Publicado no DOU em 5 set 2014
Define termos relacionados com os recursos e reservas de Petróleo e Gás Natural; estabelece diretrizes para a elaboração do Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR); aprova o Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural (RTR), documento anexo que estabelece critérios para sua estimativa, classificação e categorização.
A Diretora-Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, no uso de suas atribuições legais, tendo em vista a Resolução de Diretoria nº 928, de 27 de agosto de 2014 e o disposto no art. 8º, incisos XII e XXII, da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997,
Considerando a atribuição legal da ANP de acompanhar e fiscalizar as atividades da indústria do petróleo, torna público o seguinte ato:
Art. 1º O objeto desta Resolução é:
a) Definir termos relacionados com os recursos e reservas de Petróleo e Gás Natural;
b) Estabelecer diretrizes para a elaboração do Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR);
c) Aprovar o Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural (RTR), documento anexo que estabelece critérios para sua estimativa, classificação e categorização.
Art. 2º Para os fins previstos nesta Resolução e Regulamento, consideram-se, além das definições contidas na Lei nº 9.478/1997, na Lei nº 11.909/2009, na Lei 12.276/2010, na Lei nº 12.351/2010 e nos respectivos Contratos para Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, as seguintes definições:
I - Acumulação: Ocorrência natural de Petróleo ou Gás Natural em um Reservatório.
II - Área sob Contrato: Bloco ou Campo objeto de um Contrato de Concessão, Contrato de Cessão Onerosa ou Contrato de Partilha de Produção.
III - Estoque de Gás Natural: Excedente entre a Injeção Acumulada de Gás Natural e a Produção Acumulada de Gás Natural do Campo por Reservatório, na data de referência do BAR.
IV - Gás Natural: Todo e qualquer hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente de Reservatórios petrolíferos ou gaseíferos ou obtidos através de processamento, incluindo gás sintético.
V - Injeção Acumulada de Gás Natural: Quantidade de Gás Natural injetada nos Reservatórios do Campo até a data a que se refere esta Injeção.
VI - Petróleo: Todo e qualquer hidrocarboneto em fase líquida, em seu estado natural ou obtido através processamento, a exemplo de óleo cru, condensado e óleo sintético.
VII - Petroleum Resources Management System (PRMS): Sistema de classificação dos Recursos petrolíferos, patrocinado por diversas entidades internacionais como a SPE (Society of Petroleum Engineers), AAPG (American Association of Petroleum Geologists), WPC (World Petroleum Council), SPEE (Society of Petroleum Evaluation Engineers) e SEG (Society of Exploration Geophysicists), reconhecido como referência para a indústria de petróleo e gás mundial.
VIII - Produção Acumulada: Quantidade de Petróleo e Gás Natural produzida dos Reservatórios do Campo até a data a que se refere esta Produção.
IX - Recursos Contingentes: Quantidade de Petróleo ou Gás Natural potencialmente recuperável, de Reservatórios descobertos, por meio de projetos de Desenvolvimento, mas cuja Produção, na data de referência do BAR, não é comercialmente viável devido a uma ou mais contingências.
X - Recursos Convencionais: Acumulação de Petróleo e Gás Natural em uma estrutura geológica ou condição estratigráfica, tipicamente limitada por um contato inferior com um aquífero, e significativamente afetada por influências hidrodinâmicas, tal como a flutuabilidade do Petróleo na água.
XI - Recursos não Convencionais: Acumulação de Petróleo e Gás Natural que, diferentemente dos hidrocarbonetos convencionais, não é afetada significativamente por influências hidrodinâmicas e nem é condicionada à existência de uma estrutura geológica ou condição estratigráfica, requerendo, normalmente, tecnologias especiais de extração, tais como poços horizontais ou de alto ângulo e fraturamento hidráulico ou aquecimento em retorta. Incluem-se nessa definição o Petróleo extrapesado, o extraído das areias betuminosas ("sand oil" ou "tar sands"), dos folhelhos oleíferos ("shale oil"), dos folhelhos ricos em matéria orgânica ("oil shale" ou xisto betuminoso) e das formações com baixíssima porosidade ("tight oil"). Consideramse, também, na definição, o gás metano oriundo de carvão mineral ("coal bed methane" ou "coal seam gas") e de hidratos de metano, bem como o Gás Natural extraído de folhelhos gaseíferos ("shale gas") e de formações com baixíssima porosidade ("tight gas").
XII - Recursos Prospectivos: Quantidade de Petróleo ou Gás Natural que, em uma determinada data, é potencialmente recuperável a partir de Acumulações não descobertas, porém passíveis de ser objeto de futuros projetos de Desenvolvimento. Possuem tanto a possibilidade associada à Descoberta, quanto ao Desenvolvimento e são subdivididos de acordo com o nível de certeza associado à possibilidade de serem produzidos.
XIII - Reservas: Quantidades de Petróleo e Gás Natural estimadas de serem comercialmente recuperáveis através de projetos de explotação de Reservatórios descobertos, a partir de uma determinada data, sob condições definidas. Para que volumes sejam classificados como Reservas, os mesmos devem ser descobertos, recuperáveis, comerciais e remanescentes, na data de referência do BAR, com base em projetos de explotação. Os volumes de Reserva são categorizados de acordo com o nível de incerteza.
XIV - Reservas Desenvolvidas: Quantidade de Petróleo ou Gás Natural que se espera produzir a partir dos poços já perfurados, incluindo as de Reservatórios descobertos e não canhoneados. As Reservas de recuperação melhorada são consideradas desenvolvidas somente quando os equipamentos necessários tenham sido instalados ou quando os custos para fazê-lo são relativamente pequenos quando comparados com o custo de um poço.
XV - Reservas Não Desenvolvidas: Quantidade de Petróleo ou Gás Natural que se espera recuperar por investimentos futuros, em Reservatórios descobertos, na data de referência do BAR: (1) em novos poços em áreas não perfuradas; (2) em aprofundamento de poços existentes para atingir um Reservatório diferente; (3) em adensamento de malha de poços para aumentar a recuperação; (4) de valores relativamente altos (quando comparados com o custo de um novo poço na área) para (a) recompletar um poço existente ou (b) para instalar sistemas de Produção ou transporte de projetos de recuperação primária ou suplementar.
XVI - Reservas Possíveis: Quantidade de Petróleo ou Gás Natural que a análise de dados de geociências e de engenharia indica como menos provável de se recuperar do que as Reservas Prováveis. Quando são usados métodos probabilísticos, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja maior ou igual à soma das estimativas das Reservas Provada, Provável e Possível deverá ser de pelo menos 10%.
XVII - Reservas Provadas: Quantidade de Petróleo ou Gás Natural que a análise de dados de geociências e engenharia indica com razoável certeza, como recuperáveis comercialmente, na data de referência do BAR, de Reservatórios descobertos e com condições econômicas, métodos operacionais e regulamentação governamental definidos. Se forem usados métodos determinísticos de avaliação, o termo "razoável certeza" indica um alto grau de confiança de que a quantidade será recuperada. Quando são usados métodos probabilísticos, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja igual ou maior que a estimativa deverá ser de pelo menos 90%.
XVIII - Reservas Prováveis: Quantidade de Petróleo ou Gás Natural cuja recuperação é menos provável que a das Reservas Provadas, mas de maior certeza em relação à das Reservas Possíveis. Quando são usados métodos probabilísticos, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja igual ou maior que a soma das estimativas das Reservas Provada e Provável deverá ser de pelo menos 50%.
XIX - Reservatório: No caso de Recursos Convencionais, o termo Reservatório refere-se a uma formação rochosa de subsuperfície que contém uma Acumulação natural individual e separada de Petróleo ou Gás Natural móveis, confinado por rochas/formações impermeáveis, e é caracterizada por um único sistema de pressão. No caso de Recursos Não Convencionais, este termo refere-se às Acumulações que abrangem extensa área e não são afetadas significativamente por influências hidrodinâmicas.
XX - Reservatório Análogo: Reservatório com propriedades de rocha e fluidos, condições de Reservatório (profundidade, temperatura e pressão) e mecanismos de produção similares, porém, geralmente, em estágio mais avançado de desenvolvimento do que do Reservatório de interesse, podendo, desta forma, fornecer conceitos para auxiliar na interpretação de dados e na estimativa de recuperação.
XXI - Retirada do Estoque de Gás Natural: É o decréscimo do Estoque de Gás Natural entre dois momentos sucessivos.
XXII - Volume Original In Situ: Estimativa, na data de referência do BAR, da quantidade original de Petróleo ou Gás Natural contida no Reservatório, antes de qualquer produção e/ou injeção de Petróleo ou Gás Natural. O Volume Original In-situ de um Reservatório descoberto é classificado como Volume Original In-situ Descoberto e o de um reservatório não descoberto, como Volume Original In-situ Não Descoberto.
Art. 3º O Operador de um Campo de Petróleo ou Gás Natural é obrigado a informar anualmente à ANP, até o dia 31 de janeiro, os volumes de Petróleo e de Gás Natural do Campo, relativos ao ano anterior, conforme abaixo discriminado:
VII - Injeção Acumulada de Gás Natural;
VIII - Estoque de Gás Natural; e
IX - Retirada do Estoque de Gás Natural.
§ 1º Os volumes discriminados no caput devem ser estimados de acordo com o RTR aprovado por esta Resolução, categorizados conforme a Figura 1 do mesmo e devem incluir todos os tipos de Petróleo ou Gás Natural, sejam eles Recursos Convencionais ou Não Convencionais.
§ 2º Considerando os incisos II a V, o Operador deverá distinguir as quantidades informadas como Reservas Desenvolvidas e Reservas Não Desenvolvidas.
§ 3º As informações sobre os volumes discriminados no caput deste artigo devem ser individualizadas por Reservatório existente em cada Campo, de acordo com o respectivo Plano de Desenvolvimento.
§ 4º Quando solicitado pela ANP, o Operador deverá apresentar a certificação ou, caso ainda não tenha sido realizada, certificará, por empresas independentes, as estimativas de Recursos e Reservas informadas. A critério da ANP, alternativamente, poderá ser solicitada a demonstração de que os critérios de classificação dos volumes declarados foram aplicados de acordo com o RTR.
§ 5º Os volumes discriminados no caput que se referenciam a Reservatórios com Acordo ou Compromisso de Individualização da Produção devem ser informados no BAR pelo Operador definido no Acordo ou Compromisso.
Art. 4º Os volumes listados no caput do art. 3º serão informados, para cada Campo, por meio do Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR), conforme procedimento disponibilizado no sítio da ANP na rede mundial de computadores.
§ 1º A ocorrência de pelo menos uma Declaração de Comercialidade na Área sob Contrato e a aprovação do respectivo Relatório Final de Avaliação de Descobertas, obriga o Operador a apresentar o BAR à ANP até o dia 31 de janeiro do ano subsequente ao da Declaração de Comercialidade, contemplando os volumes relativos ao dia 31 de dezembro do ano de referência.
§ 2º As reavaliações dos Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural relatados no BAR deverão ser justificadas.
§ 3º Os volumes informados no BAR devem ser expressos em milhões de metros cúbicos, nas condições básicas de temperatura de 20ºC e de pressão de 1,0332 kgf/cm² ou 1 atm.
Art. 5º As informações contidas no BAR devem estar de acordo com o Plano de Desenvolvimento e com os demais planos e programas submetidos à ANP, relativos ao Campo em referência.
Parágrafo único. Se, em uma reavaliação entre Boletins Anuais de Recursos e Reservas consecutivos, a diferença entre estimativas de Reservas 2P for igual ou superior a 10% (dez por cento), em um determinado Campo, em termos de óleo equivalente, o Operador deverá rever o Plano de Desenvolvimento e o Programa Anual de Produção do Campo, a menos que expressamente dispensado pela ANP.
Art. 6º Durante a Fase de Exploração, inclusive na etapa de Avaliação, os volumes recuperáveis estimados serão classificados como Recursos Contingentes, quando descobertos, ou Prospectivos, quando não descobertos; na Fase de Produção, incluindo a Etapa de Desenvolvimento, os volumes recuperáveis estimados serão classificados como Reservas, Recursos Contingentes, quando descobertos, ou Recursos Prospectivos, quando não descobertos.
Art. 7º As informações referidas nos artigos 3º e 6º desta Resolução somente poderão ser divulgadas pelos detentores de direitos de Exploração e Produção mediante conhecimento prévio da ANP, por meio de comunicação feita pelo Operador, das informações a serem divulgadas.
Nota LegisWeb: Ver Resolução ANP Nº 892 DE 01/11/2022, que prorrogado para o dia 30 de abril de 2023 as disposições deste Artigo.
Art. 8º A ANP consolidará anualmente as informações sobre os Recursos e Reservas nacionais de Petróleo e Gás Natural, divulgando-as até o dia 31 de março do ano subsequente ao de referência.
Art. 9º O não cumprimento das disposições contidas na presente Resolução implicará a aplicação das penalidades previstas na Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, e na legislação aplicável.
Art. 10. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação, devendo ser integralmente observada na elaboração do BAR referente ao ano de 2015, a ser entregue até 31 de janeiro de 2016.
Art. 11. Revogam-se as disposições em contrário.
Art. 12. Revoga-se a Portaria ANP nº 9/2000.
MAGDA MARIA DE REGINA CHAMBRIARD
DE ESTIMATIVA
DE RECURSOS E RESERVAS DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
(RTR)
1. OBJETIVOS
1.1. Este Regulamento trata da estimativa dos Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural e tem por objetivos:
- Definir critérios de classificação e categorização de Recursos e Reservas;
- Estabelecer diretrizes para a estimativa de Recursos e Reservas; e
- Estabelecer diretrizes para o preenchimento do Boletim Anual de Recursos e Reservas.
2. DISPOSIÇÕES GERAIS
2.1. O processo de estimativa de Recursos e Reservas consiste na identificação do volume de Petróleo e Gás Natural a ser produzido por meio de um ou mais projetos de recuperação, associados a uma Acumulação cujos Volumes Originais In Situ de Petróleo ou Gás Natural tenham sido estimados. O grau de incerteza, maturidade e comercialidade desses projetos determinará a porção de volumes que poderá ser recuperada.
2.2. O conceito de projeto utilizado neste Regulamento representa o elo entre a Acumulação de Petróleo ou Gás Natural e o processo de tomada de decisão, incluindo a alocação orçamentária.
Um projeto pode ser considerado uma oportunidade de investimento, envolvendo o Desenvolvimento de uma única Acumulação ou de um grupo de Acumulações. Uma única Acumulação poderá estar associada a mais de um projeto.
2.3. A estimativa de Recursos e Reservas informada no BAR deverá considerar a data até a qual a Produção permaneça economicamente rentável, independentemente da data de extinção do contrato de Exploração e Produção e levará em conta os fatores técnicos e comerciais que afetem:
a) a viabilidade econômica do projeto;
b) a vida produtiva do projeto;
c) os fluxos de caixa do projeto.
2.4. Para a estimativa de Recursos e Reservas serão consideradas as projeções de preços de Petróleo e Gás Natural definidos pelo Operador.
2.4.1. A ANP poderá solicitar informações detalhadas sobre as projeções de preço utilizadas.
2.5. A estimativa das Reservas de cada Campo pelos detentores de direitos de Exploração e Produção deverá corresponder ao volume que se estima ser recuperado até a data de extinção do contrato de Exploração e Produção.
2.5.1. Os volumes recuperáveis remanescentes após a data de extinção do contrato de Exploração e Produção deverão ser classificados como Recursos Contingentes para fins deste Regulamento.
2.5.2. Nos contratos de Exploração e Produção que contenham cláusula de prorrogação da Fase de Produção, os volumes recuperáveis remanescentes, após a extinção do referido contrato, poderão ser classificados como Reservas, desde que os equipamentos para a sua explotação já estejam implantados ou em efetiva implantação no Campo produtor e a respectiva versão do Plano de Desenvolvimento já esteja aprovada pela ANP.
2.5.2.1. A critério da ANP, outras situações não contempladas poderão ser classificadas como Reservas.
2.6. A Acumulação é caracterizada pelos atributos que afetam a recuperação, principalmente as propriedades do Petróleo e do Gás Natural contidos no Reservatório, as propriedades dos fluidos e das rochas e as propriedades de interação entre fluidos e rochas.
2.7. Cada projeto aplicado ao Desenvolvimento de um Reservatório dá origem a uma ou mais curvas de Produção e a um ou mais fluxos de caixa específicos. A integração ao longo do tempo destas curvas até o limite técnico e econômico do projeto estabelece a recuperação estimada e o ganho econômico de cada projeto. A razão entre a recuperação final estimada e o volume original in situ define o fator de recuperação final do(s) projeto(s) de desenvolvimento. Um projeto pode ser classificado em vários estágios de maturidade, pode incluir um ou vários poços e instalações associadas de Produção e processamento.
3. CRITÉRIOS DE CLASSIFICAÇÃO E CATEGORIZAÇÃO DE RECURSOS E RESERVAS
3.1. O sistema de classificação de projetos adotado neste Regulamento é ilustrado na figura 1.
Os projetos são classificados por probabilidade de comercialidade (eixo vertical) e por nível de incerteza de quantidades recuperáveis e comercializáveis (eixo horizontal). As estimativas categorizadas por nível de incerteza serão informadas no BAR por Campo e discriminadas por Reservatórios e por tipo de hidrocarboneto.
Figura 1 - Quadro de classificação de Recursos (fonte: adaptado do Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System, 2011)
3.2. Os Recursos Prospectivos são categorizados de acordo com o nível de certeza associado à recuperação, presumidos sua Descoberta e seu Desenvolvimento. Quando não for possível estimar a recuperação, estes Recursos serão classificados como Recursos Prospectivos não recuperáveis, para efeito de comunicação à ANP.
3.3. Uma Descoberta é a caracterização de um ou mais horizontes que contêm hidrocarbonetos, de acordo com o critério estabelecido pela ANP. Quando a Descoberta indicar uma quantidade de Petróleo ou Gás Natural que permita uma estimativa do Volume Original In Situ, o volume potencialmente recuperável da Acumulação será classificado como Recursos Contingentes, os quais dependem de definição de projetos com suficiente chance de sucesso comercial para serem reclassificados como Reservas. Quando não for possível estimar a recuperação de imediato dos hidrocarbonetos descobertos, o Volume Original In-situ será classificado como Recursos Descobertos não recuperáveis, para efeito de comunicação à ANP.
3.4. Caso as quantidades recuperáveis, ou potencialmente recuperáveis de Descobertas venham a ser consideradas passíveis de Produção comercial, deverão ser reclassificadas como Reservas, desde que
atendam a todos os seguintes critérios:
Existência de cronograma para o Desenvolvimento do projeto;
II - Avaliação econômica favorável dos projetos de Desenvolvimento, que deverão seguir critérios operacionais e de investimento;
III - Perspectiva de existência de mercado para toda a Produção ou, pelo menos, para quantidades que justifiquem o Desenvolvimento;
IV - Evidência de que os meios necessários para Produção e seu escoamento/transporte estão ou tornar-se-ão disponíveis;
V - Evidência de que todos os aspectos legais, contratuais, ambientais, sociais e econômicos permitirão a implementação do(s) projeto(s).
3.5. Para que uma quantidade de Petróleo ou Gás Natural seja classificada como Reservas, deverá ser constatada uma razoável certeza de capacidade de Produção do(s) Reservatório(s), verificada por Produção de fato, Testes de Longa Duração ou testes de formação. As Reservas podem ser atribuídas ao projeto com base em perfis de poços ou análise de testemunhos que indiquem a presença de hidrocarbonetos em condições de rocha e fluido comparáveis com Reservatório(s) Análogo(s) na mesma área, já produtores ou que tenham mostrado capacidade de Produção em testes de formação ou Testes de Longa Duração.
3.6. As Reservas podem ser categorizadas como Provadas (1P), Provadas e Prováveis (2P) ou Provadas, Prováveis e Possíveis (3P). Os Recursos Contingentes, de forma análoga, podem ser categorizadas como 1C, 2C, ou 3C. Já os Recursos Prospectivos são categorizadas de acordo com a estimativa, menor, melhor ou maior.
3.7. Os critérios de estimativa, classificação e categorização de Recursos e Reservas deverão seguir as diretrizes do PRMS (Petroleum Resources Management System) ou outro guia notoriamente reconhecido que o suceda, a critério da ANP. No caso de conflito ou sobreposição de diretrizes estabelecidas no PRMS e definições divulgadas nesta Resolução, vale a definição explicitada nesta Resolução.
4. DIRETRIZES PARA ESTIMATIVA DE RECURSOS E RESERVAS
4.1. As metodologias para a estimativa dos Volumes Originais In Situ e dos Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural podem utilizar abordagem determinística ou probabilística.
4.1.1. A abordagem determinística deve considerar o cenário discreto único dentro de um intervalo de resultados que poderiam ser obtidos por análise probabilística.
4.1.2. A abordagem probabilística deve considerar as informações sobre a incerteza de cada parâmetro envolvido no cálculo dos Volumes Originais In Situ e na estimativa de volumes recuperáveis.
4.1.3. Quando se tratar de volumes não descobertos, recomenda-se o emprego de métodos probabilísticos.
4.2. Na determinação dos Volumes Originais In Situ descobertos poderão ser empregados os seguintes métodos:
4.2.1. Método Volumétrico - consiste na obtenção de Volumes Originais In Situ utilizando-se mapas elaborados a partir de informações geológicas, geofísicas e de Produção.
4.2.2. Método de Balanço de Materiais - consiste na obtenção de Volumes Originais In Situ através da aplicação direta da equação de balanço de materiais ou do uso de simuladores matemáticos de fluxo de fluidos em Reservatórios, utilizando-se, para tanto, o histórico de produção/injeção e as propriedades físicas dos fluidos e das rochas.
4.3. Quando se usam métodos volumétricos de estimativa, deve-se considerar a quantificação das incertezas associadas aos seguintes fatores:
I - Geometria de Reservatórios e limites de trapas;
II - Características geológicas que definem volume de poro e distribuição de permeabilidade;
III - Alturas dos contatos de fluidos;
IV - Controles das saturações de fluidos.
4.4. A ANP poderá requerer a demonstração das metodologias utilizadas para estimar os volumes recuperáveis, conforme orientações a seguir.
4.4.1. A metodologia de recuperação por analogia deve considerar a validade do método considerando todos os parâmetros relevantes do Reservatório em análise e do seu análogo quanto às propriedades de fluidos e de rochas, quanto aos aspectos geológicos (sedimentação, diagênese, pressão, temperatura, história química e mecânica, deformação estrutural) e quanto à concepção do desenvolvimento.
4.4.2. Devem ser apresentadas as hipóteses de desempenho do projeto de desenvolvimento associado que justificam a estimativa de recuperação apresentada.
4.4.3. Para qualquer das alternativas adotadas para cálculo dos volumes recuperáveis, deve-se descrever o cenário adotado para determinação do horizonte econômico dos projetos.
4.4.4. Se foram usados métodos de balanço de material para estimar a recuperação, devem ser apresentados os dados de comportamento dos Reservatórios e as hipóteses adotadas quanto às características geométricas e petrofísicas do Reservatório e às propriedades dos fluidos.
4.4.5. A extrapolação das curvas de Produção deve ser justificada pela demonstração das hipóteses adotadas e dos dados utilizados.
5. DIRETRIZES PARA PREENCHIMENTO DO BOLETIM ANUAL DE RECURSOS E RESERVAS (BAR)
5.1As planilhas que constituem o BAR deverão conter os valores anualmente revistos de:
Volume Original in Situ;
II - Reservas Provadas Desenvolvidas;
III - Reservas Provadas Não Desenvolvidas;
IV - Reservas Prováveis Desenvolvidas;
V - Reservas Prováveis Não Desenvolvidas;
VI - Reservas Possíveis Desenvolvidas;
VII - Reservas Possíveis Não Desenvolvidas;
X - Injeção Acumulada de Gás Natural;
XI - Estoque de Gás Natural; e
XII - Retirada do Estoque de Gás Natural.
5.1.1. Qualquer variação dos itens I ao VIII, entre o ano de referência e o ano anterior, deverá ser justificada, por Reservatório, sem o detalhamento do grau de desenvolvimento.
5.1.2. A diferença entre a Produção Acumulada do ano de referência e a Produção Acumulada do ano anterior deverá corresponder ao somatório dos valores apresentados nos boletins mensais de Produção do ano de referência.
5.1.3. A diferença entre a Injeção Acumulada de Gás Natural do ano de referência e a Injeção Acumulada de Gás Natural do ano anterior deverá corresponder ao somatório dos valores apresentados nos boletins mensais de Produção do ano de referência.
5.2O volume de hidrocarbonetos previsto para uso nas Operações deve ser incluído nas Reservas Provadas.
5.3O Gás Natural produzido e reinjetado em Reservatórios, após incidência das Participações Governamentais, deve ser tratado como Estoque de Gás Natural e não como Reservas ou Recursos.
5.3.1. Os volumes de Gás Natural, produzidos e reinjetados no mesmo Reservatório ou em Reservatório diferente, em um mesmo Campo, sem terem sido contabilizados para efeito das Participações Governamentais, serão classificados como Reservas ou Recursos.
