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 48610.001945/2016-62 e na Resolução de Diretoria nº 210, de 22 de abril de 2020,

Resolve:

CAPÍTULO I

DISPOSIÇÕES PRELIMINARES

Art. 1º Esta Resolução estabelece o Regulamento Técnico de Descomissionamento de Instalações deExploração e de Produção, bem como disciplina o descomissionamento na cessão de contratos, a inclusão de áreaterrestre sob contrato na fase de produção em processo de licitação, aalienação e a reversão de bens, o cumprimento de obrigações remanescentes na fase de exploração e a devolução de área na fase de produção.

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

I - alienação de bens: ato de transferir a terceiros, por quaisquer meios, bem de propriedade do contratado que teve como propósito original a exploração e produção de petróleo e gás natural;

II - alijamento: qualquer abandono ou tombamento intencional e não autorizado de instalações de produção ou outras estruturas no mar;

III - bens reversíveis: bens móveis ou imóveis, principais ou acessórios, de propriedade do contratado, existentes em qualquer parcela da área contratada, cujos custos de aquisição são dedutíveis de acordo com as regras aplicáveis para o cálculo da participação especial e que, a critério da ANP, sejam necessários para permitir a continuidade das operações ou sejam passíveis de utilização por interesse público;

IV - contrato: contrato de cessão onerosa, contrato de concessão ou contrato de partilha da produção, conforme o regime sob o qual foram outorgados os direitos de exploração e produção de petróleo ou gás natural;

V - contratado: agente econômico que tenha celebrado qualquer tipo de contrato com a União que lhe permita explorar, desenvolver e produzir petróleo e gás natural;

VI - data do término do contrato na fase de exploração: data dodecurso do prazo do contrato, da notificação de devolução da última parcela da área sob contrato ou da comunicação da extinção do contrato pela ANP;

VII - descomissionamento de instalações: conjunto de atividades associadas à interrupção definitiva da operação das instalações, ao abandono permanente e arrasamento de poços, à remoção de instalações, à destinação adequada de materiais, resíduos e rejeitos e à recuperação ambiental da área;

VIII - devolução de área: ato de devolver à União uma parte ou a totalidade de uma área sob contrato;

IX - linhas: designação genérica de instalação para movimentação de fluidos ou controle de equipamentos submarinos, que inclui dutos de escoamento, dutos de transferência, linhas de produção, linhas de injeção, linhas de serviço, umbilicais e cabos elétricos;

X - Estudo de Justificativas para o Descomissionamento (EJD): documento que contém a descrição da área a ser devolvida considerando aspectos de reservatório, poços e instalações, acompanhada das justificativas sobre a decisão pelo descomissionamento de instalações;

XI - fator de recuperação: razão entre o volume recuperado e o volume original em um reservatório de hidrocarbonetos;

XII - gerenciamento de resíduos: conjunto de ações exercidas, direta ou indiretamente, nas etapas de coleta, transporte, transbordo, tratamento e destinação final ambientalmente adequada dos resíduos sólidos e disposição final ambientalmente adequada dos rejeitos, de acordo com o plano municipal de gestão integrada de resíduos sólidos ou com o plano de gerenciamento de resíduos sólidos, exigidos na forma da Lei;

XIII - instalações compartilhadas: instalação utilizada nas operações deduas ou mais áreas sob contrato, ou que assumirá esta situação por estar considerada em Plano de Desenvolvimento submetido à ANP;

XIV - instalações de exploração: poços, linhas, equipamentos e instalações utilizadas em testes de longa duração da fase de exploração;

XV - instalações de exploração e de produção não integrantes: instalação não vinculada a uma área sob contrato, operada a partir de autorização específica;

XVI - instalações de produção: poços, linhas, equipamentos e unidades de produção que integram um sistema de produção;

XVII - notificação de devolução de área na fase de exploração: declaração realizada pelo contratado com o fim de devolver à União uma parte ou a totalidade da área sob contrato;

XVIII - profundidade batimétrica: distância vertical entre a superfície da água (MLWS) e o leito marinho;

XIX - Programa de Descomissionamento de Instalações (PDI): documento apresentado pelo contratado cujo conteúdo deve incorporar as informações, os projetos e os estudos necessários ao planejamento e à execução do descomissionamento de instalações; significa o mesmo que PDI executivo;

XX - Programa de Descomissionamento de Instalações conceitual (PDI conceitual): documento apresentado pelo contratado cujo conteúdo deve apresentar o escopo do planejamento do descomissionamento, com o conteúdo composto pelos itens 1 a 4 e subitem 5.4 do Anexo III - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações Marítimas ou pelos itens 1 a 4 e 8 do Anexo IV - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações Terrestres, conforme o caso;

XXI - reabilitação de área: ações de intervenção realizadas em uma área contaminada visando atingir um risco tolerável para o uso declarado ou futuro da área;

XXII - recuperação ambiental: intervenções que visam devolver ao ambiente suas características naturais, tais como a estabilidade e o equilíbrio dos processos originalmente nele atuantesou sua adequação ao uso planejado para a área degradada;

XXIII - Relatório de Descomissionamento de Instalações (RDI): documento apresentado pelo contratado que descreve todas as atividades executadas durante o descomissionamento de instalações;

XXIV - remediação ambiental: ação de intervenção para a reabilitação de área contaminada, que consiste em aplicação de técnicas visando àeliminação ou àredução das concentrações de contaminantes;

XXV - sistema de produção: conjunto de todas as instalações de produção destinado a promover a produção, a coleta, a separação, o tratamento, o armazenamento, o escoamento e a compressão dos fluidos em umaárea sob contrato;

XXVI - sistema de produção antecipada (SPA): sistema de produção instalado temporariamente na área sob contrato para a realização de testes de longa duração (TLD) na fase de produção ou para a produção antecipada com vistas à obtenção de dados e informações para subsidiar a instalação de um sistema de produção definitivo;

XXVII - teste de longa duração (TLD): teste em poço com tempo total de fluxo franco superior a 72 horas, realizado com vistas à obtenção de dados que permitam interpretações a fim de subsidiar avaliação de jazida; e

XXVIII - unidade de produção: unidade destinada ao processamento primário,ao armazenamento ou à compressão dos fluidos em umaárea sob contrato.

CAPÍTULO II

DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES

Seção I

Disposições Gerais

Art. 3º O contratado deverá explorar todas as opções de desenvolvimento econômica e ambientalmente viáveis, com o fim de maximizar a recuperação dos reservatórios e evitar o descomissionamento prematuro das instalações de produção.

Art. 4º O descomissionamento de instalações que leve à interrupção prematura da produção de uma jazida ou que prejudique a sua recuperação só será permitido com a devolução da área ou com a apresentação de outras soluções de desenvolvimento que substituam as instalações de produção a serem descomissionadas.

Art. 5º Ocontratado deveráexecutar as atividades de descomissionamento de instalações de forma segura, com o fim demitigar os riscos à vida humana, ao meio ambiente e aos demais usuários, observando todas as normas pertinentes estabelecidas nesta Resolução e no Anexo I - Regulamento Técnico de Descomissionamento de Instalações de Exploração e de Produção.

Parágrafo único. O contratado deverá dispor de um sistema de gestão de responsabilidade social e sustentabilidade aderente àsmelhores práticas da indústria do petróleo, observando o disposto no contrato e, no que for pertinente, seguir as diretrizes para alcançar os 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável da Organização das Nações Unidas.

Art. 6º A execução das atividades de descomissionamento de instalações e os custos associados a essas atividades serão de responsabilidade exclusiva do contratado.

Seção II

Estudo de Justificativas para o Descomissionamento de Instalações de Produção

Art. 7º Ocontratado deverá apresentar à ANP o Estudo de Justificativaspara o Descomissionamento (EJD) de instalações marítimas de produção,conformeo roteiro estabelecido no Anexo II - Roteiro para a Elaboração de Estudo de Justificativas para o Descomissionamento.

§ 1º O EJDdeverá ser apresentado juntamente com o Programa de Descomissionamento de Instalações conceitual (PDI conceitual) de instalações marítimas.

§ 2º O contratado ficará dispensado de apresentar o EJDcaso seja adotada uma solução de desenvolvimento que permita a continuidade da produção e a maximização do fator de recuperação.

§ 3º O contratado deverá manter o EJD atualizado até o término da produção.
Art. 8º A ANP poderá solicitar o EJDde instalações terrestres de produçãono prazo desessenta dias,contados do recebimento do Programa de Descomissionamento de Instalações (PDI) de instalações terrestres.

Parágrafo único. Na hipótese do caput, o EJD deverá ser apresentado no prazo de noventa dias,contados da solicitação da ANP.

Art. 9º Ocontratado deverá apresentar as premissas que levaram à definição da data dotérmino da produção, bem como a análise de sensibilidade dessa data em função da variação dessas premissas, levando-se em consideração as condições do reservatório e das instalações de produção e os fatores econômicos.

Seção III

Programa de Descomissionamento de Instalações

Art. 10. Na fase de exploração, o contratado deverá submeter o Programa de Descomissionamento de Instalações conceitual (PDI conceitual)à aprovação da ANP conforme os seguintes prazos e condições:

I - no prazo de sessenta dias após o término do prazo do contrato ou a comunicação da extinção do contrato pela ANP;

II - juntamente com a notificação de devolução de área, na hipótese de o contratado decidir devolver à União uma parte ou a totalidade da área sob contrato; ou

III - no momento da solicitação de autorização do teste de longa duração, para as instalações utilizadas em teste de longa duração (TLD).

Parágrafo único. Os PDIs conceituais de instalações de exploração marítimas e terrestres não integrantes da área sob contrato deverão atender aos prazos e condições estabelecidos nos incisos I e II, conforme o caso.

Art. 11. Na fase de produção, o contratado deverá submeter oPDI conceitualà aprovação da ANP conforme os seguintes prazos e condições:

I - no prazo de cinco anos antes da data prevista para o término da produção, para as instalações marítimas;

II - no prazo de dois anos antes da data prevista para o término da produção, para as instalações terrestres; ou

III - no momento da solicitação de autorização de produção antecipada, para instalações utilizadas em sistemas de produção antecipada (SPA).

§ 1º O contratado poderá, a qualquer tempo, postergar a data prevista de término da produção, devendo comunicar essa decisão à ANP.

§ 2º Os PDIs conceituais de instalações de produção marítimas e terrestres não integrantes da área sob contrato deverão atender aos prazos e condições estabelecidos nos incisos I e II, conforme o caso.

§ 3º Caso o descomissionamento se relacione a uma instalação ou conjunto de instalações sem implicar o término de produção, os prazos deverão ser contados anteriormente à data prevista de término da operação dessas instalações.

Art. 12. O contratado ficará dispensado de submeter o PDI à aprovação da ANPnas seguintes situações:

I -atividades relacionadas ao abandono e arrasamento de poços e à recuperação ambiental de locações de poços, com exceção daquelas a serem executadas no âmbito do descomissionamento total das instalações ou da devolução de área;

II - SPA ou TLD na fase de exploração para os quais se prevê a remoção total das instalações; ou

III - áreas que tiveram seu desenvolvimento abortado, somente com aquelas instalações presentes ao fim da fase de exploração e cujas atividades de descomissionamento já tenham sido executadas.

§ 1º A dispensa de submissão do PDI à aprovação da ANP não exime o contratado de executar as atividades de descomissionamento em conformidade com esta Resolução.

§ 2º A dispensa prevista no inciso III dependerá da submissão do Relatório de Descomissionamento de Instalações (RDI) à aprovação da ANP, conforme estabelecido na Seção IV deste Capítulo, e da apresentação de manifestação de interesse de resilição do contrato.

Art. 13. O PDIexecutivo deverá ser apresentado à ANP, que o analisará no âmbito de suas atribuições, e, concomitantemente, aos demais órgãos competentes.

§ 1º Até a aprovação ou denegação do PDI executivo, poderão ser solicitadas informações complementares pela ANP e pelos demais órgãos competentes.

§ 2º A ANP poderá solicitar informações complementares uma única vez após a análise do PDIapresentado, ressalvada a ocorrência de fatos novos ou caso as informações complementares não tenham sido satisfatórias.

Art. 14. A ANP dará publicidade ao PDI apresentado pelo contratado.

§ 1º Aaprovação ou denegação do PDI poderá ser precedida de escrutínio público, pelo prazo de trinta dias, sempre que julgado necessário.

§ 2º O escrutínio público será promovido às expensas do contratado e poderá incluir audiência presencial.

§ 3º O contratado poderá requerer a restrição de acesso para informações constantes no PDI, nos termos da Lei nº 12.527, de 18 de novembro de 2011.

Art. 15. A execução do PDI executivo não poderá ser iniciada antes da aprovação pela ANP.

§ 1º A aprovação da ANP não dispensará o contratado de atender aos condicionantes eventualmente impostos pelas demais autoridades competentes para iniciar a execução do PDI

§ 2º As operações que fazem parte da rotina operacional do sistema de produção, ainda que necessárias para a execução do descomissionamento, como as atividades de despressurização, limpeza e inertização, poderão ser realizadas independentemente da aprovação do PDI.

§ 3º No ato de aprovação do PDI, a ANP poderá solicitar a apresentação de relatórios parciais referentes às atividades a serem executadas no PDI.

§ 4º Os relatórios parciais referidos no § 3º deverão ser apresentados em períodos não inferiores a cento e oitenta dias.

Art. 16. Em caso de alterações quanto à estrutura, à conceituação técnica ou ao prazo de execução do PDI aprovado, o contratado deverá comunicá-las concomitantemente à ANP, ao órgão ambiental licenciador e, no caso de áreas marítimas, à Diretoria de Portos e Costas e à Capitania dos Portos da área de jurisdição envolvida.

Parágrafo único. As alterações referidas no caput serão avaliadas pelaANP no prazo de 30 dias para definir a necessidade de submissão de uma versão atualizada do PDI.

Art. 17. Os prazos para a ANP decidir sobre o PDI conceitual serão suspensos durante:

I - a elaboração de informações complementares pelo contratado; ou

II - a realização de escrutínio público.

Subseção I

Programa de Descomissionamento de Instalações de Exploração

Art. 18. O PDI de instalações de exploração deverá ser elaborado conforme os roteiros estabelecidos no Anexo III - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações Marítimas ou no Anexo IV - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações Terrestres.

Parágrafo único. A elaboração do PDI de instalações de exploração terrestres deverá satisfazer plenamente o programa de desativação aprovado pelo órgão ambiental que concedeu a licença ambiental da atividade.

Art. 19. O contratado deverá apresentar o PDI conceitual de instalações de exploração nos prazos estabelecidos pelo art. 10, conforme o caso.

Art. 20. A ANP decidirá sobre o PDI conceitual de instalações de exploração, inclusive naquelas utilizadas para a realização de TLD, nos seguintes prazos:

I - sessenta dias, contados da apresentação do PDI de instalações de exploração terrestres; ou

II - noventa dias, contados da apresentação do PDI de instalações de exploração marítimas.

Art. 21. O contratado deverá apresentar o PDI executivode instalações utilizadas em TLD no prazo de vinte e quatro meses, contados do término do TLD.

§ 1º Caso ainda não haja proposta definitiva quanto ao destino das instalações de exploração utilizadas em TLD na fase de exploração no momento da apresentação do PDIconceitual, o contratado deverá informar no PDI executivo o inventário de todas as instalações que integram o TLD, incluindo aquelas para as quais não haja proposta definitiva quanto à sua remoção ou aproveitamento.

§ 2º A ANP decidirá quanto à aprovação ou denegação doPDIexecutivo das instalações utilizadas em TLD no prazo de cento e oitenta dias, contados da sua apresentação.

§ 3º Ao decidir sobreo PDI executivo, a ANP manterá a decisão sobre o PDI conceitual de instalações utilizadas em TLD.

Subseção II

Programa de Descomissionamento de Instalações de Produção Instalações de produção marítimas

Art. 22. O PDIde instalações de produção marítimas deverá ser elaborado conforme o modelo estabelecido no Anexo III - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações de Instalações Marítimas.

Art. 23. O contratado deverá apresentar o PDI conceitualde instalações de produção marítimas no prazo estabelecido pelo art. 11, inciso I.

Art. 24. A ANP decidirá sobre o PDI conceitualde instalações marítimas de produção no prazo de dezoito meses, contados de sua apresentação.

Parágrafo único. No caso de indeferimento, o contratado apresentará novo PDI conceitual de instalações de produção marítimas de produção no prazo de cento e oitenta dias, contados da decisão.

Art. 25. O contratado deverá apresentar o PDI executivo de instalações marítimas no prazo de seis meses, contados da aprovação do PDI conceitual.

Art. 26. A ANP decidirá sobre o PDI executivo de instalações marítimas de produção no prazo de dezoito meses, contados de sua apresentação.

Instalações de produção terrestres

Art. 27. O PDI de instalações de produção terrestres deverá ser elaborado conforme o roteiro estabelecido no Anexo IV - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações Terrestres.

Parágrafo único. A elaboração do PDI executivo de instalações de produção terrestres deverá satisfazer plenamente o programa de desativação do empreendimento aprovado pelo órgão ambiental que concedeu a licença ambiental da atividade.

Art. 28. O contratado deverá apresentar o PDI conceitual de instalações de produção terrestres no prazo estabelecido pelo art. 11, inciso II.

Art. 29. A ANP decidirá sobre o PDI conceitual de instalações de produçãoterrestres no prazo de doze meses, contados da sua apresentação.

Parágrafo único. Na decisão referida no caput, a ANP dará prazo para a apresentação do PDI executivo de instalações de produção terrestres.

Instalações utilizadas em sistemas de produção antecipada

Art. 30. O PDIdeinstalações utilizadas em Sistemas de Produção Antecipada (SPA) deverá ser elaborado com o conteúdoestabelecido no Anexo III - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações Marítimas ou no Anexo IV - Roteiro do Programa de Descomissionamento de Instalações Terrestres, conforme o caso.

Art. 31. O contratado deverá apresentar o PDI conceitualdeinstalações utilizadas em SPA no prazo estabelecido pelo art. 11, inciso III.

§ 1º Caso ainda não haja proposta definitiva quanto ao destino de instalações de produção no momento da apresentação do PDIreferido no caput, o contratado deverá informar no PDI o inventário de todas as instalações que integram o SPA, incluindo aquelas para as quais não haja proposta definitiva quanto à sua remoção ou aproveitamento.

§ 2º A ANP decidirá sobre o PDI conceitual de instalações utilizadas em SPA no prazo de cento e oitenta dias, contados da sua apresentação.

Art. 32. O contratado deverá apresentar o PDI executivo de instalações utilizadas em SPA no prazo de vinte e quatro meses, contados do término do SPA.

Art. 33. A ANP decidirá sobre o PDI executivo de instalações utilizadas em SPAno prazo de cento e oitenta dias, contados da sua apresentação.

Parágrafo único.A ANP manterá a decisão sobre o PDIconceitual prevista no § 2º do art. 31.

Seção IV

Relatório de Descomissionamento de Instalações

Art. 34. O contratado deverá submeter o Relatório de Descomissionamento de Instalações (RDI)à ANP, conforme o roteiro estabelecido no Anexo V - Roteiro do Relatório de Descomissionamento de Instalações, no prazo de cento e oitenta dias após a conclusão da execução do PDI.

Art. 35. O RDI e os relatórios parciais referidos no § 3º do art. 15 deverão ser apresentados à ANP.

Art. 36. No caso de não cumprimento do PDI de instalações de produção,verificado pela análise do RDI ou dos relatórios parciais, a ANP poderá executar as garantias vinculadas ao descomissionamento de instalações previstas no contrato, de acordo com a regulamentação específica, sem prejuízo das sanções cominadas na legislação aplicável.

CAPÍTULO III

DESCOMISSIONAMENTO NA CESSÃO DE CONTRATOS

Art. 37. No âmbito do processo de cessão de contratos, deverão ser definidas as instalações a serem descomissionadas pelo cedente e aquelas que serão aproveitadas pelo cessionário.

Parágrafo único. Com anuência da ANP, as atividades de descomissionamento de instalações não revertidas ou alienadas poderão ser objeto de acordo entre o novo e o antigo contratados.

Art. 38. O cedente, quandoresponsável pelas atividades de descomissionamento,deverá submeter uma versão atualizada do PDI à aprovação da ANP, juntamente com o pedido de cessão de contrato.

Art. 39. Caso haja instalações a serem descomissionadas pelo cedente, deverá ser assinado um termo de compromisso entre o cedente e a ANP quando da aprovação da cessão de contrato.

§ 1º O cessionário deverá figurar como interveniente no termo de compromisso referido no caput.

§ 2º O termo de compromisso irá viger até a apresentação do RDI.

CAPÍTULO IV

INCLUSÃO DEÁREA TERRESTRESOB CONTRATO NA FASE DE PRODUÇÃO EM PROCESSO DE LICITAÇÃO

Art. 40. A ANP poderá incluir área terrestre sob contrato a ser devolvida em processo de licitação,a partir de vinte e quatro meses antes da data prevista para o término da produção.

Art. 41. A área sob contrato incluída no processo de licitação serámantida em oferta durante o prazo de doze meses.

Parágrafo único. Durante o prazo mencionado no caput, o atual contratado poderá requerer a cessão de direitos e, se esta for deferida, a área será retirada da oferta no processo licitatório.

Art. 42. A ANP disponibilizará as informações constantes no Estudo de Justificativas para o Descomissionamento(EJD), quando houver, no processo de licitação, com exceção dos Estudos de Viabilidade Econômica (EVE).

Art. 43. Ao término do processo de licitação, caso não haja assinatura de um novo contrato, o contratado deverá executar o PDI executivo apresentado à ANP, após sua aprovação.

Art. 44. Na hipótese de assinatura de um novo contrato, o atual e o futuro contratados deverão:

I - definir as instalações a serem descomissionadas pelo atual contratado, conforme o PDI aprovado pela ANP, e aquelas que serão aproveitadas pelo futuro contratado, no prazo de até noventa dias após a sessão de ofertas com vencedor da licitação; e

II -iniciar a transferência das operações,no prazo de cento e oitenta dias antes da data prevista para o término da produção.

Art. 45. O atual contratado deverá submeter uma versão atualizada do PDI à aprovação da ANPcontemplando apenas as atividades de descomissionamento sob sua responsabilidade, no prazo de cento e oitenta dias após a definição das instalações a serem descomissionadas por ele.

Art. 46. Mediante acordo e com anuência da ANP, o futuro contratadopoderá ficar responsável por executar as atividades dedescomissionamento de instalações não revertidas ou alienadas.

Art. 47. A transferência das operações deverá ser concluída até a data prevista para o término da produção.

Parágrafo único. A partir da data prevista para o término da produção, o atual contratado poderáexecutar apenas as atividades de descomissionamento pelas quais ficou responsável, conforme acordado com o futuro contratado.

Art. 48. O contrato entre a ANP e o atual contratado será resilido após a aprovação do RDI, sem prejuízo dos demais requisitos estabelecidos nesta Resolução.

CAPÍTULO V

ALIENAÇÃO E REVERSÃO DE BENS

Seção I

Alienação de Bens

Art. 49. A alienação de bens deverá ser formalizada por instrumento jurídico apropriado, conforme legislação aplicável.

§ 1º Não será permitida a alienação de poços para quaisquer fins não relacionados às atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural.

§ 2º O instrumento jurídico de alienação de bens para o proprietário de terra deverá especificar o uso pretendido do bem alienado.

Art. 50. A alienação de bens para quaisquer fins não relacionados às atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural não eximirá o contratado do cumprimento das responsabilidades estabelecidas nos itens 4.4 a 4.6 do Anexo I - Regulamento Técnico de Descomissionamento de Instalações de Exploração e de Produção.

Art. 51. Na transferência de operações, o futuro contratado deverá negociar com o atual contratado o aproveitamento das instalações existentes na área por meio de instrumento particular.

Seção II

Reversão de Bens

Art. 52. Na devolução de área, os bens reversíveis poderão passar à propriedade da União e à administração da ANP, sem ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP, como previsto no art. 28, § 1º, da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.

§ 1º A ANP manifestar-se-á sobre a reversão de bens no momento da aprovação do PDI de instalações de exploração e produção e no momento da inclusão de área terrestre sob contrato em processo de licitação na fase de produção.

§ 2º Caso não ocorra licitação da área terrestre sob contrato ou o processo de licitação não obtenha sucesso, o contratado deverá proceder ao descomissionamento dos bens declarados objeto de reversão.

Art. 53. Não serão consideradas bens reversíveis:

I - as instalações compartilhadas, a menos que se verifiquea extinção simultânea de todos os contratos a elas relacionados; e

II - as unidades de produção flutuantes.

Art. 54. Caso haja compartilhamento de instalações entre diferentes contratados, deverão ser alienadas para um dos contratados remanescentes:

I - as instalações compartilhadas;

II - a área correspondente; e

III - as vias de acesso.

Parágrafo único. Em caso de conflito de interesses na alienação das instalações compartilhadas, aplicar-se-ão os critérios elencados na cláusula que define o regime jurídico do respectivo contrato.

Art. 55. O futuro contratado poderá optar por aproveitar os bens reversíveis, assumindo, nessa hipótese,a responsabilidade por esses bens.

CAPÍTULO VI

OBRIGAÇÕES REMANESCENTES E DEVOLUÇÃO DE ÁREA

Seção I

Cumprimento das Obrigações Remanescentes da Fase de Exploração

Art. 56. A partir da data do término do contrato na fase de exploração, não será permitida a realização de atividades de exploração na área do contrato.

Parágrafo único. As atividades de descomissionamento de instalações permanecerão como obrigações remanescentes da fase de exploração.

Art. 57. Para efetivar o cumprimento das obrigações remanescentes da fase de exploração, o contratado deverá:

I - obter a aprovação do RDI; e

II - comprovara conclusão das alienações de bens.

Parágrafo único. As obrigações remanescentes serão consideradas cumpridas após a aprovação do RDI.

Art. 58. A efetivação do cumprimento das obrigações remanescentes na fase de exploração não eximirá o antigo contratado de suas obrigações legais com os proprietários da terra e com os entes municipais, estaduais e federais, bem como não implicará ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP.

Seção II

Devolução de Área na Fase de Produção

Art. 59. Para efetivar a devolução de área na fase de produção, o contratado deverá:

I - obter a aprovação do RDI; e

II - comprovara conclusão das alienações de bens.

Parágrafo único. A devolução da área ocorrerá após a aprovação do RDI.

Art. 60. Cumpridas as condições estabelecidas nesta Resolução, a ANP e o contratado assinarão um termo de resilição do contrato oficializando a devolução da área na fase de produção.

Art. 61. As obrigações do contratado quanto ao pagamento das participações governamentais cessarão a partir da resilição do contrato.

Art. 62. A resilição do contrato não eximirá o antigo contratado de suas obrigações legais com os proprietários da terra e com os entes municipais, estaduais e federais, bem como não implicará ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP.

CAPÍTULO VII

DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 63. O contratado deverá manter atualizadas as informações cadastrais de todas as instalações de exploração e de produção constantes nos bancos de dados eletrônicos da ANP, em conformidade com a regulamentação específica, até a resilição do contrato.

Art. 64. Os casos de instalações de produção com previsão de descomissionamento em prazo inferior aos estabelecidos para a apresentação do EJD e do PDI serão tratados individualmente.

Parágrafo único. O contratado deverá submeter à aprovação da ANP cronograma referente à apresentação do EJD e do PDI no prazo de noventa dias, contados da data da entrada em vigor desta Resolução.

Art. 65. O não atendimento ao disposto nesta Resolução sujeita os infratores às penalidades previstas na Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, sem prejuízo das penalidades de natureza civil e penal.

Art. 66. Ficam revogadas:

I - a Resolução ANP nº 27, de 18 de outubro de 2006;

II - a Resolução ANP nº 28, de 18 de outubro de 2006;

III - a Resolução ANP nº 25, de 24 de abril de 2014;

IV - o item 51.5 do Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural (RTDT), constante no Anexo da Resolução ANP nº 6, de 3 de fevereiro de 2011, para instalações de produção de áreas sob contrato;

V - o item 26.4 do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional de Sistemas Submarinos (SGSS), constante no Anexo da Resolução ANP nº 41, de 9 de outubro de 2015, para instalações de produção de áreas sob contrato; e

VI -os arts. 25, 26 e 27 da Resolução ANP nº 52, de 2 de dezembro de 2015, para instalações de produção não integrantes da área sob contrato.

Art. 67. Esta Resolução entra em vigor em 04 de maio de 2020.

JOSÉ GUTMAN

Diretor-Geral Interino

ANEXO I

(a que se referem os arts. 5º e 50 da Resolução ANP nº 817, de 24 de abril de 2020)

REGULAMENTO TÉCNICO DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES DE EXPLORAÇÃO E DE PRODUÇÃO

1. OBJETIVO

1.1 O objetivo deste Regulamento Técnico é estabelecer os requisitos e diretrizes para o descomissionamento de instalações em áreas sob contrato nas fases de exploração e de produção de petróleo e gás natural.

2. DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES

2.1 As instalações retiradas de operação, os equipamentos necessários à execução do descomissionamento e a área onde as instalações estão inseridas deverão ser mantidos pelo contratado em condições de segurança, com o fim de mitigar os riscos à vida humana, ao meio ambiente e aos demais usuários, até que o descomissionamento seja finalizado.

2.2 O contratado deverá elaborar estudo de análise de riscos, que deverá contemplar todas as atividades previstas no descomissionamento de instalaçõese estar concluído no prazo de noventa dias antes do início das atividades.

2.3 As instalações deverão ser limpas e descontaminadas com o fim de mitigar os riscos à vida humana, ao meio ambiente e aos demais usuários da área, respeitando os normativos aplicáveis.

2.4 O contratado deverá assegurar o adequado gerenciamento de efluentes, resíduos e rejeitos gerados, respeitando os normativos aplicáveis.

2.4.1 O contratado deverá dispor de plano de gerenciamento adequado para tratamento e disposição de material radioativo de ocorrência natural (NORM), para a eventualidade de sua ocorrência na incrustação de dutos e outros equipamentos.

3. DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES MARÍTIMAS

3.1 Quaisquer instalações deverão ser removidas da área sob contrato.

3.1.1 O alijamento de instalações no mar não será permitido.

3.1.2 A remoção parcial ou a permanência definitiva in situ de instalações poderão ser admitidas em caráter de exceção, desde que atendidos os requisitos normativos aplicáveis e devidamente justificada.

3.2 As propostas apresentadas para o descomissionamento de instalações marítimas deverão ser claras e devidamente fundamentadas, considerando a comparação de alternativas de descomissionamento, cujas análises devem adotar, no mínimo, os critérios técnico, ambiental, social, de segurança e econômico.

3.2.1 Os critérios mencionados no item 3.2 deverão considerar os seguintes aspectos:

a) técnico: avaliação da viabilidade técnica das alternativas considerando as características das instalações e as tecnologias existentes;

b) ambiental: avaliação dos riscos e dos impactos ambientais das alternativas nos ambientes marinho e terrestre;

c) social: avaliação dos impactos das alternativas às comunidades e aos demais usuários do mar e da perspectiva de variação dos postos de trabalho;

d) econômico: estimativa dos custos dos projetos das alternativas; e

e) de segurança: avaliação dos riscos das alternativas aos trabalhadores dos ambientes marítimo e terrestre, aos demais usuários do mar e a terceiros.

3.2.2 Nenhum dos critérios, isoladamente, deverá ser considerado decisivo para a definição da alternativa.

3.3 As instalações parcialmente removidas ou que permanecerem in situ não deverão causar interferências injustificadas à navegação, ao ambiente marinho e aos demais usuários do mar.

3.4 A remoção de instalações deverá observar as seguintes condições:

a) o arrasamento de poços deverá contemplar a remoção da cabeça de poço e o corte dos revestimentos a três metros abaixo do leito marinho, para poços localizados em profundidade batimétrica igual ou menor a cem metros; e

b) as demais instalações deverão ter a sua estrutura de sustentação cortada a três metros abaixo do leito marinho nas situações em que estiverem localizadas em profundidade igual ou menor que cem metros.

c) as instalações e as estruturas de sustentação parcialmente removidas deverão ser cortadas de forma a deixar uma coluna d'água desobstruída de, no mínimo, cinquenta e cinco metros.

3.5 O não atendimento às condições estabelecidas no item anterior poderá ser admitido, desde que devidamente justificado mediante comparação das alternativas de descomissionamento.

3.6 O aproveitamento de instalações ou parte delas para outros usosdeverá ser precedido por sua adequação à finalidade proposta e pela aprovação das autoridades competentes.

3.7 A saída das unidades de produção do local de operação e o deslocamento para outro destino deverão ser precedidos pelo cumprimento dos procedimentos previstos nas normas vigentes da Autoridade Marítima Brasileira, das condições estabelecidas pelo órgão ambiental competente e dos atos e resoluções ratificados pelo Brasil.

3.8 O responsável pela Unidade de Produção deverá apresentar semestralmente laudo da sociedade classificadora e carta da bandeira atestando que a Unidade possui condições satisfatórias de flutuabilidade, estanqueidade e estabilidade, durante o período de permanência dessa Unidade em águas jurisdicionais brasileiras.

3.8.1 Esses documentos deverão ser atualizados e reapresentados antes da saída da Unidade de Produção da locação e deslocamento para a sua área de destino

3.9 As instalações e as estruturas de sustentação parcialmente removidas ou que permanecerem in situ deverão ser cartografadas e sinalizadas de acordo com as normas vigentes da Autoridade Marítima Brasileira.

3.9.1 Para instalações e estruturas de sustentação parcialmente removidas ou que permanecerem in situ localizadas a uma distância vertical da superfície da água menor do que cinquenta e cinco metros deverão ser instalados sinais náuticos flutuantes cegos ou luminosos.

3.9.2 O estabelecimento e a manutenção dos sinais náuticos deverão atender ao disposto nas normas vigentes da Autoridade Marítima Brasileira.

3.10 O leito marinho deverá ser limpo de quaisquer materiais e resíduosnão biogênicos, com qualquer uma de suas dimensões superiores a um metro, depositados no entorno das instalações após a conclusão do descomissionamento.

3.10.1 Deverão ser removidos os materiais e resíduos em um raio de 100 metros ou metade da lâmina d'água da instalação, o que for maior, limitado a um raio de 500 metros ao redor das plataformas e poços. Ao longo de dutos e umbilicais deverá ser considerada uma distância de 10 m da linha.

3.11 A realização de levantamentos hidrográficos específicos, após a conclusão do descomissionamento das instalações, poderá ser exigida, conforme disposto nas normas vigentes da Autoridade Marítima Brasileira.

3.12 O PDI deverá incorporar um plano de monitoramento pósdescomissionamento, a ser apresentado à ANP, cuja elaboração deverá ser baseada em risco.

3.12.1 Na elaboração do plano de monitoramento pós-descomissionamento, o contratado deverá atender exigências de outras autoridades competentes, podendo serlhe solicitada a apresentação de relatórios de progresso das atividades de monitoramento.

3.12.2 Ao término da execução do plano de monitoramento pós descomissionamento,deverá ser submetido à ANP relatório que consolide os resultados obtidos.

4 DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES TERRESTRES

4.1 Quaisquer instalações, obras civis, estruturas e demais instalações deverão ser removidas da área sob contrato.

4.1.1 A remoção parcial ou a permanência in situ de instalações poderão ser admitidas desde que devidamente justificada.

4.1.2 A avaliação sobre a remoção de dutos situados em faixas compartilhadas deverá ser realizada conjuntamente, considerando a previsão do término da operação do último duto existente na faixa.

4.1.3 A permanência de edificações, instalações elétricas e de telecomunicações e demais obras civis poderão ser admitidas, desde que devidamente justificada.

4.1.4 Os diques e os tanques utilizados para armazenamento de resíduos e rejeitos deverão ser removidos.

4.2 O arrasamento de poços terrestres deverá observar as seguintes condições:

a) contemplar a remoção da cabeça do poço e o corte dos revestimentos e do condutor ao nível da base do antepoço; e

b) contemplar a demolição das paredes do antepoço e o aterramento de sua cavidade até o nível do terreno circundante.

4.3 As faixas de terreno onde se localizam os dutos e as vias de acesso deverão ser eliminadas e adequadas ao uso do solo no entorno, salvo justificativa em contrário.

4.4 As instalações, obras civis e estruturas deverão ser limpas e descontaminadas com o fim de mitigar os riscos à vida humana, ao meio ambiente e aos demais usuários.

4.5 As áreas associadas às atividades de descomissionamento, tais como unidades de produção e instalações de armazenamento de resíduos e rejeitos, deverão sofrer investigação abrangendo água e solo em nível superficial e subsuperficial, com o objetivo de definir a necessidade de remediação ambiental.

4.6 As áreas associadas às atividades de descomissionamento de instalações deverão ser objeto de plano de recuperação ambiental aprovado pelo órgão ambiental competente visando a sua adequação ao provável uso futuro do solo.

4.6.1 As ações de recuperação ambiental deverão observar, no mínimo, as seguintes condições:

a) remoção de todos os resíduos e rejeitos gerados durante as atividades de descomissionamento;

b) reaterro de todas as cavidades até o nível do terreno circundante;

c) revolvimento dos terraplenos, salvo justificativa em contrário;

d) regularização da drenagem porventura afetada;

e) tratamento das áreas erodidas;

f) regularização dos corpos hídricos assoreados; e

g) demais especificações estabelecidas na legislação ambiental vigente ou expedidas pelo órgão ambiental competente.

4.6.2 O plano de recuperação ambiental deverá prever, quando necessário, projeto de remediação ambiental, considerando os critérios e parâmetros definidos na legislação ambiental vigente e as exigências do órgão ambiental licenciador.

4.6.3 O plano de recuperação ambiental deverá prever, quando exigido, plano de monitoramento ambiental.

4.6.4 A execução do plano de recuperação ambiental será alvo de acompanhamento por parte da ANP, podendo ser solicitada a apresentação de relatórios intermediários ao contratado.

4.6.5 Ao término da execução do plano de recuperação ambiental,deverá ser submetido relatório das atividades realizadas à aprovação do órgão ambiental competente e à ciência da ANP.

ANEXO II

(a que se refere o art. 7º da Resolução ANP nº 817, de 24 de abril de 2020)

ROTEIRO PARA A ELABORAÇÃO DE ESTUDO DE JUSTIFICATIVAS PARA O DESCOMISSIONAMENTO

1. OBJETIVO E CAMPO DE APLICAÇÃO

O objetivo deste roteiro é orientar a elaboração do Estudo de Justificativas para o Descomissionamento (EJD) e estabelecer o seu conteúdo mínimo.

O EJD deverá conter informações com abrangência e profundidade suficientes para:

a) permitir à ANP conhecer os motivos que levaram à opção pelo descomissionamento das instalações, levando-se em conta condições do reservatório e das instalações de produção e os fatores econômicos que determinaram a inviabilidade da manutenção das operações;

b) permitir à ANP conhecer as opções ao descomissionamento das instalações estudadas e as razões detalhadas para a escolha do descomissionamento como solução adotada;

c) permitir à ANP verificar que o melhor ponto para corte econômico das unidades (término da produção) foi escolhido;

d) permitir à ANP avaliar a viabilidade de inclusão da área a ser devolvidaem consulta pública para incluí-loem outro processo de licitação; e

e) demonstrar que o contratado esteve comprometido em buscar soluções para extensão da vida útil da instalação de produção e para aumento do fator de recuperação dos reservatórios (FR), incluindo a redução de custos de projetos com alto preço de óleo de equilíbrio.

1.1. DISPOSIÇÕES GERAIS

O contratado deverá apresentar um EJD que demonstre ter analisado a possibilidade de aumento do fator de recuperação da área por meio (i) da extensão da vida útil dos equipamentos e sistemas produtivos; (ii) da substituição das instalações de produção por estruturas mais modernas e eficientes e (iii) da implementação de quaisquer outras técnicas de aumento de fator de recuperação que se apliquem ao módulo em questão e que poderiam estender a vida útil da instalação.

Para as possibilidades estudadas, o contratado deverá encaminhar os Estudos de Viabilidade Técnico-Econômica (EVTEs) realizados, bem como informar os esforços conduzidos para torná-las viáveis economicamente.

O contratado deverá demonstrar que foi diligente nas ações de redução dos custos relativos à instalação de produção a ser descomissionada, bem como na identificação de projetos que poderiam tornar a utilização da instalação viável por mais tempo, por meio do aumento da produção e da consequente otimização da infraestrutura.

O descomissionamento de instalações por limitações contratuais de afretamento deverá incluir detalhadamente os motivos da não prorrogação do contrato, bem como os estudos realizados para identificar outras soluções de desenvolvimento para a sua substituição.

1. 1. 1. CONTEÚDO MÍNIMO DO ESTUDO DAS JUSTIFICATIVAS PARA O DESCOMISSIONAMENTO

3.1 Introdução

O contratado deverá informara opção do descomissionamento solicitada:

a) descomissionamento total com devolução de área; ou

b) descomissionamento de uma instalação de produção sem projeto firme de substituição e com devolução parcial de área.

Um breve resumo da área/instalação/módulo a ser descomissionado deverá ser apresentado, incluindo minimamente os reservatórios produtores, o número de poços interligados, as características principais da instalação de produção, o início de operação e o histórico das operações no campo.

Sumariamente, devem ser descritas as opções ao descomissionamento avaliadas e os principais resultados econômicos dessas, incluindo opreço do óleode equilíbrio de cada uma.

3.2 Reservatórios e poços Descrever sucintamente os reservatórios drenados pela instalação de produção, incluindo:

a) o método de produção, de recuperação, evolução de pressão e saturações de fluidos (óleo, gás, água) ao longo da produção, FR atual e final projetado, em comparação ao originalmente estimado, a comparação dos FRs com reservatórios similares e as justificativas para diferenças a menor;

b) se os reservatórios estão sendo drenados exclusivamente pela instalação de produção a ser descomissionada;

c) para os poços em operação na área a ser descomissionada: início de operação, reservatório(s) explotado(s) ao longo da etapa de produção de seu ciclo de vida, finalidade (incluindo os períodos em que operou de cada forma), método de elevação artificial, status atual, volume recuperável atual e previsto, bem como tratamento a ser dado com o descomissionamento (arrasamento, abandono temporário, interligação a outras instalações de produção ou qualquer outro); e

d) condição de integridade de poços, linhas, equipamentos submarinos e unidades de produção.

Apresentar os upsidesexploratórios identificados nas áreas adjacentes e que poderiam ser explotados, em caso de descoberta, com a infraestrutura existente.

Especificar o raio de alcance da infraestrutura considerado.

3.3 Instalações de produção Descrever sucintamente as instalações de produção a serem descomissionadas, incluindo:

a) capacidades atuais de processamento de fluidos;

b) alterações significativas realizadas ao longo da operação do campo que impactaram nas capacidades;

c) vida útil atual da instalação de produção, vida útil original, projetos de manutenção de integridade e extensão de vida útil implementados;

d) condições de segurança e integridade das instalações de produção, indicando quais delas têm condição de continuidade operacional, bem como necessidades de manutenções, reparos e substituições para continuidade operacional; e

e) duração do contrato de afretamento, se for o caso.

3.4 Projetos avaliados

3.4.1 Oportunidades exploratórias e de reservatório O contratado deverá informar se havia projetos visando a continuidade da produção, mas que não demonstraram viabilidade conforme os critérios de decisão da empresa.
Informar ainda se foram estudados projetos de implementação de novos métodos de recuperação de hidrocarbonetos ou ampliação dos existentes, que também não alcançaram economicidade. Caso positivo, apresentar os estudos conduzidos para a redução dos maiores custos relacionados ao projeto ou para a implementação de outras ações que pudessem reverter o cenário de inviabilidade econômica. Apresentar ainda o preço do óleode equilíbrio para os cenários estudados, bem como o impacto no FR e na curva de produção, caso fossem econômicos.

3.4.2 Workovers, adensamento de malha e mudança de método de elevação O contratado deverá informar se foram avaliadas a realização de intervenções de recompletação ou restauração de poços (incluindo, por exemplo, redefinição de intervalos produtores, mudança de método de elevação, substituição de coluna de produção, limpeza do poço) e se havia previsão de projetos em carteira de perfuração de poços para adensamento de malha a serem interligados à instalação em questão.

Em caso positivo, deverá apresentar os estudos conduzidos e a justificativa para a não realização, indicando se, mesmo com a realização desses projetos, a economicidade para manutenção da instalação não seria positiva, frente ao investimento requerido. Apresentar ainda o preço do óleo de equilíbrio, o impacto no FR e na curva de produção, caso fossem econômicos Além disso, deverá apresentar se houve estudos para a redução dos maiores custos relacionados aos projetos e/ou para implementação de outras ações que pudessem reverter o cenário de inviabilidade econômica e o quanto de redução, frente ao investimento requerido, seria suficiente para reverter a economicidade da instalação de produção, estendendo a sua vida útil e postergando o seu descomissionamento.

Para os poços interligados à instalação de produção a ser descomissionada, o contratado deverá informar se há poços produzindo abaixo do seu potencial ou fechados por inviabilidade econômica de intervenção, apresentando as justificativas técnicas e econômicas para cada uma das situações.

3.4.3 Novas tecnologias O contratado deverá apresentar as tecnologias que foram avaliadas visando a continuidade da produção da concessão.

3.4.4 Extensão de vida útil ou substituição de instalações de produção O contratado deverá apresentar um estudo que demonstre ter analisado as possibilidades de (i) extensão de vida útil das instalações de produção; (ii) substituição de instalações de produção com capacidades de processamento mais adequadas às produções de fluidos atuais e previstas; (iii) substituição por instalações mais modernas e eficientes.

As análises para a tomada de decisão quanto à extensão da vida útil deverão considerar a regulamentação pertinente, bem como os padrões e as melhores práticas da indústria de petróleo e gás natural.

3.4.5 Outros usos

O contratado deverá informar se avaliou outras formas de uso das instalações de produção, como geração de energia, captura e estocagem de CO2, bem como os resultados dessa avaliação.

3.5 Impactos do descomissionamento das instalações O contratado deverá apresentar uma análise de impacto do descomissionamento das instalações, considerando os reservatórios, campos e/ou instalações de produção que compartilham ou poderiam compartilhar a infraestrutura, os upsides exploratórios e se a instalação de produção faz parte de rotas de escoamento de outras instalações.

3.6 Data do término da produção Apresentar a avaliação realizada para definição do melhor ponto para o término da produção (corte econômico das instalações de produção) e uma análise de sensibilidade que demonstre a variação dessa data a partir da variação das premissas consideradas.

A cada ano, caso haja eventos que modifiquem as premissas dos estudos (aumento do valor do barril do petróleo, descobertas exploratórias, redução de custos na cadeia de fornecimentos de bens e serviços, etc.), o contratado deverá revisar seus estudos, comunicando os resultados à ANP por meio do Programa Anual de Produção (PAP).

3.7 Análise econômica Apresentar as análises econômicas realizadas para as diferentes possibilidades estudadas, incluindo o preço do óleo de equilíbrio, os investimentos, os custos operacionais, as receitas, as participações governamentais e demais tributos e as curvas de produção. Comprovar economicamente que o descomissionamento das instalações é a opção mais adequada.

ANEXO III

(a que se referemo inciso XX do art. 2º e os arts.18, 22 e 30 da Resolução ANP nº 817, de 24 de abril de 2020)

ROTEIRO DO PROGRAMA DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES MARÍTIMAS

No Programa de Descomissionamento de instalações marítimas, deverão ser indicados o número, a data e o escopo da versão e os responsáveis pela sua elaboração e aprovação no âmbito do contratado. Essa demanda também se aplica aos estudos e planos associados, definidos no item 8 deste roteiro.

O PDI de instalações marítimas deverá incorporar, no mínimo, a estrutura e os itens definidos a seguir.

Os itens que não forem aplicáveis às instalações de exploração deverão ser preenchidos com a expressão "não aplicável" ou por um texto que justifique a sua não aplicação.

1. REFERÊNCIA

Apresentar as seguintes informações para a identificação do contexto em que está inserido o PDI:

a) contratado;

b) número do contrato;

c) área(s) sob contrato;

d) bacia sedimentar;

e) lâmina d'água mínima, média e máxima (m);

f) distância mínima da costa (km);

g) data de início da produção;

h) data de previsão de término da produção;

i) tipo de descomissionamento (parcial, parcial com devolução de área ou total com devolução de área);

j) tipologias de instalações contempladas no PDI (poços, linhas, unidades de produção, equipamentos, outras instalações);

k) processos de licenciamento no órgão ambiental licenciador; e

l) licenças ambientais do empreendimento (identificação, escopo e prazo de validade).

2. MOTIVAÇÕES PARA O DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES

Apresentar a síntese das motivações que levaram o contratado a solicitar o descomissionamento de instalações.

3. INVENTÁRIO DAS INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO A SEREM DESCOMISSIONADAS

Apresentar descrição detalhada das instalações de exploração e produção a serem descomissionadas, conforme definido a seguir. Quando o descomissionamento envolver uma unidade de produção, todas as instalações que a elaestiveram associadas também deverão ser contempladas no PDI.

As informações a serem apresentadas devem estar em acordo com aquelas constantes nos bancos de dados eletrônicos da ANP, tais como o Sistema de Informações Gerenciais de Exploração e Produção (SIGEP) e o Sistema do Poço ao Posto (DPP) ou supervenientes.

3.1 Poços Apresentar a descrição dos poços indicando:

a) nome do poço, conforme cadastrado na ANP;

b) área sob contrato associada ao poço;

c) unidade de produção associada ao poço;

d) lâmina d'água (m);

e) latitude e longitude, conforme padrão ANP-4C ou superveniente;

f) tipo de completação (seca ou molhada);

g) finalidade, conforme Resolução ANP nº 699, de 6 de setembro de 2017, ou superveniente;

h) status atual, conforme Resolução ANP nº 699, de 2017, ou superveniente;

i) data do término da perfuração; e

j) data do término do abandono temporário, abandono permanente ou arrasamento, quando aplicável.

3.2 Unidades de Produção Marítimas

3.2.1 Descrição Apresentar as seguintes informações referentes às unidades de produção:

a) nome da unidade de produção;

b) código da unidade de produção;

c) classificação da unidade de produção;

d) proprietário;

e) operador da instalação;

f) data de término do contrato de afretamento, quando aplicável;

g) ano de construção e ano de conversão;

h) massa (t) na condição de descomissionamento;

i) calado máximo (m);

j) áreas sob contrato atendidas pela unidade de produção;

k) profundidade batimétrica (m);

l) distância da costa (km);

m) latitude e longitude, conforme padrão ANP-4C, ou superveniente; e

n) sistema de escoamento da produção (dutos ou navios aliviadores).

3.2.2 Módulos Apresentar as seguintes informações referentes a cada módulo das unidades de produção:

a) dimensões (m) e massa na condição de descomissionamento (t); e

b) sistemas e equipamentos existentes.

3.2.3 Sistema de manutenção de posição ou de sustentação Apresentar as seguintes informações referentes ao sistema de manutenção de posição ou de sustentação das unidades de produção:

a) tipo;

b) elementos e arranjos;

c) dimensões (m) e massa na condição de descomissionamento (t) dos elementos;

d) profundidade batimétrica dos elementos; e

e) latitude e longitude, conforme padrão ANP-4C, ou superveniente.

3.3 Dutos Apresentar as seguintes informações referentes aos dutos ou trechos de dutos:

a) tipo do duto;

b) nome e código de identificação;

c) nome e código da origem;

d) nome e código do destino;

e) ano de instalação;

f) extensão total (m);

g) extensão dos trechos riser e flowline (m);

h) extensão dos trechos aflorados e enterrados (m);

i) diâmetro nominal (pol);

j) tipo de estrutura (rígido, flexível, polimérico ou híbrido);

k) massa totalpor trecho (t);

l) elementos de estabilização;

m) vãos livres;

n) produto movimentado;

o) profundidade batimétrica da origem e do destino (m);

p) profundidade estimada de enterramento;

q) situaçãooperacional (incluindo informações sobre a situação de conexão do duto em suas extremidades);

r) condição de limpeza dos dutos inativos e data de execução;

s) condição de tamponamento dos dutos inativos;

t) aspectos de destaque que possam influenciar o planejamento do descomissionamento (cruzamentos, interligações, interferências com linhas ativas, etc.);

u) datas das inspeções que deram origem às informações solicitadas nos itens anteriores; e

v) arquivo de localização georreferenciada dos dutos, segundo o Padrão ANP 4C ou superveniente.

O percentual de enterramento estimado solicitado no item "p" deverá ter como referência a geratriz inferior do duto.

As informações solicitadas deverão vir acompanhadas de diagrama do traçado do duto indicando a extensão e a lâmina d'água dos trechos enterrados e aflorados.

3.4 Demais equipamentos do sistema submarino Apresentar as seguintes informações referentes aos demais equipamentos do sistema submarino, incluindo aqueles utilizados para manutenção de posição e de sustentação:

a) tipo;

b) sigla e código de identificação;

c) dimensões (m) e massa (t);

d) lâmina d'água (m);

e) latitude e longitude, conforme padrão ANP-4C ou superveniente;

f) situação operacional (operante ou inativo);

g) condição e data da última limpeza dos equipamentos inativos; e

h) condição de tamponamento dos equipamentos inativos.

3.5 Registros fotográficos, mapas e diagramas Apresentar os seguintes documentos:

a) registros fotográficos atualizados das instalações de produção a serem descomissionadas,com identificação da data de realização dos registros;

b) mapas, dados e informações georreferenciados contendo a localização de todas as instalações de produção existentes na área onde estão inseridas as instalações a serem descomissionadas, destacando aquelas que são alvo do PDI; e

c) diagrama unifilar de interligação de instalações de produção existentes na área onde se encontram inseridas as instalações a serem descomissionadas.

As informações solicitadas no item "b" deverão ser apresentadas em forma digital conforme o padrão ANP4C ou superveniente.

3.6 Intervenções em poços Descrever as intervenções em poços previstas de ocorrer durante o descomissionamento, as quais deverão estar contemplados nas análises de risco operacional.

3.7 Materiais, resíduos e rejeitos presentes nas instalações Apresentar as seguintes informações referentes aos materiais, resíduos e rejeitos presentes nas instalações de produção, tais como hidrocarbonetos, produtos químicos e rejeitos radioativos:

a) identificação;

b) origem;

c) localização (por instalação de produção);

d) massa estimada (t); e

e) composição estimada.

3.8 Materiais, resíduos e rejeitos depositados no leito marinho Apresentar as seguintes informações referentes aos materiais, resíduos e rejeitos depositados no leito marinho do entorno das instalações, tais como sucatas e cascalho de perfuração:

a) identificação;

b) lâmina d'água (m);

c) latitude e longitude, conforme padrão ANP-4C ou superveniente;

d) massa (t); e

e) composição estimada.

4. CARACTERIZAÇÃO E AVALIAÇÃO DAS ALTERNATIVAS DE DESCOMISSIONAMENTO

Apresentar as seguintes informações e documentos:

a) detalhamento das alternativas de descomissionamento por instalação; e

b) estudo de comparação das alternativas de descomissionamento considerando, no mínimo, os critérios definidos no item 3.2 do Regulamento Técnico de Descomissionamento de Instalações de Exploração e de Produção.

O estudo de comparação de alternativas deverá ser apresentado na íntegra e incorporar todas as informações necessárias à sua elaboração, as análises técnicas e a definição objetiva das alternativas selecionadas por instalação de produção.

5. PROJETO DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES

A partir das alternativas selecionadas por instalação, apresentar o Projeto de Descomissionamento de Instalações, conforme definido a seguir.

5.1 Poços Para cada poço contemplado no PDI, apresentar:

a) nome do poço;

b) status final previsto, conforme Resolução ANP nº 699, de 6 de setembro 2017, ou superveniente; e

c) equipamentos que não serão removidos e respectiva altura acima do leito marinho, quando aplicável.

5.2 Demais instalações Para cada instalação contemplada no PDI, descrever:

a) alternativa de descomissionamento selecionada;

b) atividades de descomissionamento previstas (tais como içamento, corte, desmontagem, transporte de estruturas, atividades de mergulho, desconexão do sistema de ancoragem, despressurização, drenagem, limpeza e inertização);

c) infraestrutura necessária à execução das atividades de descomissionamento (tais como embarcações a serem utilizadas e bases de apoio às atividades);

d) destinação final;

f) locais de armazenamento temporário e destinação final, quando aplicável; e

g) identificação visual e sinalização noturna da unidade de produção durante o descomissionamento.

Para o caso de dutos que serão assentados no leito marinho, mesmo que temporariamente, deverá ser apresentada a proposta de rota de assentamento, a qual deve considerar informações sobre a caracterização dos meios físico e biótico do ambiente marinho.

5.3 Informações específicas Apresentar o conjunto de informações, conforme definido a seguir.

5.3.1 Unidades de produção Para cada unidade de produção contemplada no PDI, informar:

a) sequência de desmontagem e retirada dos equipamentos da unidade de produção;

b) rotas definidas para o desembarque dos equipamentos;

c) listagem dos equipamentos que serão mantidos operacionais para as etapas de despressurização dos poços, escoamento de fluidos e limpeza de vasos, tubulações e dutos; e

d) listagem de novos equipamentos que serão instalados exclusivamente para a execução das atividades de descomissionamento.

5.3.2 Procedimentos operacionais Informar os procedimentos operacionais já existentes e a serem elaborados para o descomissionamento de instalações.

5.4 Cronograma Apresentar cronograma detalhado por instalação de produção, informando a janela de execução e incorporando todas as etapas e atividades previstas.

5.5 Estimativa de custos Apresentar estimativa de custos, conforme definido a seguir:

a) por instalação, para cada atividade prevista; e

b) consolidada por macroatividades, tais como gerenciamento de projeto, abandono e arrasamento de poços, preparação das instalações para o descomissionamento, remoção de unidade de produção, remoção de linhas, remoção de demais estruturas do sistema submarino, destinação de materiais, resíduos e rejeitos, monitoramento, entre outros.

Informar, para posterior análise de pertinência, quais informações deverão ser qualificadas como confidenciais.

6. ESTUDOS E PLANOS ASSOCIADOS

Em conjunto com o Projeto de Descomissionamento de Instalações, apresentar os estudos indicados a seguir.

6.1 Memorial descritivo do projeto de auxílios à navegação Apresentar o memorial descritivo necessário ao estabelecimento de auxílios à navegação, conforme estabelecido nas normas vigentes da Autoridade Marítima Brasileira.

6.2 Plano de monitoramento pós-descomissionamento Apresentar o plano de monitoramento pós-descomissionamento, quando for exigido.

ANEXO IV

(a que se referemo inciso XX do art. 2º e os arts.18,27 e 30 da Resolução ANP nº 817, de 24 de abril de 2020)

ROTEIRO DO PROGRAMA DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES TERRESTRES

No Programa de Descomissionamento de instalações terrestres, deverão ser indicados o número, a data e o escopo da versão e os responsáveis pela sua elaboração e aprovação no âmbito do contratado. Essa demanda também se aplica ao Plano de Recuperação Ambiental, definido no item 8 deste Roteiro.

O PDI de instalações terrestres deverá incorporar, no mínimo, a estrutura e os itens definidos a seguir.

Os itens que não forem aplicáveis às instalações de exploração deverão ser preenchidos com a expressão "não aplicável" ou por um texto que justifique a sua não aplicação.

1. REFERÊNCIA

Apresentar as seguintes informações para a identificação do contexto em que está inserido o PDI:

a) contratado;

b) número do contrato;

c) área(s) sob contrato;

d) bacia sedimentar;

e) localização (estado e município);

f) data de início da produção;

g) data de previsão de término da produção;

h) tipo de descomissionamento (parcial, parcial com devolução de área ou total com devolução de área);

i) tipologias de instalações contempladas no PDI (poços, linhas, unidades de produção, equipamentos, outras instalações);

j) processos de licenciamento no órgão ambiental licenciador; e

k) licenças ambientais do empreendimento (identificação, escopo e prazo de validade).

2. MOTIVAÇÕES PARA O DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES

Apresentar a síntese das motivações que levaram o contratado a solicitar o descomissionamento de instalações.

3. INFORMAÇÕES AMBIENTAIS BÁSICAS

Apresentar as seguintes informações e documentos:

a) proprietário da área onde se localizam as instalações a serem descomissionadas;

b) mapas, dados e informações georreferenciados das áreas onde estão localizadas as instalações a serem descomissionadas e do seu entorno, devendo constar corpos hídricos, áreas protegidas, uso do solo e localização das instalações de produção a serem descomissionadas; e

c) uso futuro da área onde estão localizadas as instalações a serem descomissionadas.

4. INVENTÁRIO DAS INSTALAÇÕES A SEREM DESCOMISSIONADAS

Apresentar descrição detalhada das instalações a serem descomissionadas, conforme definido a seguir. Quando o descomissionamento envolver uma unidade de produção, todas as instalações que estiveram associadas à referida unidade também deverão ser contempladas no PDI.

As informações a serem apresentadas devem estar em acordo com aquelas constantes nos bancos de dados da ANP, tais como o Sistema de Informações Gerenciais de Exploração e Produção (SIGEP) e o Sistema do Poço ao Posto (DPP) ou supervenientes.

4.1 Locações de poços

4.1.1 Descrição Apresentar as seguintes informações:

a) área (m2);

b) localização (Estado e Município);

c) identificação da propriedade onde se situa a locação de poço e do respectivo proprietário;

d) acessos (m) e responsável pela construção dos acessos (contratado ou proprietário);

e) número de poços;

f) número de tanques;

g) edificações, estruturas, instalações elétricas e de telecomunicações e demais obras civis e respectivas finalidades;

h) plataforma de carregamento de petróleo;

i) sistema de drenagem;

j) taludes (vegetado, parcialmente vegetado ou não vegetado);

k) corpos hídricos no entorno e suas respectivas condições de drenagem (perene, intermitente) e de assoreamento; e

l) uso e ocupação do solo no entorno (agrícola, urbana, industrial).

4.1.2 Poços Apresentar descrição dos poços indicando:

a) nome do poço, conforme cadastrado no banco de dados da ANP;

b) finalidade, conforme Resolução ANP nº 699, de 6 de setembro de 2017, ou superveniente;

c) status atual, conforme Resolução ANP nº 699, de 6 de setembro 2017, ou superveniente;

d) cota do terreno;

e) data do término da perfuração; e

f) data do término do abandono temporário, abandono permanente ou arrasamento, quando aplicável.

4.1.3 Dutos de coleta Apresentar as seguintes informações referentes aos dutos ou trechos de duto que tenham como origem ou destino a locação de poço:

a) tipo do duto;

b) nome e código de identificação;

c) nome e código da origem;

d) nome e código do destino;

e) ano de instalação;

f) extensão total (m);

g) extensão dos trechos aéreos, enterrados e submersos (m);

h) diâmetro nominal (pol);

i) tipo de estrutura (rígido, flexível, polimérico ou híbrido);

j) massa total por trecho (t);

k) produto movimentado;

l) condição atual de enterramento (profundidade estimada de enterramento);

m) situação;

n) condição e data da última limpeza;

o) condição de tamponamento; e

p) arquivo de localização georreferenciada dos dutos, segundo o Padrão ANP 4C ou superveniente.

4.2 Unidades de produção terrestres

4.2.1 Descrição Apresentar as seguintes informações referentes às unidades de produção:

a) nome da unidade de produção;

b) código da unidade de produção;

c) classificação da unidade de produção;

d) operador da instalação;

e) ano de construção;

f) áreas sob contrato atendidas pela unidade de produção;

g) área (m2);

h) localização (Estado e Município);

i) identificação da propriedade onde se situa a locação de poço e do respectivo proprietário;

j) acessos (m) e responsável pela construção dos acessos (contratado ou proprietário);

k) edificações, estruturas, instalações elétricas e de telecomunicações e demais obras civis e respectivas finalidades;

l) plataforma de carregamento e recebimento de petróleo;

m) sistema de drenagem;

n) taludes (vegetado, parcialmente vegetado ou não vegetado);

o) corpos hídricos no entorno e suas respectivas condições de drenagem (perene, intermitente) e de assoreamento; e

p) uso e ocupação do solo no entorno (agrícola, urbana, industrial).

4.2.2 Sistemas Apresentar informações gerais sobre os sistemas e equipamentos existentes.

4.3 Dutos de escoamento Apresentar as seguintes informações referentes aos dutos ou trechos dos dutos de escoamento:

a) tipo do duto;

b) nome e código de identificação;

c) nome e código da origem;

d) nome e código do destino;

e) operador;

f) ano de instalação;

g) extensão total (m);

h) extensão dos trechos aéreos, enterrados e submersos (m);

i) diâmetro nominal (pol);

j) tipo de estrutura (rígido, flexível, polimérico ou híbrido);

k) massa total por trecho (t);

l) produto movimentado;

m) condição atual de enterramento (profundidade estimada de enterramento);

n) situação;

o) condição e data da última limpeza;

p) condição de tamponamento;

q) cruzamentos e travessias;

r) compartilhamento de faixa (quantidade de dutos, situação dos dutos, extensão dos trechos onde há compartilhamento de faixa e espaçamento entre os dutos); e

s) áreas erodidas no entorno do duto.

4.4 Gerenciamento de resíduos, rejeitos e efluentes Apresentar informações gerais referentes às instalações associadas ao tratamento e armazenamento de resíduos, rejeitose efluentes produzidos pelas atividades dedescomissionamento, especificando:

a) identificação e estimativa de quantidade de materiais produzidos, especificada por classe conforme aABNT NBR 10004/2004; e

b) nome e localização das instalações de armazenamento ou tratamento.

4.5 Recuperação ambiental Descrever as áreas em processo de recuperação ambiental ou para as quais já se identificou tal necessidade. Deverão ser consideradas todas as áreas localizadas no ringfenceda área sob contrato, incluindo aquelas que não estão diretamente associadas às instalações, mas que tenham sido diretamente ou indiretamente impactadas pela atuação do contratado.

4.6 Registros fotográficos e mapas esquemáticos Apresentar os seguintes documentos:

a) registros fotográficos atualizadosdas áreas e instalações a serem descomissionadas e daquelas consideradas descomissionadas, com identificaçãoda data de realização dos registros;

b) mapas, dados e informações georreferenciados contendo a localização de todas as instalações de produção existentes na área onde estão inseridas as instalações a serem descomissionadas, destacando aquelas que são alvo do PDI; e

c) esquemáticos das instalações de produção existentes na área onde estão localizadas as instalações a serem descomissionadas.

As informações solicitadas no item "b" deverão ser fornecidas em meio digital conforme o padrão ANP4C ou superveniente.

5. PROJETO DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES

Apresentar o detalhamento das propostas de descomissionamento para todas as instalações a serem descomissionadas, conforme definido a seguir.

5.1 Poços Para cada poço contemplado no PDI, apresentar:

a) nome do poço;

b) status final previsto, conforme Resolução ANP nº 699, de 6 de setembro de 2017, ou superveniente; e

c) estruturas que não serão removidas, quando aplicável.

5.2 Demais instalações Para cada instalação contemplada no PDI, descrever a alternativa de descomissionamento selecionada com a respectiva justificativa para as instalações cuja proposta seja a remoção parcial ou a permanência in situ.

6. PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS

Informar os procedimentos operacionais já existentes e a serem elaborados para o descomissionamento de instalações.

7. PLANO DE RECUPERAÇÃO AMBIENTAL

Apresentar à ANP o plano de recuperação ambiental para a área sob contrato, incluindo aquelas que não estão diretamente associadas às instalações, mas que tenham sido diretamente ou indiretamente impactadas pela atuação do contratado, na forma apresentada ao órgão ambiental licenciador.

8. CRONOGRAMA

Apresentar cronograma detalhado por instalação de produção, informando as janelas de execução e incorporando todas as etapas e atividades previstas.

9. ESTIMATIVA DE CUSTOS

Apresentar estimativa de custos, conforme definido a seguir:

a) por instalação, para cada atividade prevista; e

b) consolidada por macroatividades, tais como gerenciamento de projeto, abandono e arrasamento de poços, preparação das instalações para o descomissionamento, remoção de unidade de produção, remoção de linhas, destinação de materiais, resíduos e rejeitos, recuperação ambiental, entre outros.

Informar, para posterior análise de pertinência, quais informações deverão ser qualificadas como confidenciais.

ANEXO V

(a que se refere o art. 34 da Resolução ANP nº 817, de 24 de abril de 2020)

ROTEIRO DO RELATÓRIO DE DESCOMISSIONAMENTO DE INSTALAÇÕES

No Relatório de Descomissionamento de Instalações (RDI), deverão ser indicados o número, a data e o escopo da versão e os responsáveis pela sua elaboração e aprovação no âmbito do contratado.

O RDI deverá incorporar, no mínimo, a estrutura e os itens definidos a seguir. Os relatórios parciais deverão conter somente as informações constantes nos itens 1, 2, 3 e 4 deste Anexo.

1. REFERÊNCIA

Apresentar as seguintes informações para a identificação do contexto no qual está inserido o RDI:

a) contratado;

b) número do contrato;

c) área(s) sob contrato; e

d) número da revisão aprovada do PDI.

2. DESCRIÇÃO DAS ATIVIDADES DE DESCOMISSIONAMENTO REALIZADAS

Descrever as atividades de descomissionamento de instalações realizadas, especificando por tipologia de instalação conforme definido a seguir:

a) unidades de produção;

b) dutos;

c) demais sistemas, instalações, equipamentos, estruturas e obras civis; e

d) poços.

Para cada poço contemplado no PDI, apresentar:

a) nome do poço;

b) status final previsto, conforme Resolução ANP nº 699, de 6 de setembro de 2017, ou superveniente; e

c) estruturas que não serão removidas, quando aplicável.

Adicionalmente, para os poços na área do contrato abandonados permanentemente antes da execução do PDI:

a) apresentar desenho esquemático de abandono do poço, indicando a norma utilizada à época do abandono permanente;

b) informar os intervalos onde há aquíferos, reservatórios de hidrocarbonetos e camadas com potencial de fluxo; e

c) informar se a árvore de natal e a cabeça de poço foram removidos e a profundidade na qual os revestimentos foram cortados.

Se foremidentificados desvios em relação ao regulamento utilizado, deverá ser efetuada a análise da criticidade de tais desvios frente aos aspectos de segurança do poço.

Para os poços que foram abandonados de acordo com o Regulamento Técnico do SGIP, de 7 de novembro de 2016, com a documentação comprobatória enviada conforme a Resolução ANP nº 699, de 2017, é dispensado o atendimento aos itens "a" e "b".

Apresentar registros fotográficos e imagens da área onde as instalações estiveram ou que permaneceram in situ, com identificação da data de realização dos registros.

Apresentar registros fotográficos e imagens das instalações que permaneceram in situ, com identificação da data de realização dos registros.

Apresentar mapas, dados e informações georreferenciados das instalações removidas e das instalações que permaneceram in situ. Os dados georreferenciados referentes às instalações removidas e às instalações que permanecerem in situdeverão ser apresentados em arquivos distintos, conforme o padrão ANP4C ou superveniente.

Destacar e justificar as alterações realizadas em relação à versão aprovada do PDI, incluindo as atividades realizadas e não previstas no programa aprovado.

Informar as alienações e reversões de bens realizadas e os usos das instalações.

3. CRONOGRAMA

Apresentar o cronograma realizado por instalação, incorporando todas as etapas e atividades realizadas.

4. CUSTOS

Apresentar os custos realizados, conforme definido a seguir:

a) por instalação, para cada atividade realizada; e

b) consolidada por macroatividades, tais como gerenciamento de projeto, abandono e arrasamento de poços, preparação das instalações para o descomissionamento, remoção de unidade de produção, remoção de linhas, remoção de demais instalações, destinação de materiais, resíduos e rejeitos, recuperação ambiental, monitoramento, entre outros.

Justificar as diferenças significativas de custos entre o previsto no PDI e o realizado.

5. REPRESENTAÇÃO EM CARTA NÁUTICA

Apresentar os documentos definidos a seguir, conforme estabelecido nas normas vigentes da Autoridade Marítima Brasileira.

5.1 Plantas de localização Representar em carta náutica as instalações e estruturas que permanecerem in situ. A escala deverá ser suficiente para permitir uma interpretação fácil e clara das estruturas a serem representadas.

Geralmente, são utilizadas escalas de 1:10.000 a 1:50.000. A planta de localização deverá conter:

a) identificação do datum em SIRGAS 2000;

b) identificação da escala utilizada;

c) representação da rede geográfica (latitude/longitude), com a identificação das coordenadas geográficas;

d) representação do perímetro das instalações e arranjos submarinos que permanecerem in situ ou, se em função de suas dimensões isto não for possível, a indicação da sua posição;

e) representação do traçado dos dutos submarinos, contendo as coordenadas dos pontos junto às margens e dos pontos de inflexão; e

f) representação das instalações e estruturas que permanecerem in situ acima do nível do mar.

5.2 Planta de situação Representar em carta náutica as instalações e estruturas que permanecerem in situ com o maior detalhamento possível, caracterizando-as em relação às áreas circunvizinhas, em escalas entre 1:500 a 1:2.000.

6. COMPROVAÇÃO DAS ALIENAÇÕES REALIZADAS

Apresentar os documentos definidos a seguir:

a) instrumento jurídico das alienações de bens realizadas, contendo a especificaçãodo uso futuro do bem alienado informado pelo comprador; e

b) autorizações das autoridades competentes.