(Revogado pela Resolução ANP Nº 845 DE 14/06/2021, efeitos a partir de 01/07/2021):

A Diretora-Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, no uso de suas atribuições, em cumprimento ao disposto no § 1º do art. 24 e no inciso III do art. 44 da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, no inciso I do art. 27 da Lei nº 12.351/2010, e de acordo com a Resolução de Diretoria nº,387 de 30 de abril de 2014, e

Considerando a necessidade de utilização das Melhores Práticas da Indústria do Petróleo na Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural, e

Considerando a atribuição da ANP de organizar e manter o acervo de informações e dados técnicos relativos à Indústria do Petróleo nacional e fazer cumprir as boas práticas de preservação ambiental e segurança operacional, torna público o seguinte ato:

Art. 1º Fica aprovado o Regulamento Técnico do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural, doravante denominado Plano ou PAD que, anexo à presente Resolução, define o objetivo, o conteúdo e a forma de apresentação do documento e define e especifica o conteúdo do Relatório Final de Avaliação de Descobertas de Petróleo e Gás Natural (RFAD).

Art. 2º Para os efeitos desta Resolução e do Regulamento Técnico que ela institui, além das definições contidas no art. 6º da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, no art. 2º da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, nos contratos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural e na Resolução ANP nº 09/2000, ou outra que venha a sucedê-la, que aprova o Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de Hidrocarbonetos, ficam incorporadas, para todos os fins e efeitos, no plural ou no singular, as seguintes:

I - Relatório Final de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural - RFAD: é o documento preparado pelo detentor de direitos de Exploração e Produção que descreve as Operações de Avaliação da Descoberta de Petróleo ou Gás Natural, nos termos do PAD aprovado pela ANP, apresenta seus resultados e, caso aprovado pela ANP, confere efetividade à Declaração de Comercialidade;

II - Compromisso Firme: é a atividade prevista no PAD cuja realização é certa e obrigatória para atingir os objetivos do Plano;

III - Compromisso Contingente: é a atividade prevista no PAD cuja realização é incerta e dependente do resultado dos Compromissos Firmes que a antecedem e a ela são correlatos;

IV - Pontos de Decisão: datas até as quais os detentores de direitos de Exploração e Produção devem comunicar à ANP a decisão de realizar ou não um ou mais Compromissos Contingentes;

V - Upside: feição geológica não testada por poços para a qual se estima, com base nos dados coletados na área e nas proximidades, a ocorrência de pequenos volumes de hidrocarbonetos, cuja eventual produção econômica dependerá da utilização das facilidades de produção de Campos adjacentes ou próximos.

Art. 3º Como condição para a Avaliação de uma Descoberta de Petróleo ou Gás Natural em uma Área sob contrato de Exploração e Produção, deverá o detentor de direitos de Exploração e Produção submeter um PAD à aprovação da ANP no prazo estabelecido no contrato de Exploração e Produção ou em prorrogações aprovadas pela ANP.

Art. 4º As atividades de Avaliação da Descoberta feita na Fase de Exploração serão obrigatoriamente realizadas durante a Fase de Exploração.

§ 1º Caso a Descoberta ocorra em momento tal da Fase de Exploração em que não seja possível proceder à Avaliação da Descoberta de acordo com as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo, antes do término da Fase de Exploração, esta poderá ser prorrogada, a critério da ANP, pelo prazo necessário à execução da etapa de Avaliação, segundo um PAD aprovado pela ANP.

§ 2º Como condição para a prorrogação de que trata o parágrafo anterior, o prazo entre a Notificação de Descoberta e a proposta de PAD pelo detentor de direitos de Exploração e Produção deverá ser o estritamente necessário para estudo dos novos dados e informações obtidos, integração com dados já existentes e elaboração do PAD.

Art. 5º A execução das atividades do PAD somente será iniciada após obtenção das licenças e autorizações previstas na Legislação Aplicável.

Art. 6º O início das atividades previstas no PAD somente ocorrerá após sua aprovação pela ANP, salvo quando devidamente autorizado pela ANP, e o curso do prazo do Plano também se iniciará na data desta aprovação.

§ 1º A ANP terá prazo de até 60 (sessenta) dias, contados do recebimento do PAD, para aprová-lo ou solicitar modificações justificadas ao detentor de direitos de Exploração e Produção. Caso a ANP solicite tais modificações, o detentor de direitos de Exploração e Produção deverá apresentá-las no prazo de 30 (trinta) dias contados da solicitação, repetindo-se então os prazos e o procedimento previstos neste parágrafo.

§ 2º A execução do PAD poderá ser interrompida a qualquer momento, quando justificadamente exigido pela ANP.

§ 3º As revisões do PAD deverão ser submetidas por escrito à ANP, aplicando-se a elas o procedimento previsto no § 1º desse artigo.

§ 4º A ANP poderá, a qualquer tempo e a seu exclusivo critério, solicitar as informações complementares que julgar pertinentes bem como poderá solicitar a exposição oral do PAD pelo detentor dos direitos de Exploração e Produção.

§ 5º A ANP, justificadamente, poderá solicitar ao detentor de direitos de Exploração e Produção alterações no PAD, às quais se aplicarão, mutatis mutandis, os prazos previstos no § 1º deste artigo.

Art. 7º Os Compromissos Contingentes devem ser justificados tecnicamente no PAD, explicitando a existência ou não de relações de contingência com os Compromissos Firmes e com a fixação obrigatória dos respectivos Pontos de Decisão no cronograma.

§ 1º Os Pontos de Decisão só poderão ser alterados mediante prévia autorização da ANP e seu descumprimento implicará o encerramento do PAD, sem prejuízo das penalidades previstas na Legislação Aplicável.

§ 2º Um Compromisso Contingente realizado antes do seu respectivo Ponto de Decisão só será considerado como executado caso o detentor de direitos de Exploração e Produção, previamente à notificação de início daquela atividade, obtenha a anuência da ANP de que tal atividade representa a conversão antecipada de um Compromisso Contingente em Compromisso Firme.

§ 3º A realização de todos os Compromissos Firmes e a avaliação dos resultados produzidos, nos prazos previstos, aliadas à decisão de não
executar os Compromissos Contingentes ou à apresentação de Declaração de Comercialidade, implicará o término antecipado do prazo de conclusão do Plano e a eventual devolução de áreas retidas para o PAD não avaliadas.

Art. 8º Para o cumprimento de sua finalidade, o PAD deve contemplar atividades exploratórias que permitam a delimitação da(s) Descoberta(s), bem como a estimativa dos volumes de Petróleo ou Gás Natural in situ nos Reservatórios.

§ 1º Para a escorreita delimitação da(s) Descoberta(s) Avaliada(s), o PAD, obrigatoriamente, conterá, como Compromisso Firme, a perfuração de pelo menos um poço exploratório e a execução de pelo menos um teste de formação (TFR) ou de longa duração (TLD), salvo em situações excepcionais, devidamente justificadas e aceitas a critério exclusivo da ANP.

§ 2º Os prazos para o cumprimento das atividades de um PAD devem ser fixados segundo a realidade do mercado nacional ou internacional, cabendo ao Operador comprovar eventuais restrições de fornecimento de bens ou prestação de serviços que demandem períodos maiores.

§ 3º Na proposição de prazos para a execução dos Compromissos Firmes e Contingentes, os detentores de direitos de Exploração e Produção deverão utilizar critérios fundados na experiência de atividades análogas, executadas sob condições similares e na forma das Melhores Práticas da Indústria do Petróleo.

§ 4º A área objeto do PAD poderá conter Prospectos ainda não perfurados e independentes da Descoberta que ensejou o Plano. A retenção das áreas correspondentes a esses Prospectos estará condicionada ao Compromisso Firme de perfuração de poço.

Art. 9º A não realização dos Compromissos Firmes contidos no PAD aprovado pela ANP implicará o encerramento do PAD, sem prejuízo da aplicação das penalidades previstas na Legislação Aplicável.

Art. 10. O RFAD será apresentado até o fim do prazo aprovado para o PAD e sempre antes da eventual Declaração de Comercialidade ou com ela concomitante.

§ 1º Ainda que o PAD não seja integralmente cumprido conforme o cronograma aprovado, o RFAD deve ser apresentado em até 60 (sessenta) dias contados da data de interrupção das atividades.

§ 2º O RFAD deverá conter os elementos que permitam a avaliação de adequação técnica da Área de Desenvolvimento proposta e da estimativa de volumes in situ contidas na Declaração de Comercialidade, caso esta ocorra.

§ 3º A base técnica da Declaração de Comercialidade somente será considerada adequada mediante a aprovação do respectivo RFAD pela ANP.

Art. 11. Descobertas de novas jazidas na Fase de Produção devem ser comunicadas por escrito à ANP pelo detentor de diretos de Exploração no prazo previsto no Contrato de Exploração e Produção, com os dados e informações disponíveis até aquele momento.

§ 1º Um PAD deverá ser apresentado caso o detentor de direitos de Exploração e Produção decida avaliar uma nova jazida descoberta na Fase de Produção.

§ 2º O RFAD identificará a unidade litoestratigráfica e cronoestratigráfica que contém a nova jazida descoberta na Fase de Produção e informará, caso conclua por sua explotação, a atualização da Reserva do Campo.

Art. 12. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação e revoga a Resolução ANP nº 31 de 09.06.2011.

MAGDA MARIA DE REGINA CHAMBRIARD

ANEXO

REGULAMENTO TÉCNICO DO PLANO DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTAS DE PETRÓLEO OU GÁS NATURAL E DO RESPECTIVO RELATÓRIO FINAL

1. OBJETIVO

1.1. O presente Regulamento define o objetivo, especifica o conteúdo e determina os procedimentos quanto à forma de apresentação do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural (PAD), de que trata o Contrato de outorga dos direitos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, e define os critérios de aprovação e revisão do referido Plano e estabelece o conteúdo do Relatório Final de Avaliação de Descobertas de Petróleo e/ou Gás Natural (RFAD).

1.2. O PAD deverá, para que seja aprovado, atender aos objetivos a seguir enumerados:

a) possibilitar a quantificação dos volumes in situ originais de petróleo e gás natural;

b) possibilitar a classificação e quantificação dos volumes descobertos em recursos e reservas, quando ocorrer a Declaração de Comercialidade;

c) possibilitar a compreensão dos mecanismos de produção e a previsão do comportamento em produção dos poços e reservatórios;

d) possibilitar a caracterização dos fluidos presentes nos reservatórios e das rochas que constituem os reservatórios;

e) possibilitar a compreensão do modelo geológico dos reservatórios, ou seja, seu controle estratigráfico ou estrutural, e a delimitação espacial destes mesmos reservatórios;

f) garantir a segurança operacional;

g) garantir a preservação ambiental.

1.3. O Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural deverá ser preparado de acordo com as instruções contidas neste Regulamento e conter informações suficientes, em abrangência e detalhe, para:

a) permitir a avaliação, por parte da ANP, de sua suficiência para atender os objetivos enumerados no item 1.2;

b) permitir à ANP conhecer e acompanhar as atividades de Avaliação da Descoberta;

c) demonstrar que a Avaliação da Descoberta se fará segundo as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo e em obediência às normas e regulamentações da ANP e à legislação em vigor.

2. DISPOSIÇÕES GERAIS

2.1. O Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo e/ou Gás Natural deverá ser enviado à ANP por meio de uma carta de encaminhamento, que deverá conter:

a) nome(s) do(s) Concessionário(s);

b) nome do operador;

c) identificação do Contrato

d) nome do bloco;

e) nome da bacia sedimentar;

f) número do Contrato;

g) nome oficial do poço descobridor (nome ANP) e cadastro do mesmo;

h) nome do poço segundo o operador;

i) nome da locação;

j) nome de unidade(s) litoestratigráfica(s) e cronoestratigráfica(s);

k) tabelas, seções sísmicas, seções geológicas, mapas, perfis ou outras ilustrações, que deverão ser apresentadas com os nomes oficiais de poço (nome ANP) e com identificação e escalas das curvas, sempre em formato A-3 e legíveis;

l) todos os mapas deverão ser apresentados conforme o Padrão ANP 4B, e sempre de acordo com as coordenadas possíveis conforme estabelecido no Catálogo de E&P, na página "Formato das Coordenadas para Delimitação de Áreas de Exploração e Produção";

m) todas as coordenadas de delimitação de Áreas de Exploração e Produção deverão ser enviadas também em forma digital;

n) a proposta de PAD deve ser encaminhada também em forma digital;

o) o prazo concedido para a realização do RFAD é de 60 dias, a não ser que outro prazo tenha sido estabelecido por ocasião da aprovação do PAD.

2.2. Novas tecnologias desenvolvidas pelo próprio Concessionário, ou aplicação de tecnologias novas ou pouco comuns na área de Exploração de Petróleo e Gás Natural, deverão ser descritas no Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural quando sua aplicação for prevista, assegurado o sigilo da informação nos termos da cláusula específica do Contrato.

2.3. As revisões de um PAD já submetido ou aprovado, resultantes de introdução das alterações abaixo relacionadas, deverão ser comunicadas por escrito à ANP, acompanhadas das justificativas técnicas que as motivaram.

a) modificação na extensão dos levantamentos geofísicos;

b) alteração do número de poços a serem perfurados ou dos objetivos;

c) alterações no cronograma proposto;

d) quaisquer alterações que afetem os objetivos e a abrangência do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural original;

e) descoberta de nova jazida de Petróleo ou Gás Natural durante a execução do PAD.

3. CONTEÚDO DO PLANO DE AVALIAÇÃO

3.1. O Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural deverá conter, no mínimo, os tópicos que se seguem.

3.1.1. Sumário Executivo, que deverá contemplar os seguintes aspectos:

a) os objetivos e a estratégia de Avaliação;

b) o mapa de localização da descoberta;

c) coordenadas da área retida para avaliação, de acordo com o item 2.1, tópicos "l" e "m";

d) o contexto geológico no qual se insere a descoberta de petróleo ou gás natural;

e) os programas dos levantamentos geofísicos previstos;

f) previsão de outros métodos exploratórios previstos;

g) o número e o tipo de poços previstos;

h) a previsão do total dos investimentos necessários para a avaliação;

i) a duração da Avaliação, com apresentação de cronograma mostrando os Pontos de Decisão;

j) a estimativa dos volumes in situ de petróleo ou gás que se espera comprovar em P-10, P-50 e P-90.

3.1.2. Descrição da descoberta, a qual deverá ressaltar:

a) os resultados da avaliação preliminar;

b) a metodologia empregada para a avaliação quantitativa de perfis e os resultados obtidos, com indicação das zonas de interesse e suas propriedades calculadas;

c) os testes de formação executados, identificando o intervalo, os resultados e as interpretações.

3.1.3. Descrição da geologia e dos reservatórios, contendo o modelo geológico baseado nos estudos anteriores e nas informações fornecidas pela perfuração do poço descobridor, enfatizando:

a) a interpretação geológica e geofísica que deu origem à locação do poço descobridor, descrevendo as seções geológicas e sísmicas interpretadas e incluindo o poço descobridor e os poços de correlação com as unidades litoestratigráficas ou cronoestratigráficas constatadas;

b) as unidades lito-, bio- e cronoestratigráficas constatadas, incluindo quadro de previsões e constatações geológicas e a coluna estratigráfica apropriada;

c) o sistema petrolífero ao qual a descoberta se relaciona;

d) um resumo da evolução estrutural da área, enfatizando o controle estrutural da acumulação, as possíveis compartimentações ou barreiras;

e) as principais propriedades petrofísicas dos reservatórios;

f) as informações dos poços de correlação existentes como estratigrafia, indícios, resultados de testes e perfis.

3.1.4. Programa de avaliação, descrevendo as atividades previstas para a avaliação da descoberta, assinalando Compromissos Firmes e Compromissos Contingentes e enfocando:

a) o programa geofísico adicional, se previsto, apresentando os objetivos e o tipo de aquisição;

b) para os compromissos contingentes deve ser estabelecida uma relação de contingência, ou seja, deve ser indicada a condição relacionada às atividades firmes que determinará ou não a concretização da atividade contingente;

c) a locação preliminar dos poços de extensão, ou pioneiros adjacentes, previstos e os prospectos já identificados;

d) testes de formação a serem realizados nos poços já perfurados, com indicação do intervalo e objetivo;

e) os estudos e atividades complementares (análises geoquímicas, reinterpretações, descrição e análise de testemunhos, análise de fluidos e petrofísicas etc.);

f) a programação para a realização de Teste de Longa Duração, quando este for previsto. Nesse caso, o Plano deverá conter a programação detalhada do teste, de acordo com o Catálogo de E&P;

g) outros métodos ou técnicas que serão empreendidos durante a Avaliação da Descoberta (por exemplo: tomografia sísmica, perfis de ressonância, análise de AVO etc.);

h) os reprocessamentos de dados sísmicos previstos, indicando a(s) técnica(s) a ser(em) empregada(s) e o ganho esperado em relação ao dado original.

3.1.5. Cronograma das Atividades contemplando as atividades físicas da avaliação, discriminando:

a) levantamentos geológico, geofísico e geoquímico;

b) processamento ou reprocessamento de dados geofísicos;

c) perfuração, avaliação e completação de poços, inclusive Teste em Poço Revestido (TFR);

d) realização de Testes de Longa Duração (TLD);

e) estudos complementares;

f) análises laboratoriais (petrofísica, geoquímica etc.);

g) duração da elaboração de Relatório Final de Avaliação de Descoberta de Petróleo ou Gás Natural, de acordo com o item 2.1, "o");

h) Pontos de Decisão referentes a cada um dos Compromissos Contingentes;

3.1.6. Previsão de investimentos necessários para a execução do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural proposto, discriminando os Compromissos Firmes, os Compromissos Contingentes, demais compromissos e o investimento total previsto para a concretização do Plano:

a) os levantamentos geológico, geofísico e geoquímico, separando os levantamentos de sísmica, gravimétricos/magnetométricos, eletromagnéticos e outros;

b) o processamento e os reprocessamentos de dados geofísicos apresentados em separado;

c) a perfuração, avaliação e completação de poços;

d) a realização de testes de longa duração;

e) os estudos complementares;

f) as análises laboratoriais e sua avaliação;

g) a elaboração do Relatório Final de Avaliação de Descoberta de Petróleo ou Gás Natural, de acordo com o item 2.1, "o");

3.1.7. As seguintes atividades, sempre que possível, devem ser previstas no PAD e quando não o forem, exigirão autorizações específicas da ANP para sua realização:

a) previsão de queima de gás;

b) injeção de gás

c) atividades de pesquisa necessárias para realização do PAD.

3.1.8. Para apresentação do PAD devem ser observadas as seguintes especificações:

a) o PAD deverá ser apresentado em encadernação adequada;

b) todas as figuras do PAD, em especial os mapas, as seções de sísmica, geológicas e geologia, perfis e gráficos deverão ser apresentadas de forma legível, na forma especificada no item 2.1, "k");

c) os poços deverão ser identificados pelo nome de poço ANP.

4. PROJETO DE INTERPRETAÇÃO

4.1. Juntamente com o Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural o Concessionário deverá entregar à ANP, em meio magnético apropriado (CD, DVD ou HD externo), o projeto de interpretação sísmica e geológica que possibilite a apreciação do Plano proposto, o qual deverá conter:

a) o dado sísmico de amplitude em tempo ou profundidade (em formato SEG-Y), recobrindo a(s) jazida(s) avaliada(s), com as interpretações apropriadas (horizontes e falhas);

b) os poços, já ajustados ao dado sísmico, que auxiliaram na definição do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural e do(s)
prospecto(s) exploratório(s). Incluir o zoneamento estratigráfico dos poços (topo/base das principais formações, zonas estratigráficas e biozonas);

c) outros atributos sísmicos (em formato SEG-Y) que auxiliaram na interpretação dos dados e na elaboração do Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural proposto;

d) o modelo geológico conceitual (estrutural-estratigráfico) elaborado a partir da interpretação sísmica (horizontes, falhas e atributos correlacionáveis), interpretação geológica (zoneamento do reservatório, seções estratigráficas, seções estruturais e mapas de isópacas), interpretação de dados de rocha (dados litológicos, petrofísicos e bioestratigráficos) e interpretação de dados de perfis (perfis de avaliação e modelo de eletrofácies), com o respectivo grid definido, com a devida inserção das propriedades físicas utilizadas (modelo de propriedades) e com os respectivos cálculos de volumes de hidrocarbonetos realizados.

5. DECLARAÇÃO DE COMERCIALIDADE

5.1. A Declaração de Comercialidade deverá conter o mapa apresentando os limites da área a ser declarada comercial, ou seja, da Área de Desenvolvimento, e deverá ser definido em função dos limites das jazidas efetivamente avaliadas, segundo os critérios estabelecidos neste Regulamento e observando as disposições do Contrato.

5.1.1. Os vértices da Área de Desenvolvimento devem ser apresentados conforme definido em no item 2.1, "l" e "m";

5.1.2. Deve ser fornecido um mapa com identificação do limite da(s) jazida(s) e contorno do polígono que define a Área de Desenvolvimento.

5.1.3. O nome de campo e a sigla que o identifica devem ser propostos de acordo com a regulamentação específica.

5.1.4. Para efeito de delimitação da Área de Desenvolvimento serão consideradas efetivamente avaliadas as jazidas que se enquadrarem em alguma das situações enumeradas a seguir:

a) A Área de Desenvolvimento será formada de porções do(s) reservatório(s) perfurado(s), cujos fluidos presentes sejam conhecidos a partir dos dados de rocha, perfis ou testes, e cujo potencial para produção comercial tenha sido constatado;

b) A Área de Desenvolvimento incluirá porções do(s) reservatório(s) não perfurado(s) que sejam lateralmente contíguas àquelas enquadradas na situação anterior, e porções entre poços, desde que possam ser consideradas comercialmente produtoras com elevado grau de certeza com base nos dados geológicos, geofísicos e de teste, e a critério da ANP, compreendendo

•"amarração" ao dado sísmico a partir de sismogramas sintéticos, VSP, check-shot ou outros métodos, ou

•dados de impedância, coerência, AVO ou outros dados levantados.

c) Áreas de pequeno porte (upsides) que, a depender dos seus volumes estimados e das condições geológicas constatadas, poderão, a critério da ANP, ser incorporadas ás áreas declaradas comerciais que comporão o campo;

d) áreas com limites distintos do que estipula o Contrato poderão ser aprovadas, a critério da ANP, desde que destinadas à injeção de água no campo.

5.1.5. As áreas consideradas para delimitação da Área de Desenvolvimento deverão estar devidamente mapeadas e seus volumes in situ e reservas de hidrocarbonetos estimados em P-10, P-50 e P-90.

6. CONTEÚDO DO RELATÓRIO FINAL DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTAS (RFAD)

6.1. O Relatório deverá ser enviado por carta de encaminhamento identificada pelos mesmos itens especificados em 2.1.

6.2. O Relatório deverá conter a descrição da realização das atividades que compõem o cronograma do Plano de Avaliação (item 3.1.6) e os resultados alcançados em cada uma delas.

6.3. No caso de nova jazida em área na Fase de Produção, o Relatório deverá ser explícito quanto à intenção de apropriar reservas e deverá conter o mapa apresentando os limites da projeção da nova jazida.

6.4. O Relatório deve conter um item com as conclusões advindas da avaliação da descoberta a partir das atividades realizadas ao longo da execução do PAD, enumerando as razões que fundamentam a comercialidade da jazida.

6.5. O Relatório deverá conter uma tabela comparativa entre previsto e realizado no que diz respeito a atividades, cronogramas, investimentos e os volumes mais atualizados P-10, P-50 e P-90.

6.6. Para apresentação do RFAD, devem ser observadas as seguintes especificações:

a) o RFAD deverá ser apresentado em encadernação adequada;

b) todas as figuras do RFAD, em especial os mapas, as seções de sísmica, geológicas e geologia, perfis e gráficos deverão ser apresentadas de forma legível, na forma especificada no item 2.1 "k");

c) os poços deverão ser identificados pelo nome de poço ANP.

(*) Republicada por ter saído no DOU de 20.05.2014, Seção 1, páginas 39 e 40, com incorreções no original.