As previsões de volumes de injecção de água, separadamente, apenas com a finalidade de recuperação secundária em reservatórios;
   3. c) As previsões dos volumes de água produzida a serem descartados em poços (injectados) e descartados na superfície, dentro do campo, além dos volumes a serem transferidos para fora da área do campo, conforme Tabela 2;
   4. d) Quando aplicável, mencionar o local de destino da água transferida (outro campo, refinarias ou outro destino), utilizando para o efeito a Tabela 2 do presente Regulamento.

Artigo 8.º

Previsão de queima e perda de Gás Natural

1. 1. O Operador deve submeter à ANPG as previsões de queima e perda de Gás Natural, conforme Tabela 3 em anexo.
2. 2. Os volumes de Gás Natural a serem queimados em campos que compartilham as mesmas instalações de produção e instalações de compressão devem ser calculados proporcionalmente aos volumes de gás produzidos em cada campo e alocados aos respectivos campos.
3. 3. Os motivos de queima e perda de Gás Natural que serão aceites pela ANPG, para submissão ao Ministério que superintende o Sector de Petróleo e Gás, devem ser regulamentados em instrumento específico sobre queima e perda de Gás Natural.

Artigo 9.º

Previsão de injecção de fluídos especiais

1. 1. Os dados relativos à previsão de injecção de fluidos especiais com finalidade de recuperação melhorada devem ser apresentados de acordo com o formato da Tabela 4 do presente Regulamento.
2. 2. Devem ser informados os volumes e tipos de fluidos especiais a serem injectados nos campos, tais como CO2, N2, vapor ou outros fluídos especiais químicos.
3. 3. No item «Outros» deve ser informado qualquer fluído não especificado nos pontos anteriores, incluindo nesta categoria a possível injecção de fracções mais leves (condensados). Deve ser especificado na Tabela 4 o tipo de fluído especial que foi enquadrado nesta categoria.

Artigo 10.º

Previsão de produção e descarte de resíduos sólidos

1. 1. As previsões de produção de lamas oleosas (borras), em unidades de volume ou massa, bem como a produção de incrustações (compostos sólidos de carbonatos e/ou de sulfatos de cálcio ou de bário), materiais radioactivos e metais, além das sucatas que poderão ser geradas no processo de produção de petróleo e Gás Natural, deve ser comunicada à ANPG conforme o modelo estabelecido na Tabela 5.
2. 2. A informação do local de deposição final para cada um dos resíduos sólidos deve constar da Tabela 5.

Artigo 11.º

Prazo da submissão do Plano Anual de Produção

O Plano Anual de Produção deve ser submetido à ANPG até 15 de Outubro de cada ano, previamente à submissão do Programa Anual de Trabalho e Orçamento.

Artigo 12.º

Informações complementares

O Operador deve incluir as informações complementares para o pleno entendimento das previsões apresentadas no Plano Anual de Produção, conforme Tabela 6, em anexo.

Artigo 13.º

Requisitos para a revisão do Plano Anual de Produção

1. 1. O Plano Anual de Produção deve ser revisto sempre que:
   1. a) For aprovada uma revisão do Plano Geral de Desenvolvimento e Produção, que resulte em mudanças nas previsões de produção, injecção, queima e perda de Gás Natural ou movimentação de fluidos de produção e descarte de resíduos sólidos;
   2. b) For aprovada uma revisão do Programa de Trabalho e Orçamento, que resulte em mudanças nas previsões de produção, injecção, queima e perda de Gás Natural ou movimentação de fluidos de produção e descarte de resíduos sólidos.
2. 2. Aquando da submissão de um Plano Anual de Produção revisto para aprovação, o Operador deve submeter os dados da produção realizada relativamente aos meses já ocorridos.
3. 3. As alterações ao PAP devem ser discutidas previamente em reuniões técnico-financeiras dedicadas e submetidas à aprovação da ANPG.
4. 4. A revisão do Plano Anual de Produção solicitada pelo Operador, aprovada pela ANPG, só pode alterar os valores das previsões a partir do mês subsequente ao da aprovação, devendo ser mantidos os valores das previsões dos meses anteriores aprovados para o campo.

CAPÍTULO III

Fiscalização

Artigo 14.º

Acompanhamento, monitorização e fiscalização

1. 1. No cumprimento de acções de fiscalização, a ANPG, em conjunto com o Ministério que superintende o Sector dos Petróleos e Gás Natural, pode realizar a auditoria, inquéritos e visitas necessárias às instalações para a verificação do cumprimento das obrigações contratuais e do presente Regulamento.
2. 2. O Operador deve colaborar com as acções de fiscalização, auditorias técnicas, referidas no presente Regulamento, nomeadamente:
   1. a) Receber as equipas técnicas na sequência de uma convocatória para audiências ou reuniões de trabalho;
   2. b) Facilitar as visitas técnicas das equipas de fiscalização para aferir a fiabilidade dos dados de produção;
   3. c) Disponibilizar informações, relatórios de produção e documentos adicionais relacionados ao Plano Anual de Produção de cada Área de Contrato sempre que solicitado;
   4. d) Permitir o acesso aos bancos de dados, programas e sistemas do Operador relacionados aos dados de produção e Plano Anual de Produção de cada Área de Contrato;
   5. e) Disponibilizar relatórios e os dados de produção realizados versus previstos.

Artigo 15.º

Infracções

• Sem prejuízo do disposto na Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro - Lei das Actividades Petrolíferas, e no Decreto n.º 1/09, de 27 de Janeiro - Regulamento das Operações Petrolíferas, constituem infracções ao presente Regulamento passíveis de multa:
  1. a) A não observância das disposições do presente Regulamento por parte do Operador, designadamente as directrizes de elaboração e submissão do Plano Anual de Produção;
  2. b) O não cumprimento dos prazos previstos no presente Regulamento;
  3. c) A recusa de acesso ou entrega das informações solicitadas no âmbito do presente Regulamento;
  4. d) A não apresentação da justificação dos desvios significativos de previsão de produção em relação as previsões constantes do Plano Geral de Desenvolvimento e Produção, para o ano em referência;
  5. e) A prestação intencional ou por negligência de informações falsas;
  6. f) A obstrução intencional do exercício da actividade de auditoria e fiscalização;
  7. g) Em caso de reincidência do incumprimento das obrigações acima, os valores das multas duplicam.

CAPÍTULO IV

Disposições Finais

Artigo 16.º

Regime transitório

É concedido ao Operador o prazo de até 180 dias, contados da data da publicação do presente Regulamento, para adequar os seus procedimentos de elaboração e submissão do Plano Anual de Produção, ao estabelecido no presente Regulamento.

O Ministro, Diamantino Pedro Azevedo.