Decreto n.º 1/09 - Regulamento sobre as Operações Petrolíferas

CAPÍTULO I

Disposições Gerais

Artigo 1.º

Objecto

O presente diploma define e estabelece as condições e as modalidades a observar nas operações petrolíferas, nos termos da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro.

Artigo 2.º

Âmbito

1. 1. O presente regulamento aplica-se às operações petrolíferas que são executadas em terra e no mar, nos termos previstos na Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro.
2. 2. Este regulamento não é aplicável às actividades de refinação de petróleo bruto, armazenagem, transporte, distribuição e comercialização de petróleo.

Artigo 3.º

Definições

1. 1. Para efeitos do presente regulamento e salvo se de outro modo for expressamente indicado no próprio texto, as palavras e expressões nele usadas no singular se aplicam igualmente no plural e vice-versa, têm o seguinte significado:
   1. a) «Águas rasas» - zona situada entre a linha de costa e a batimétrica de 200 metros;
   2. b) «Águas profundas» - zona situada entre as batimétricas de 200 e 1500 metros;
   3. c) «Águas ultra-profundas» - zona situada para além da batimétrica de 1500 metros;
   4. d) «Ano civil» - um período de 12 meses consecutivos segundo o calendário gregoriano que tem o seu início a 1 de Janeiro e o seu término a 31 de Dezembro;
   5. e) «Área de concessão» - área em que a concessionária nacional e as suas associadas são autorizadas a executar operações petrolíferas;
   6. f) «Área de licença» - área em que o titular de uma licença é autorizado a realizar a prospecção;
   7. g) «Bloco» - parte da bacia sedimentar, formado por um prisma vertical de profundidade indeterminada com uma superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas dos seus vértices, onde se executam operações petrolíferas;
   8. h) «Calibração» - conjunto de operações que estabelecem, em condições especificadas, a relação entre valores de grandezas indicados por um instrumento de medição ou um sistema de medição, ou valores representados por uma medida materializada ou um material de referência e os correspondentes valores realizados por padrões;
   9. i) «Controlo metrológico» - conjunto de operações que visam assegurar a garantia pública dos instrumentos de medição;
   10. j) «Concessão» - acto do Governo através do qual se atribui direitos mineiros;
   11. k) «Data efectiva» - o primeiro dia do mês seguinte ao mês em que o contrato é assinado entre a Concessionaria Nacional e as suas associadas;
   12. l) «Desenvolvimento e produção conjunta» - o desenvolvimento, produção e abandono coordenados de jazigos de hidrocarbonetos que estejam em estreita proximidade, mas não em comunicação de hidrocarbonetos e localizados em duas ou mais áreas de concessão;
   13. m) «Entidade» - pessoa singular ou colectiva, associação, organização;
   14. n) «Erros máximos admissíveis» - valores extremos dos erros admitidos pelas especificações e regulamentos, relativos a um dado instrumento (equipamento) de medição;
   15. o) «Falha» - acontecimento no qual o desempenho do sistema de medição não atende aos requisitos deste regulamento ou das normas aplicáveis;
   16. p) «Falha presumida» - variação dos volumes medidos que não corresponda à variações nas condições de operação das instalações de petróleo e gás natural;
   17. q) «Gás natural» - mistura constituída essencialmente por metano e outros hidrocarbonetos que se encontram num jazigo petrolífero em estado gasoso ou passa a este estado quando produzido em condições normais de pressão e temperatura;
   18. r) «Instrumento de medição» - dispositivo usado individualmente ou em conjunto com outros equipamentos destinados a fazer uma medição;
   19. s) «Instalações» - infra-estruturas ou equipamentos instalados com vista a execução de operações petrolíferas;
   20. t) «Jazigo» - um ou mais reservatórios de petróleo adjacentes ou sobrepostos confinados a uma única estrutura geológica e/ou feição estratigráfica, passível de ser explorado comercialmente;
   21. u) «Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro» - Lei das Actividades Petrolíferas;
   22. v) «Medição fiscal» - medição do volume de produção fiscalizada efectuada num ponto de medição da produção;
   23. x) «Medidor fiscal» - medidor utilizado para a medição fiscal do volume de produção de um ou mais campos;
   24. w) «Mês» - um mês de calendário segundo o calendário gregoriano;
   25. y) «Petróleo bruto» - uma mistura de hidrocarbonetos líquidos provenientes de qualquer concessão petrolífera que esteja em estado líquido à cabeça do poço ou no separador nas condições de pressão e temperatura incluindo destilados e condensados, bem como os líquidos extraídos do gás natural;
   26. z) «Produção» - conjunto de actividades que visam a extracção de petróleo, nomeadamente o funcionamento, assistência, manutenção e reparação de poços completados, bem como de equipamento, condutas, sistemas, instalações e estaleiros concluídos durante o desenvolvimento, incluindo todas as actividades relacionadas com a planificação, programação, controlo, medição, ensaios e escoamento, recolha, tratamento, armazenagem e expedição de petróleo, para os locais designados de exportação ou de levantamento e ainda as operações de abandono das instalações e dos jazigos petrolíferos e actividades conexas;
   27. aa) «Rastreabilidade» - propriedade do resultado de uma medição ou valor de um padrão em poder relacionar-se às referências determinadas, geralmente padrões nacionais e internacionais, por intermédio de uma cadeia ininterrupta de comparações;
   28. bb) «Relatório de medição» - documento informando os valores medidos, os factores de correcção e o volume apurado num período de medição;
   29. cc) «Oleodutos e gasodutos» - os equipamentos de transporte do petróleo previstos no artigo 72.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, incluindo estações de válvulas, estações de bombagem, estações de compressão e instalações associadas;
   30. dd) «Perito» - o indivíduo ou entidade independente e imparcial, internacionalmente reconhecido na indústria petrolífera, especialista qualificado nas matérias a que é chamado a opinar, designado pelo Ministério de Tutela sob proposta da Concessionária Nacional e suas associadas e que se sujeita a obrigação de confidencialidade prevista na lei;
   31. ee) «Plano de abandono» - plano para o encerramento das operações petrolíferas, conforme o artigo 75.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro;
   32. ff) «Transporte» - o conjunto de actividades relacionadas com o transporte de petróleo através de um sistema de oleodutos ou gasodutos das instalações de produção num campo de petróleo até ao ponto de entrega ao comprador. Não inclui as linhas de fluxo, nem de distribuição de petróleo bruto, gás natural ou produtos petrolíferos;
   33. gg) «Unidades de medida» - grandezas específicas, definidas e adoptadas por convenção, com a qual outras grandezas da mesma natureza são comparadas para expressar a sua magnitude em relação àquela grandeza;
   34. hh) «Unitização» - operações petrolíferas num jazigo situado em mais de uma área de concessão.
2. 2. As demais palavras e expressões presentes no decreto, não listadas no número anterior, têm o mesmo alcance e significado que às mesmas tenham sido atribuídas pela Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro.

Artigo 4.º

Sobreponibilidade e incompatibilidade de direitos

1. 1. Caso haja uma descoberta significativa de recursos naturais para além do petróleo numa área de concessão e havendo incompatibilidade na prossecução do exercício das duas actividades, o Conselho de Ministros, sob proposta do Ministério de Tutela e de outros sectores envolvidos deve decidir qual delas a ser preterida e em que condições.
2. 2. A decisão deve ter em consideração a natureza da descoberta, os investimentos realizados, a duração e o volume das actividades, bem como o seu impacto económico e social em relação às operações petrolíferas.
3. 3. Qualquer entidade cujas actividades sejam preteridas, nos termos do n.º 1 do presente artigo, pode requerer uma extensão do prazo do período de concessão correspondente ao tempo de interrupção verificada.
4. 4. Se a interrupção afectar apenas uma parte das actividades da área de concessão, o Ministério de Tutela pode fixar um prazo mais curto do que o solicitado, decidir não atribuir tal prazo e concedê-lo apenas para à área afectada.
5. 5. Se a interrupção das actividades de acordo com o n.º 3 deste artigo, se prolongar para além do prazo, a concessão pode ser extinta por acordo entre o Estado e a Concessionária Nacional.
6. 6. O Ministério de Tutela, estabelece o montante da justa compensação que a parte afectada na área de concessão deve pagar às entidades titulares dos direitos preteridos para cobrir as perdas tidas pelo tempo de interrupção, ouvidas a Concessionária Nacional e suas associadas.

Artigo 5.º

Definição das áreas de concessão

1. 1. Para efeito das operações petrolíferas, às áreas disponíveis nos limites do território nacional, quer em terra, quer no mar são divididas em blocos delimitados por coordenadas geográficas.
2. 2. A área de concessão pode ser composta de um ou mais blocos ou partes de blocos, cujas dimensões devem estar definidas no diploma de concessão.

Artigo 6.º

Definição dos prazos de concessão

1. 1. Os prazos de concessão e dos seus diferentes períodos e fases são fixados no decreto de concessão em conformidade com a alínea c) do n.º 2 do artigo 48.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro.
2. 2. Sem prejuízo do disposto no n.º 6 do artigo 22.º, do presente regulamento o período de produção começa a partir da data da notificação pelo Ministério de Tutela à Concessionária Nacional e suas associadas ou da recepção e aceitação da informação escrita sobre a descoberta comercial de acordo com o n.º 2 do artigo 62.° da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro.
3. 3. A notificação é emitida no prazo de oito dias após o conhecimento da informação referida no número anterior.
4. 4. Cabe ao Ministério de Tutela estabelecer as condições em que a prorrogação do período de produção pode ser concedida.

Artigo 7.º

Prorrogação dos períodos da concessão

Sem prejuízo do disposto no artigo 28.º do presente regulamento, o pedido para a prorrogação excepcional de cada um dos períodos da concessão é submetido ao Ministério de tutela no prazo mínimo de seis meses, antes dos mesmos expirarem.

CAPÍTULO II

Licença de Prospecção

Artigo 8.º

Conteúdo do programa de trabalho

• Salvo disposição contrária, a licença de prospecção emitida nos termos do artigo 33.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, permite realizar, nomeadamente, as seguintes actividades:
  1. a) levantamentos magnéticos;
  2. b) levantamentos gravimétricos;
  3. c) levantamentos de resistividade;
  4. d) levantamentos sísmicos;
  5. e) medições de fluxo térmico;
  6. f) medições radiométricas;
  7. g) levantamentos geoquímicos;
  8. h) recolha de amostras do solo da área;
  9. i) levantamentos magneto-telúricos.

Artigo 9.º

Prorrogação da licença de prospecção

Sem prejuízo do disposto no artigo 28.º do presente regulamento, o pedido para a prorrogação excepcional da licença de prospecção deve ser submetido ao Ministério de Tutela no prazo mínimo de seis meses.

Artigo 10.º

Duração da licença e entrega de informações

1. 1. O prazo máximo da licença é de três anos.
2. 2. Enquanto decorrem os trabalhos de prospecção, a licenciada deve submeter, trimestralmente, ao Ministério de Tutela, informações detalhadas sobre o curso das actividades desenvolvidas.
3. 3. Depois de terminar a licença e num prazo de seis meses, contados a partir da cessação da licença, a licenciada deve submeter os dados, relatórios e resultados das actividades realizadas ao Ministério de Tutela para apreciação.
4. 4. O Ministério de Tutela pode conceder prazo mais longo caso solicite trabalhos suplementares, incluindo interpretações de dados.

Artigo 11.º

Taxa de licença

1. 1. A taxa para a obtenção da licença é, em Kwanzas, o equivalente à USD 10 000,00, que deve ser liquidada de acordo com as instruções do Ministério de Tutela.
2. 2. O produto do pagamento da licença constitui em 60%, do seu montante, receita do Estado e em 40% receita própria do Ministério de Tutela.

CAPÍTULO III

Concessão Petrolífera

Artigo 12.º

Associadas da Concessionária Nacional

As regras e os procedimentos para o concurso público de acordo com o disposto do artigo 46.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, estão regulados no Decreto n.º 48/06, de 1 de Setembro.

Artigo 13.º

Negociação directa

1. 1. O prazo do processo de negociação directa nos termos do n.º 3 do artigo 47.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, é de 60 dias, podendo ser prorrogado pelo Ministério de tutela a pedido fundamentado da Concessionária Nacional.
2. 2. O processo de negociação directa tem início na data prevista no n.º 5 do artigo 44.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, Lei das Actividades Petrolíferas.

Artigo 14.º

Contrato entre a Concessionária Nacional e suas associadas

• Quando a associação entre a Concessionária Nacional e entidades nacionais ou estrangeiras se revestir na forma do contrato nos termos do artigo 14.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, este deve conter, no mínimo, os seguintes elementos:
  1. a) identificação da área do contrato;
  2. b) programa de trabalho obrigatório;
  3. c) duração do prazo de avaliação e definição das condições da extensão e/ou suspensão da contagem dos diferentes prazos contratuais;
  4. d) propriedade e confidencialidade dos elementos de informação;
  5. e) levantamento e disposição do petróleo;
  6. f) transferências dos activos;
  7. g) obrigações do operador;
  8. h) regras das operações;
  9. i) custos, despesas e sua recuperação;
  10. j) partilha do petróleo;
  11. k) risco independente;
  12. l) comissão das operações;
  13. m) garantia financeira;
  14. n) garantia empresarial;
  15. o) contrapartidas financeiras oferecidas (bónus).

CAPÍTULO IV

Operações Petrolíferas

SECÇÃO I

Prospecção, Pesquisa e Avaliação

Artigo 15.º

Programa de trabalho obrigatório

1. 1. O programa de trabalho obrigatório previsto na alínea b) do n.º 1 do artigo 30.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, consiste no levantamento sísmico e na perfuração de um determinado número de poços de pesquisa e de avaliação.
2. 2. O conteúdo e os prazos para o cumprimento da obrigação de trabalho são fixados no título contratual.
3. 3. O Ministério de Tutela, a pedido do operador e ouvida a Concessionária Nacional, pode autorizar a alteração do programa de trabalho obrigatório.

Artigo 16.º

Apresentação e apreciação dos planos anuais de trabalho

1. 1. O plano anual de trabalho a que se refere o artigo 58.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, deve no primeiro ano ser apresentado pela Concessionária Nacional ao Ministério de Tutela no prazo de 60 dias a contar da data efectiva. Caso a concessão seja outorgada durante o segundo semestre do ano, o plano anual deve incluir os trabalhos a executar na restante parte desse ano e no ano seguinte.
2. 2. Em qualquer dos casos referidos no número anterior, o plano anual de trabalho, nos anos subsequentes, deve ser apresentado o mais tardar até o final do mês de Outubro do ano anterior àquele a que respeita.
3. 3. O plano referido no n.º 5 do artigo 58.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, deve ser submetido ao Ministério de Tutela no prazo de 15 dias a contar da data da notificação da recusa, devendo este apreciá-lo e decidir em igual período de tempo.

Artigo 17.º

Terrenos integrados no domínio privado do Estado

1. 1. O plano anual previsto no artigo anterior deve incluir levantamentos sísmicos e perfuração de poços e conter, nomeadamente, os seguintes elementos de informação:
   1. a) dados sobre a área a ser prospectada e pesquisada, com a indicação da posição das instalações e do equipamento;
   2. b) dados sobre levantamentos sísmicos e outros e perfuração de poços;
   3. c) cronograma das actividades;
   4. d) métodos de prospecção e pesquisa;
   5. e) equipamento a ser utilizado, movimentação de equipamentos, portos e aeroportos de descargas previstas para serem usados como bases de apoio à prospecção e pesquisa;
   6. f) forma como os resultados estarão disponíveis;
   7. g) estudo do impacto ambiental de acordo com a legislação vigente.
2. 2. Na fase de avaliação, o plano referido no número anterior deve também incluir:
   1. a) objectivos da estratégia de avaliação;
   2. b) contexto geológico do qual se insere a descoberta (incluir mapa de localização);
   3. c) programas de levantamentos geofísicos;
   4. d) número e tipo de poços a serem perfurados;
   5. e) previsão dos investimentos necessários.
3. 3. Para além dos elementos de informação referidos nos números anteriores, a Concessionária Nacional e suas associadas podem acrescentar outros dados que considerem de interesse para o conhecimento do potencial geológico da área.

Artigo 18.º

Apresentação dos dados de pesquisa

1. 1. Após o termo da fase de pesquisa e no prazo de seis meses, a Concessionária Nacional deve submeter os dados, relatórios e os resultados das actividades desenvolvidas ao Ministério de Tutela para apreciação.
2. 2. O Ministério de Tutela pode conceder prazo mais longo caso solicite trabalhos suplementares aos previstos no número anterior.
3. 3. O operador através da Concessionária Nacional, deve submeter ao Ministério de Tutela os relatórios diários de geologia e de perfuração do poço.
4. 4. O operador através da Concessionária Nacional, deve apresentar ao Ministério de Tutela o relatório final 60 dias após a conclusão da perfuração do poço.

Artigo 19.º

Declaração de descoberta comercial

1. 1. O operador através da Concessionaria Nacional deve submeter ao Ministério de Tutela um relatório de avaliação dos jazigos, no prazo de 45 dias a contar da data da declaração da descoberta comercial.
2. 2. O relatório de avaliação deve conter, nomeadamente, os seguintes elementos:
   1. a) dados geofísicos, geoquímicos e geológicos;
   2. b) espessuras e extensão das camadas produtivas;
   3. c) propriedades petrofísicas das formações que contêm petróleo;
   4. d) dados de pressão, volume e temperatura (PVT);
   5. e) índice de produtividade dos poços testados;
   6. f) características e qualidade do petróleo encontrado;
   7. g) estimativas das reservas;
   8. h) enumeração de outras características e propriedades importantes dos jazigos e dos fluidos existentes.
3. 3. O Ministério de Tutela pode solicitar informações e avaliações adicionais.

Artigo 20.º

Declaração de não comercialidade

1. 1. O operador, através da Concessionária Nacional, deve comunicar ao Ministério de Tutela, se considerar que os jazigos de petróleo abrangidos pela descoberta não são adequados para serem economicamente desenvolvidos.
2. 2. Se a Concessionária Nacional e as suas associadas entenderem, porém, que determinada descoberta não comercial pode ser comercialmente desenvolvida em conjunto com outro ou outros jazigos, a Concessionária Nacional deve informar ao Ministério de Tutela da sua intenção de conduzir trabalhos com vista ao desenvolvimento conjunto, bem como da natureza e duração previsíveis de tais trabalhos.

Artigo 21.º

Demarcação da área de desenvolvimento

1. 1. Declarada a descoberta comercial de um jazigo, a Concessionária Nacional e suas associadas devem proceder a sua demarcação preliminar, através de um mapa que defina a área de desenvolvimento em função dos jazigos efectivamente avaliados.
2. 2. A alteração do mapa com a área de desenvolvimento definitivamente fixada, nos termos do n.º 1 do artigo 66.º, da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, cabe ao Ministério de Tutela, mediante parecer devidamente fundamentado da Concessionária Nacional.
3. 3. Uma área de desenvolvimento definitivamente fixada só pode ser alterada mediante prévia aprovação do Ministério de Tutela se:
   1. a) for descoberto novo ou novos jazigos sob ou sobrejacentes em relação ao jazigo(s) englobado(s) na área já demarcada;
   2. b) o Ministério de Tutela, com base em razões técnicas e/ou económicas, autorizar que dois jazigos separados sejam desenvolvidos conjuntamente nos termos do artigo anterior.

SECÇÃO II

Desenvolvimento e Produção

Artigo 22.º

Plano geral de desenvolvimento e produção

1. 1. O plano geral de desenvolvimento e produção a ser submetido pela Concessionária Nacional ao Ministério de Tutela deve conter, nomeadamente, os seguintes elementos:
   1. a) relatório técnico de caracterização e descrição da acumulação de petróleo bruto, especificando nomeadamente crono-estratigrafia, ambiente deposional, características permo-porosas e saturação de fluidos;
   2. b) proposta de demarcação definitiva da área de desenvolvimento, utilizando uma escala adequada;
   3. c) apresentação das diferentes soluções técnicas analisadas, incluindo, quando aplicável, uma descrição das sucessivas fases de desenvolvimento, assim como as possibilidades de utilização existentes ou planeadas e/ou desenvolvimento conjunto com campos petrolíferos vizinhos;
   4. d) avaliação dos parâmetros económicos que justifiquem a escolha do tipo de desenvolvimento proposto;
   5. e) programa de trabalho de desenvolvimento com a descrição das instalações e equipamentos de perfuração, produção e injecção, incluindo o número e tipo de poços a perfurar;
   6. f) descrição das instalações previstas para o transporte, armazenamento, medição e exportação do petróleo produzido;
   7. g) informação sobre a operação e manutenção das instalações concernentes;
   8. h) planos de investimentos previstos e a respectiva cobertura financeira, descriminando as parcelas referentes aos poços, unidades de produção, sistemas de armazenamento e escoamento da produção;
   9. i) previsão da data do início da produção comercial, perfis de produção e possíveis factores de incerteza;
   10. j) estudo de impacto ambiental com realce para soluções técnicas, para prevenir, minimizar e combater a poluição;
   11. k) aspectos de segurança, saúde e higiene no trabalho a implementar;
   12. l) plano para utilização do gás natural associado;
   13. m) plano previsional de abandono das instalações no fim da vida útil do campo petrolífero, bem como a provisão de fundos necessários para a sua desactivação;
   14. n) informações sobre as autorizações obtidas e a indicação daquelas cujo pedido se encontra pendente;
   15. o) plano de utilização de bens e de serviços nacionais;
   16. p) outros elementos requeridos pela legislação em vigor.
2. 2. O Ministério de Tutela pode solicitar estudos de soluções alternativas.
3. 3. Em caso de ausência de qualquer dos elementos referidos no n.º 1, o Ministério de Tutela deve notificar a Concessionária Nacional para no prazo de 30 dias regularizar e completar os elementos em falta.
4. 4. Se o plano de desenvolvimento e produção, previamente apresentado pelo operador à Concessionária Nacional, não puder ser apresentado ao Ministério de Tutela dentro do prazo previsto no artigo 63.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, por falta de aprovação do mesmo pela Concessionária Nacional, o Ministério de Tutela toma esse facto em consideração e concede, ao abrigo da alínea c) do mesmo artigo, o prazo adicional que se mostre necessário para se obter tal aprovação.
5. 5. A revisão de um plano geral de desenvolvimento e produção, tornada necessária em virtude de uma redefinição da área de desenvolvimento correspondente, nos termos previstos no n.º 3 do artigo anterior ou determinada por qualquer outro motivo justificado, nomeadamente em resultado de uma evolução do conhecimento sobre o jazigo ou jazigos em questão, deve ser submetida ao Ministério de Tutela.
6. 6. Nos casos previstos nos n.º 2 e 4, bem como sempre que haja um atraso no processo de aprovação do plano de desenvolvimento, nomeadamente nos casos em que o Ministério de Tutela solicite quaisquer informações ou estudos adicionais, o período de produção, assim como o prazo para desenvolvimento da descoberta fixado no contrato são acrescidos do tempo que mediar entre o nonagésimo dia posterior à data do primeiro envio do plano ao Ministério de Tutela pela Concessionária Nacional e a data da aprovação definitiva do plano pelo Ministério de Tutela.
7. 7. O período de produção e o prazo para desenvolvimento das descobertas ou jazigos unificados, nos termos previstos no n.º 3 do artigo anterior, começam a contar a partir da data da última das declarações de descoberta em causa.

Artigo 23.º

Planos anuais de produção

1. 1. O plano anual de produção, para além das previsões de produção de petróleo e gás natural, deve incluir:
   1. a) a previsão de queima e perda de gás natural;
   2. b) a previsão de injecção de fluidos especiais nos jazigos com a finalidade de recuperação melhorada;
   3. c) a previsão de produção de resíduos sólidos e respectiva gestão;
   4. d) informações complementares.
2. 2. O prazo para o Ministério de Tutela aprovar os planos de produção referidos no n.º 1 do artigo 70.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, é de 30 dias contados a partir da data da recepção.

Artigo 24.º

Regime de aproveitamento e recuperação de jazigos

1. 1. A Concessionária Nacional deve submeter ao Ministério de Tutela, até ao dia 30 de Dezembro de cada ano, o relatório contendo a previsão de produção de petróleo bruto, gás natural e condensados do ano seguinte.
2. 2. O relatório a ser apresentado deve igualmente descriminar os elementos a seguir mencionados:
   1. a) reservas provadas:
      1. i) desenvolvidas;
      2. ii) não desenvolvidas.
   2. b) reservas prováveis;
   3. c) reservas possíveis;
   4. d) produção acumulada (petróleo e gás);
   5. e) injecção acumulada de gás natural;
   6. f) stock de gás natural;
   7. g) volume retirado do stock de gás natural.
3. 3. Os volumes mencionados na alínea g) do n.º anterior devem ser individualizados por jazigos existentes em cada campo descrito no respectivo plano de desenvolvimento.

Artigo 25.º

Unitização, desenvolvimento e produção conjunto

1. 1. O desenvolvimento e produção conjunto, conforme o artigo 64.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, visa por um lado assegurar a gestão eficiente dos recursos petrolíferos, evitar desgaste económico e físico e, por outro, garantir e proteger os interesses do Estado e das partes envolvidas.
2. 2. Após a declaração da descoberta comercial de um jazigo cujas características cobrem uma das situações previstas no n.º 1 do artigo 64.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, a Concessionária Nacional no prazo de 30 dias deve informar o facto ao Ministério de Tutela e iniciar as discussões com as associadas envolvidas com o fim de se chegar a um acordo sobre o desenvolvimento e produção conjunto.
3. 3. No caso de um processo de unitização ou de desenvolvimento conjunto afectar, no todo ou em parte, uma obrigação que a Concessionária Nacional e/ou as suas associadas devam cumprir ou um direito que possam exercer dentro de um determinado prazo, nos termos do contrato, tal prazo e o respectivo período contratual devem ser prorrogados por um período correspondente ao lapso de tempo compreendido entre a data da informação feita pela Concessionária Nacional ao Ministério de Tutela referida no número anterior e a data em que for mutuamente acordado e aprovado pelo Ministério de Tutela o respectivo plano de desenvolvimento e produção ou a data de comunicação à Concessionária Nacional e suas associadas do plano preparado pelo perito, se for este o caso.
4. 4. O acordo acima referido no n.º anterior, acompanhado do plano de desenvolvimento e produção conjunto, deve ser apresentado ao Ministério de Tutela para aprovação no prazo de seis meses ou um prazo mais longo se tal for concedido por esta entidade, contados a partir da data da recepção da informação referida no n.º 2.
5. 5. Se as partes envolvidas não apresentarem o plano de desenvolvimento e produção conjunto dentro do prazo estipulado no contrato o Ministério de Tutela pode contratar um perito independente não só para elaborar o citado plano, mas também para o assessorar no trabalho referido no número seguinte.
6. 6. No caso do Ministério de Tutela não concordar com os termos e as condições estabelecidos no acordo ou com o conteúdo do plano pode solicitar a sua revisão no prazo de 45 dias, bem como introduzir alterações que entende salvaguardarem os interesses do Estado.
7. 7. O parecer do perito deve expor as razões em que se baseia e é definitivo e vinculativo para as partes envolvidas.
8. 8. Os custos da contratação do perito correm por conta da Concessionária Nacional e as suas associadas na proporção que for estabelecida pelo Ministério de Tutela.
9. 9. O acordo mencionado no n.º 3 deste artigo deve, entre outros, conter os seguintes elementos:
   1. a) interesses participativos;
   2. b) mapa da área unitizada ou de desenvolvimento e produção conjunto;
   3. c) procedimentos para avaliar as reservas, sua repartição e a reavaliação das mesmas;
   4. d) designação do operador da área unitizada ou de desenvolvimento e produção conjunto;
   5. e) data efectiva do acordo de unitização ou de desenvolvimento e produção conjunto.
10. 10. O plano de desenvolvimento e produção conjunto deve conter os mesmos elementos do plano geral de desenvolvimento e produção referido no artigo 23.º do presente diploma.
11. 11. Quaisquer alterações ao acordo e ao plano de desenvolvimento e produção conjunto estão sujeitos à aprovação do Ministério de Tutela.
12. 12. A Concessionária Nacional deve informar ao Ministério de Tutela, no prazo de 30 dias a partir da data da declaração da descoberta comercial, sobre a existência de um jazigo de petróleo que se estenda para além da fronteira angolana ou da linha de delimitação das plataformas continentais de Angola e dos países limítrofes.
13. 13. O Ministério de Tutela deve iniciar negociações com os governos dos países limítrofes com jurisdição sobre as áreas adjacentes em conjunto com a Concessionária Nacional e suas associadas, com o objectivo de chegar a um acordo aceitável para todas as partes para o desenvolvimento e produção do citado jazigo.
14. 14. O acordo mencionado no número anterior deve ser aprovado pelos governos dos países envolvidos.
15. 15. A produção do jazigo mencionado no n.º 12 não pode ter início antes da aprovação mencionada no número anterior.
16. 16. O acordo deve conter os seguintes elementos:
    1. a) legislação aplicável e tribunal competente;
    2. b) licenciamento e acordos aprovados celebrados entre os detentores de concessões, tais como o acordo sobre operações conjuntas, incluindo acordos sobre reservas, repartição de reservas e suas necessárias reavaliações e acordos contabilísticos;
    3. c) aprovação dos planos, tais como o plano de desenvolvimento, planos anuais de trabalho e plano de abandono;
    4. d) aprovação do operador conjunto;
    5. e) sistema de gestão de saúde, segurança e ambiente padronizado;
    6. f) planos de emergência;
    7. g) medição da produção;
    8. h) acesso às informações de instalações, oleodutos e gasodutos e inspecção de equipamento e instalações;
    9. i) transporte;
    10. j) término das actividades;
    11. k) abandono;
    12. l) outras informações de interesse pelas partes envolvidas.
17. 17. No caso do processo de unitização internacional a que se referem os números anteriores afectar, no todo ou em parte, uma obrigação que a Concessionária Nacional e/ou as suas associadas devam cumprir ou um direito que possam exercer dentro de determinado prazo, nos termos do contrato, tal prazo e o respectivo período contratual devem ser prorrogados por um período correspondente ao lapso de tempo compreendido entre a data da informação feita pela Concessionária Nacional ao Ministério de Tutela referida no n.º 11 e a data em que for mutuamente acordado e aprovado pelos governos respectivos o acordo de unitização e o respectivo plano de desenvolvimento e produção.

Artigo 26.º

Abandono ou continuação das operações petrolíferas

A decisão sobre o abandono ou continuação das operações petrolíferas de qualquer instalação deve basear-se na avaliação geral dos aspectos técnicos, económicos, ambientais e de segurança, bem como a possibilidade de seu uso para outras actividades na área em questão, tais como pesca, agricultura e indústria.

Artigo 27.º

Plano de abandono das operações petrolíferas

1. 1. O plano de abandono ou continuação das operações petrolíferas de acordo com o artigo 75.° da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, deve ter em conta:
   1. a) possibilidade da continuação das operações;
   2. b) abandono das instalações;
   3. c) estudo do impacto ambiental e socioeconómico.
2. 2. O plano de abandono das instalações deve conter, entre outros, a descrição dos seguintes elementos:
   1. a) história do campo;
   2. b) instalação, incluindo a localização, profundidade, tipo de material;
   3. c) registos de produção e de jazigos;
   4. d) aspectos técnicos, económicos, ambientais e de segurança, das opções de abandono;
   5. e) impacto das opções de abandono para outros utilizadores do mar e da terra, especialmente nas áreas das pescas, navegação, agricultura e indústria;
   6. f) solução de abandono recomendada, incluindo o horizonte temporal para a sua implementação;
   7. g) cronograma das actividades de abandono;
   8. h) inventário dos materiais químicos que se encontram nas instalações e planos para sua remoção;
   9. i) outros aspectos relevantes, para a escolha da solução de abandono.
3. 3. O prazo para apreciação e decisão pelo Ministério de Tutela é de 90 dias após apresentação do plano de abandono pela Concessionária Nacional e suas associadas.
4. 4. Caso o Ministério de Tutela não concordar com o plano apresentado pode solicitar a sua revisão no prazo de 45 dias, bem como introduzir alterações que entenda necessárias.
5. 5. O Ministério de Tutela deve regulamentar os procedimentos técnicos a seguir sobre a actividade de abandono dos poços.

Artigo 28.º

Continuação das operações petrolíferas

1. 1. No termo da Concessão e decidida a continuação das operações petrolíferas, a Concessionária Nacional e suas associadas podem requerer ao Governo a prorrogação do período de produção em conformidade com o previsto no n.º 3 do artigo 12.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro.
2. 2. Noutras circunstâncias a área sob abandono é considerada livre e nesta medida sujeita a concurso público nos termos da lei.

Artigo 29.º

Zonas de segurança

1. 1. Nas operações petrolíferas no mar deve ser estabelecida uma zona de segurança ao redor de todas as instalações fixas, móveis e flutuantes cuja extensão é de 500m, medidos a partir dos pontos extremos de cada instalação.
2. 2. O Ministério de Tutela pode estabelecer uma zona de segurança com dimensões diferentes à prevista no número anterior.
3. 3. Navios, aeronaves e outros meios de transporte e equipamentos só poderão entrar numa zona de segurança estabelecida nos termos do n.º 1 mediante autorização do operador do bloco.
4. 4. Em terra o perímetro das zonas de segurança ao redor das instalações deve permitir a plena execução das operações petrolíferas sem qualquer restrição. No entanto, o Ministério de Tutela deve pontualmente fixar o perímetro de segurança a observar em cada instalação.
5. 5. Sem prejuízo da fiscalização das autoridades competentes, o acesso às zonas de segurança estabelecidos nos n.º 1 e 3 só é permitido mediante autorização do operador do bloco.

CAPÍTULO V

Levantamento de Petróleo Bruto

Artigo 30.º

Direito sobre o petróleo produzido

Cada uma das associadas da Concessionária Nacional pode dispor livremente do petróleo a que tiver direito nos termos da lei.

Artigo 31.º

Procedimentos e normas de operação

1. 1. 12 meses antes da exportação inicial de petróleo bruto de cada área de desenvolvimento e antes da exportação do primeiro petróleo bruto, a Concessionária Nacional deve apresentar ao operador propostas de procedimentos e normas de operação que regem a programação, armazenagem e levantamento de petróleo bruto e de qualquer outro tipo de petróleo produzido numa determinada área de desenvolvimento.
2. 2. Os procedimentos e normas compreendem os elementos necessários a uma eficaz e equitativa operação, incluindo, nomeadamente:
   1. a) direitos e obrigações das partes;
   2. b) disponibilidade e atribuição do petróleo bruto;
   3. c) indicação dos carregamentos;
   4. d) programa de levantamentos acordados;
   5. e) ajustamentos ao programa de levantamentos acordado;
   6. f) indicação dos petroleiros;
   7. g) petroleiro de substituição;
   8. h) eventual atraso na chegada do petroleiro;
   9. i) aviso de prontidão («notice of readiness»);
   10. j) período de carga («lay time») e sobrestadia;
   11. k) determinação da quantidade e especificações do petróleo bruto;
   12. l) direito de inspecção;
   13. m) reclamações e resolução de litígio;
   14. n) impostos, direitos aduaneiros, outras taxas e encargos;
   15. o) abandono de garantias;
   16. p) levantamento em excesso e levantamento por defeito;
   17. q) não levantamento;
   18. r) procedimentos de segurança e de emergência;
   19. s) força maior;
   20. t) outros assuntos a acordar entre as partes.

Artigo 32.º

Apreciação dos procedimentos e normas de operação

1. 1. O operador, em nome das associadas da Concessionária Nacional, deve, no prazo de 30 dias a contar da data da apresentação dos procedimentos e normas referidos no artigo anterior, comentá-los e recomendar eventuais alterações aos mesmos.
2. 2. A Concessionária Nacional deve analisar os comentários e as recomendações recebidas e no prazo de 60 dias a contar da apresentação dos referidos comentários e recomendações por parte do operador acordar tais procedimentos e regras.

Artigo 33.º

Conformidade com a legislação angolana

Os procedimentos e normas de levantamento acordados devem estar sempre em conformidade com a legislação angolana.

CAPÍTULO VI

Petróleo Bruto e Gás

Artigo 34.º

Medição de petróleo e gás

1. 1. O operador de cada bloco deve submeter à apreciação e decisão do Ministério de Tutela o sistema de medição, os equipamentos e os procedimentos a usar para medir a produção e vendas de petróleo e gás natural.
2. 2. A autorização referida no número anterior deve ser acompanhada, no mínimo, das seguintes informações:
   1. a) especificação completa, com desenhos dimensionados e material descritivo pertinente;
   2. b) procedimentos operacionais propostos, incluindo a calibração e o controlo de rotina;
   3. c) método de colheita e conservação de amostras.
3. 3. Métodos de análise laboratorial propostos para determinação de todos os parâmetros físicos e químicos.
4. 4. A medição electrónica do fluxo, utilizando o sistema de medição (contador de deslocação positiva ou de turbina) deve ser feita de acordo com o manual de normas de medição de petróleo do American Petroleum Institute (API).
5. 5. A determinação das quantidades de petróleo bruto em tanques cilíndricos verticais e navios deve ser feita de acordo com o manual de normas de medição de petróleo do American Petroleum Institute (API).

Artigo 35.º

Instrumentos de medição

1. 1. Se qualquer instrumento de medição ou pesagem for considerado viciado ou inexacto, deve considerar-se nesse estado desde a última verificação, não excedendo um período de 90 dias, excepto quando a companhia provar razoavelmente ao Ministério de Tutela que tal erro podia não ter ocorrido durante aquele período.
2. 2. Todo o pagamento efectuado pelas companhias licenciadas para comercializar petróleo bruto e gás natural durante o período em que o instrumento não é considerado operacional, deve ser actualizado.
3. 3. O equipamento de medição ou de pesagem não deve ser reparado, alterado ou sujeito à manutenção sem autorização do Ministério de Tutela.

Artigo 36.º

Calendário das transacções

As operadoras devem submeter, até 90 dias antes do fim de cada semestre, o calendário das transacções para o semestre seguinte, de modo a possibilitar a presença do inspector do Ministério de Tutela.

Artigo 37.º

Unidades de medida

1. 1. O volume líquido de petróleo bruto deve ser determinado em unidades de metros cúbicos a temperatura de 15º C e pressão de 1 atmosfera (101325Pa). O volume em barris a 60º F e 14,696Psi deve também ser reportado.
2. 2. O volume de gás deve ser determinado em unidades de metros cúbicos à temperatura de 0ºC e à pressão de 1 atmosfera (101325Pa). O volume em pés cúbicos à 60º F e 14,696Psi deve também ser reportado).

Artigo 38.º

Componentes do sistema de medição de líquidos

• As instalações de Medição Fiscal de petróleo para transferência de custódia devem, incluir, dentre outros, os seguintes componentes, sendo compatíveis com os líquidos a serem medidos:
  1. a) conduta de entrada principal;
  2. b) conduta de saída principal;
  3. c) contador de deslocação positiva ou contador de turbina ou outro equipado com computador de fluxos ou dispositivo similar;
  4. d) um circuito fechado de verificação calibrado (provador bidirecional), tanque de verificação ou ligações a equipamento de certificação de terceiros, como por exemplo um contador de transferência, um circuito fechado de verificação de calibragem portátil ou outro dispositivo de verificação do contador;
  5. e) um dispositivo de amostragem accionado ao fluxo de saída do contador;
  6. f) dispositivos de medição ou compensação da temperatura e pressão;
  7. g) sistema de interface homem máquina (HMI).

Artigo 39.º

Componentes do sistema de medição de gás

• As instalações de Medição Fiscal de gás para transferência da custódia devem, regra geral, incluir, de entre outros, os seguintes componentes que devem ser compatíveis com o gás a ser medido:
  1. a) um contador de placa com orifício ou outro equipado com computador de fluxos ou dispositivo similar;
  2. b) um conjunto de tubos de medição devidamente configurado e com as necessárias extensões rectas tanto a montante como a jusante;
  3. c) um dispositivo de amostragem accionado ao fluxo de saída do contador;
  4. d) dispositivo de medição ou compensação da temperatura e pressão.

Artigo 40.º

Instalações de medição

1. 1. Os contadores de petróleo e gás utilizados para determinar royalties, impostos, quantidades para transferência da custódia e quotas-partes da produção a serem atribuídas numa determinada Área de Concessão devem ser concebidos, instalados, mantidos e calibrados de modo a garantir a medição precisa dos hidrocarbonetos produzidos numa Área de Concessão, de acordo com as disposições deste regulamento e as normas e práticas aceites na indústria petrolífera.
2. 2. As instalações de medição para transferência da custódia devem ser concebidas de modo a:
   1. a) impedir a inversão do fluxo no contador;
   2. b) proteger adequadamente os contadores sujeitos a impulsos ou saltos de pressão mediante a utilização de torres de compensação, câmaras de expansão ou dispositivos similares;
   3. c) impedir que o contador seja sujeito a pressões de choque superiores à pressão de serviço máxima;
   4. d) impedir a derivação do contador.

Artigo 41.º

Inspecção

1. 1. O Ministério de Tutela tem acesso livre às instalações de petróleo e gás natural para inspecção dos sistemas de medição, verificação das operações e dos relatórios de medição.
2. 2. As inspecções devem incluir:
   1. a) verificação dos sistemas de medição instalados conforme normas e regulamentos aplicáveis e conforme as recomendações dos fabricantes;
   2. b) inspecção do estado dos sistemas e instrumentos de medição;
   3. c) verificação dos selos e respectivas planilhas de controlo;
   4. d) acompanhamento das inspecções de tanques e sistemas de medição;
   5. e) acompanhamento de calibração dos sistemas e instrumentos;
   6. f) acompanhamento das operações de medição;
   7. g) verificação dos cálculos dos volumes;
   8. h) acompanhamento das operações de amostragem e análise de laboratório;
   9. i) verificação dos relatórios de medição, teste e calibração.
3. 3. Todos os instrumentos e equipamentos necessários para as inspecções devem ser providos pela companhia.
4. 4. Quando o Ministério de Tutela manifesta a intenção de realizar inspecções que impliquem operações não rotineiras, a operadora deve providenciar a realização das mesmas dentro de dois dias úteis.
5. 5. Quando a inspecção incluir o acompanhamento de operações programadas, o Ministério de Tutela manifesta a sua intenção de inspeccioná-las. A companhia confirma a data e hora da realização das operações com, pelo menos, sete dias de antecedência. O inspector do Ministério de Tutela, devidamente credenciado deve estar presente no acto da calibração, verificação, comparação, medição ou pesagem contra um padrão aprovado de qualquer equipamento ou instrumento, devendo a companhia comunicar com antecedência de 45 dias sobre a realização dessas operações, fornecendo para o efeito a documentação ou informação necessária.
6. 6. Após o cumprimento das suas funções, o inspector deve remeter um relatório ao Ministro de Tutela, no prazo de dois dias.

Artigo 42.º

Direitos do inspector

1. 1. O inspector do Ministério de Tutela, devidamente autorizado, tem o direito de solicitar a preparação da calibração, o controlo dos equipamentos e, além disso, pode controlar as acções a qualquer momento sem aviso prévio.
2. 2. Para bom desempenho das funções referidas, a companhia deve prestar toda a colaboração, facultando o equipamento ou pessoal que lhe for solicitado e suportando as respectivas despesas.
3. 3. É responsabilidade das companhias custear as despesas referentes à passagem, saúde e segurança do inspector durante o exercício das suas funções.

Artigo 43.º

Procedimentos operacionais em caso de falha

• A falha real ou presumida de um sistema de medição pode ser detectada:
  1. a) durante a operação, se o sistema apresentar problemas operacionais ou fornecer resultados erróneos ou forem comprovados ajustes não autorizados;
  2. b) durante a calibração, se o sistema apresentar erros ou variações na calibração acima dos limites ou se os instrumentos não puderem ser calibrados;
  3. c) quando for detectada uma falha num medidor, o mesmo deve ser retirado da operação para a sua regularização ou calibração e substituído por outro calibrado. A produção, entre o momento da falha e a saída de operação, é estimada com base na produção média horária antes da falha;
  4. d) quando a falha for detectada durante a calibração periódica, a produção afectada é considerada produção, desde a calibração precedente ou durante os 21 dias imediatamente anteriores à calibração;
  5. e) o Ministério de Tutela deve ser notificado, por escrito, dentro de 24 horas, da ocorrência de uma falha no sistema de medição da produção, assim como de quaisquer outros incidentes operacionais que vierem a causar erro na medição ou quando houver interrupção total ou parcial da medição. A notificação deve incluir uma estimativa dos volumes em causa.

Artigo 44.º

Relatórios de medição, teste e calibração

1. 1. Trimestralmente, as operadoras devem remeter ao Ministério de Tutela os relatórios sobre os seus sistemas de medição, testes e calibrações dos equipamentos petrolíferos existentes nos campos.
2. 2. Os relatórios elaborados devem conter, no mínimo, como base os seguintes elementos:
   1. a) todas as medições, análises e cálculos efectuados para a determinação da produção de um campo;
   2. b) os relatórios devem conter informação relativa à produção diária e respectivos carregamentos;
   3. c) quando for efectuada uma medição em tanque com volume superior a produção diária, a medição deve ser ajustada de acordo com a produção de cada dia;
   4. d) os modelos de relatórios de medição devem ser apresentados para aprovação do ministério de tutela. No caso de relatórios elaborados por meios electrónicos, devem conter todas as fórmulas de cálculo utilizadas;
   5. e) todas as medições, inspecções, análises e cálculos efectuados durante a calibração de instrumentos e sistemas de medição devem ser registados em relatórios. Os relatórios devem ser elaborados imediatamente após a calibração e devem incluir informações para verificar a rastreabilidade ao Ministério que tutela o sector petrolífero.
3. 3. Os relatórios devem incluir, nomeadamente:
   1. a) nome do operador;
   2. b) identificação do campo ou da instalação;
   3. c) data e hora da elaboração do relatório;
   4. d) período da produção ou da movimentação do fluido;
   5. e) identificação dos pontos de medição;
   6. f) valores registados (totais, níveis, temperaturas, pressões);
   7. g) volumes brutos, corrigidos e líquidos de produção ou transferência;
   8. h) resultados das análises de laboratório;
   9. i) factores de correcção com os parâmetros e métodos utilizados para sua determinação;
   10. j) assinatura do responsável pelo relatório e do superior imediato;
   11. k) os relatórios de medição, teste e calibração devem ser arquivados, estando à disposição para exame, pelo Ministério de Tutela ou seus representantes.

Artigo 45.º

Tolerâncias admissíveis

1. 1. O erro máximo admissível para contadores de petróleo bruto, não deve ser superior a 0,3% do volume medido.
2. 2. O erro máximo admissível para contadores de gás, não deve ser superior a 0,1% do volume medido.

Artigo 46.º

Verificação e calibração

• Os contadores para transferência de custódia de hidrocarbonetos líquidos devem ser verificados e calibrados de acordo com os seguintes requisitos:
  1. a) integridade da calibração de cada circuito fechado de verificação de calibração portátil, do tanque de verificação, do contador principal ou de qualquer outro tipo de dispositivo de verificação deve poder ser comprovada pelas normas de verificação certificadas pelo Instituto Nacional de Normas e Tecnologia dos Estados Unidos (NIST) ou por qualquer instituição equivalente, aceite pelo operador;
  2. b) contadores de transferência de custódia, circuitos fechados de verificação (provadores) e os tanques de verificação devem ser calibrados de acordo com o Manual de Normas de Medição de Petróleo (MPMS) do API ou outras normas e práticas aceites na indústria petrolífera;
  3. c) a partir da data da calibração, devem ser aplicados os volumes-base de verificação (volume base do provador), os quais devem estar dentro dos limites de tolerância;
  4. d) o operador deve comunicar ao Ministério de Tutela por escrito, com uma antecedência de 30 dias a realização da calibração do dispositivo de verificação do contador usado na transferência da custódia de qualquer fluido, podendo o Ministério enviar um representante para testemunhar a referida calibragem;
  5. e) as informações de medições recolhidas a partir das verificações e calibração devem ser documentadas e registadas em arquivos próprios.

Artigo 47.º

Mistura da produção

1. 1. Para os efeitos do presente artigo, por mistura de produção entende-se a mistura à superfície dos hidrocarbonetos produzidos a partir de dois ou mais campos ou áreas de concessão, antes da sua medição para cálculo dos «royalties», impostos ou partilha de produção.
2. 2. Caso ocorra misturas de petróleos de especificações diferentes a Concessionária Nacional e suas associadas devem acordar a forma e as modalidades de levantamento e repartição.
3. 3. O operador só deve iniciar a mistura da produção após obtida a aprovação do Ministério de Tutela.

Artigo 48.º

Segurança da medição

1. 1. Os pontos de medição de petróleo bruto, gás natural ou ambos devem ser operados e mantidos de modo a evitar qualquer perda ou roubo da produção e garantir uma medição precisa e adequada.
2. 2. Os componentes dos dispositivos de medição para as vendas (unidades de medição e tanques) devem estar selados de forma a impedir qualquer falsificação.
3. 3. Os selos de fio de aço ou de outro qualquer tipo aceitável devem ser numerados e registados.
4. 4. Uma relação dos números dos selos e da localização das instalações de medição deve ser mantida nas instalações do campo e estar disponível para inspecção pelos representantes do Ministério de Tutela.

Artigo 49.º

Competência

1. 1. A competência para a fiscalização do cumprimento das disposições constantes do presente regulamento é do Ministério dos Petróleos.
2. 2. Sempre que reputar necessário e tratando-se de averiguar e aferir sistema de medição e todos os seus componentes previstos no presente diploma, o Ministério de Tutela deve solicitar a colaboração do Instituto Angolano de Normalização e Qualidade (IANORQ).

CAPÍTULO VII

Infracções e Multas

Artigo 50.º

Infracções

• Constitui infracção ao presente diploma:
  1. a) o não cumprimento dos prazos para a prorrogação excepcional de cada um dos períodos da concessão, estabelecido no artigo 7.º;
  2. b) o não cumprimento dos prazos para a prorrogação excepcional da licença de prospecção, estabelecido no artigo 9.º;
  3. c) a não apresentação trimestral ao Ministério de Tutela de informações detalhadas sobre o curso das actividades desenvolvidas, conforme estabelece o n.º 2 do artigo 10.º;
  4. d) a não apresentação ao Ministério de Tutela do plano anual de trabalho no prazo previsto nos n.º 1 e 2 do artigo 16.º;
  5. e) a não apresentação do relatório de avaliação dos jazigos ao Ministério de Tutela no prazo fixado pelo n.º 1 do artigo 19.º;
  6. f) a não comunicação ao Ministério de Tutela sobre os jazigos de petróleo abrangidos pela descoberta que não sejam adequados para serem economicamente desenvolvidos conforme estabelece o n.º 1 do artigo 20.º;
  7. g) a não apresentação ao Ministério de Tutela do sistema de medição, dos equipamentos e dos procedimentos previstos no n.º 1 do artigo 34.º;
  8. h) o não cumprimento das normas estabelecidas no Manual de Normas de Medição de Petróleo do API, conforme o estabelecido nos n.º 4 e 5 do artigo 34.º;
  9. i) a não actualização de instrumento de medição ou pesagem inexacta, conforme estabelecido no n.º 1 do artigo 35.º;
  10. j) a reparação, alteração ou manutenção do equipamento de medição ou de pesagem sem a autorização do Ministério de Tutela, conforme o estabelecido no n.º 3 do artigo 35.º;
  11. k) a não apresentação do calendário das transacções dentro do prazo estabelecido conforme o ponto referido no artigo 36.º;
  12. l) a não observância das normas e práticas aceites na indústria petrolífera nas instalações de medição mencionado no n.º 1 do artigo 40.º;
  13. m) a não comunicação ao Ministério de Tutela da ocorrência de uma falha no sistema de medição da produção, assim como qualquer outros incidentes operacionais que vierem a causar erro na medição ou quando houver interrupção total ou parcial da medição, de acordo com o prazo estabelecido;
  14. n) a não entrega dos relatórios sobre os sistemas de medição, testes e calibragem dos equipamentos petrolíferos existentes nos campos dentro do prazo estipulado no referido artigo 44.º;
  15. o) a não calibração dos contadores de acordo com os procedimentos mencionados nas alíneas a) e b) do artigo 46.º;
  16. p) a não comunicação da realização da calibragem do dispositivo de verificação do contador usado na transferência de custódia de qualquer fluido referido na alínea d) do artigo 46.º de acordo com o prazo fixado;
  17. q) o início da mistura da produção sem a aprovação do Ministério de Tutela referido no n.º 3 do artigo 47.º

Artigo 51.º

Multas

1. 1. As infracções previstas no artigo anterior são puníveis com as seguintes multas:
   1. a) as infracções cometidas nas alíneas a), b), c), d), e), k), m), n) e p), com multa no valor de Kz: 3 700 000,00;
   2. b) as infracções cometidas nas alíneas f) e q) com multa no valor de Kz: 74 000 000,00;
   3. c) as infracções cometidas nas alíneas g), h) e l) com multa no valor de Kz: 100 000 000,00;
   4. d) as infracções cometidas nas alíneas i), j) o) com multa no valor de Kz: 111 000 000,00.
2. 2. Em caso de reincidência, o valor das multas cominadas no número anterior duplicam.
3. 3. No caso de necessidade de correcção monetária, o valor da multa deve ser aferido nos termos da Unidade de Correcção Fiscal em vigor.
4. 4. As sanções definidas nos números anteriores são aplicáveis sem prejuízo de quaisquer procedimentos de natureza civil e criminal imputáveis em função das consequências resultantes do incumprimento.
5. 5. O produto das multas constitui em 60% do seu montante, receita do Orçamento do Estado e em 40%, receita própria do Ministério de Tutela.

Artigo 52.º

Independência da aplicação das multas

A aplicação das multas não desobriga o infractor ao cumprimento das normas do presente regulamento e é independente de quaisquer outras sanções que sejam impostas por aplicação da legislação respectiva, nomeadamente pela aplicação da Lei das Infracções contra a Economia.

CAPÍTULO VIII

Fiscalização das Operações Petrolíferas

Artigo 53.º

Acompanhamento e fiscalização

1. 1. As acções de fiscalização referidas no artigo 76.º da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, podem compreender nomeadamente o seguinte:
   1. a) recolha para efeitos de análise, de amostras de petróleo ou de outras substâncias decorrentes das operações petrolíferas;
   2. b) cópia ou fotocópia de qualquer livro, relatório ou documento relacionado com as operações petrolíferas;
   3. c) retenção, com vista a poder ser usado como prova do não cumprimento de uma obrigação por parte da Concessionária Nacional e suas associadas, de amostras, outras substâncias retiradas das operações petrolíferas, livros, relatórios e outros documentos ou dados relacionados com as operações petrolíferas;
   4. d) realização dos inquéritos necessários para verificar o cumprimento das obrigações legais ou contratuais, por parte das licenciadas, da Concessionária Nacional ou das suas associadas;
   5. e) fiscalização da construção e montagem das instalações ou equipamentos de sondagem, produção e armazenagem de petróleo, bem como operação e modificação de instalações de produção;
   6. f) fiscalização da implementação e funcionalidade dos sistemas de segurança operacional e dos planos de contingência para combate à incêndios, derrames e outras emergências;
   7. g) fiscalização das operações de calibragem dos equipamentos de medição;
   8. h) aplicação das leis, regulamentos e normas de segurança, higiene, saúde no trabalho e do ambiente de acordo com a legislação vigente;
   9. i) investigação e/ou participação na averiguação de casos de acidentes, incêndios, explosões, derrames e outros que ponham em risco a segurança das pessoas, instalações e do ambiente;
   10. j) fiscalização e registo dos certificados de conformidade das instalações fixas, móveis e flutuantes;
   11. k) fiscalização dos projectos de engenharia e programas de manutenção geral das instalações, bem como a sua execução;
   12. m) identificação e inspecção do tipo de fluidos utilizados na perfuração de poços;
   13. n) outras acções que forem superiormente dimanadas ou orientadas.
2. 2. Os custos inerentes aos actos de fiscalização previstos no presente artigo são suportados pela entidade fiscalizada.

Artigo 54.º

Fiscalização das unidades de medidas

As actividades de fiscalização do disposto no presente regulamento obedecem as condições e requisitos mínimos exigidos para os sistemas de medição de petróleo bruto e gás natural.

Artigo 55.º

Garantia do cumprimento das obrigações assumidas

1. 1. As garantias de que trata o artigo 32.º, da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, são prestadas por depósito em dinheiro, garantia bancária, devendo as referentes à licença de prospecção, construção e operação de oleodutos e gasodutos ser apresentadas a favor do Ministério de Tutela e as das associadas a favor da Concessionária Nacional.
2. 2. As garantias bancária devem conter a declaração de entidade emitente assegurando, até ao limite do valor da garantia ou do seguro, o pagamento imediato e incondicional de quaisquer quantias exigidas pelo Ministério de Tutela em virtude do incumprimento de obrigações abrangidas pela caução, devendo o respectivo texto ser submetido à aprovação do Ministério de Tutela antes das mesmas serem prestadas.
3. 3. As garantias extinguem-se decorrido o prazo de validade. As garantias que devem ser renovadas ou substituídas, se mantêm em vigor enquanto não for emitida a correspondente renovação ou substituição por nova caução.
4. 4. No caso de qualquer caução prestada pela licenciada ou pela associada da Concessionária Nacional vier a ser total ou parcialmente utilizada, deve, no prazo de 30 dias após a data da utilização, ser substituída por nova caução de montante e conteúdo idênticos aos da caução utilizada.

Artigo 56.º

Transporte e armazenamento de petróleo e gás natural

As regras e os procedimentos para o transporte de petróleo e gás natural de acordo com o disposto do artigo 72.º, da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, são definidos em diploma próprio.

O Primeiro Ministro, António Paulo Kassoma.

O Presidente da República, JOSÉ EDUARDO DOS SANTOS.