ORDIN nr. 41 din 18 martie 1998

Se aprobă şi se pun în aplicare următoarele acte privind activitatea în domeniul petrolier

a) Instrucţiuni tehnice privind regimul sondelor de exploatare (anexa nr. 1);

b) Instrucţiuni tehnice privind modalităţile de raportare şi termenele de transmitere a datelor, informaţiilor şi documentaţiilor obţinute în derularea acordurilor petroliere (anexa nr. 2);

c) Instrucţiuni tehnice privind măsurarea şi evidenta producţiei brute de petrol (anexa nr. 3);

d) Instrucţiuni tehnice privind preluarea şi valorificarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa (anexa nr. 4).

Sondele de explorare executate în cadrul programelor minimale de explorare şi cele din afară acestora se realizează pe baza proiectelor geologice avizate de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

Pentru activitatea de explorare-evaluare

* rapoarte trimestriale privind operaţiunile petroliere efectuate în fiecare perimetru de explorare-dezvoltare-exploatare. Datele vor fi înscrise în formularul prezentat în tabelul nr. 1 şi vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale în termen de 10 zile ale primei luni din trimestrul următor;

* rapoarte anuale privind situaţia lucrărilor efectuate. Datele vor fi înscrise în formularul prezentat în tabelul nr. 2 şi vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale în termen de 15 zile de la începutul anului următor.

Măsurarea producţiei se face prin aparatura aprobată de Biroul Roman de Metrologie Legală. La solicitarea Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, titularul acordului petrolier este obligat sa supună spre verificare personalului teritorial autorizat al Biroului Roman de Metrologie Legală buna funcţionare a aparaturii utilizate la măsurători, pe cheltuiala proprie.

Cantităţile de petrol ce trebuie livrate de titularii acordurilor petroliere ca redeventa petroliera se calculează potrivit prevederilor acordurilor petroliere şi se aplică la productiile brute realizate şi măsurate după ieşirea din staţiile de separare, respectiv de tratare a petrolului, conform instrucţiunilor tehnice referitoare la măsurarea şi evidenta producţiei brute de petrol.

INSTRUCŢIUNI TEHNICE

privind regimul sondelor de explorare

Articolul 1

Sondele de explorare executate în cadrul programelor minimale de explorare şi cele din afară acestora se realizează pe baza proiectelor geologice avizate de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

Articolul 2

Proiectul geologic va cuprinde, în mod obligatoriu, următoarele

- obiectivul sondei;

- adâncimea proiectata;

- coordonatele locatiei în sistem STEREO 70;

- poziţia de talpa a sondei (coordonate), dacă se proiectează săparea dirijata;

- toate operaţiunile de cercetare prevăzute în gaura de sonda, cu specificarea intervalelor, respectiv a adancimilor proiectate.

Articolul 3

Trecerea la probe de producţie a sondelor de explorare se face în termen de 60 de zile de la finalizarea sondei.

Articolul 4

La sondele de explorare-prospecţiune şi explorare-deschidere, executate în cadrul programelor minimale de explorare, convenite prin acordurile petroliere, programul de probe de producţie va avea în vedere probarea tuturor intervalelor cu indicaţii de hidrocarburi, obţinute prin cercetarea gaurii de sonda.

Articolul 5

La sondele de explorare-evaluare executate în afară programului minimal de explorare, programul privind obiectivele la care se prevede efectuarea de probe de producţie se va specifică în proiectul geologic al sondei, iar intervalele de probare se vor stabili de către titularul acordului petrolier, de la caz la caz, după finalizarea cercetării gaurii de sonda.

Articolul 6

Retragerea la straturile superioare se va efectua numai după obţinerea tuturor elementelor necesare stabilirii potenţialului productiv al zacamantului şi evaluării resursei geologice. În acest scop, la sondele de explorare de toate categoriile se pot executa probe de producţie de durata, care să nu depăşească 60 de zile, cu condiţia asigurării captarii tuturor fluidelor. Excepţie constituie gazele asociate cu ţiţeiul şi, respectiv, gazele libere obţinute la sondele de pe platformele marine şi gazele libere obţinute la sondele izolate, care, pe perioada probei de durata, pot fi arse la sonda, dacă nu exista condiţii de captare.

Articolul 7

Probele de producţie la sondele de explorare nu pot fi suspendate, pe o perioadă mai mare de 30 de zile, fără acordul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale.

Articolul 8

După finalizarea probelor de producţie la sondele de explorare la care s-au obţinut debite cu caracter industrial, acestea pot fi transformate în sonde de exploatare şi trecute în exploatare cu aprobarea Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, în cazul în care se situeaza în extinderea unor zăcăminte cu rezerve "dovedite". În cazurile în care astfel de sonde se situeaza pe zăcăminte noi pentru care nu a fost încă întocmit un proiect tehnico-economic de exploatare, acestea pot fi trecute în exploatare experimentala sau vor fi trecute în conservare. Transformarea şi trecerea în exploatare a acestor sonde se pot face pe baza prevederilor proiectului preliminar de exploatare privind declararea descoperirii comerciale şi a planului de dezvoltare, avizate de către Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

Articolul 9

Trecerea în exploatare experimentala a sondelor de explorare la care s-au obţinut debite cu caracter industrial din cadrul unor zăcăminte noi, pentru care nu sunt întocmite proiecte tehnico-economice de exploatare, se poate face pe baza unui program aprobat de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale. Programul va cuprinde datele necesare care trebuie să se obţină în vederea proiectării exploatării, modul şi termenele de obţinere a acestor date.

Articolul 10

La solicitarea titularului acordului petrolier, sondele de explorare pot fi transformate în sonde de exploatare-piezometrice, cu acordul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale.

Articolul 11

Sondele de explorare-prospecţiune şi explorare-deschidere din cadrul programelor minimale de explorare, care nu prezintă condiţii tehnico-economice de exploatare, vor putea fi abandonate în urma avizului Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, privind îndeplinirea programului de cercetare şi a protecţiei zacamantului şi a suprafeţei, iar cele de explorare-evaluare, în urma avizului Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, privind protecţia zacamantului şi a suprafeţei.

Articolul 12

Abandonarea sondelor de explorare se face conform art. 11, pe baza solicitării titularului acordului petrolier, care va anexa documentaţia sondei pentru care se solicita abandonarea, costul acesteia şi măsurile propuse în vederea protecţiei zacamantului şi a suprafeţei.

Documentaţia sondei va cuprinde

- amplasamentul sondei în cadrul perimetrului;

- datele privind construcţia sondei şi schema de abandonare;

- operaţiunile de cercetare a gaurii de sonda realizate;

- diagrafia geofizica, echipata cu toate informaţiile geologice şi de productivitate;

- imaginea structurală din proiect şi cea obţinută;

- secţiunea geologica şi coloana litostratigrafica obţinută.

Articolul 13

În cazul sondelor de explorare-prospecţiune şi explorare-deschidere, care se executa în cadrul programelor minimale de explorare convenite prin acordurile petroliere, pentru care se solicita abandonarea fără efectuarea probelor de producţie sau după efectuarea acestora cu rezultat negativ, reprezentantul autorizat al titularului acordului petrolier va prezenta Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, între orele 8-15, situaţia sondei, iar aceasta va comunică titularului, în aceeaşi zi, punctul de vedere privind sistarea lucrărilor la sonda, în vederea abandonarii.

Articolul 14

Revenirea la o sonda de explorare abandonată, fără a fi devenit sonda de exploatare, se face la solicitarea titularului acordului petrolier, pe baza unui program de reabilitare a sondei, avizat de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

Compartimentele de resort din cadrul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale vor aduce la îndeplinire prevederile prezentului ordin.

p. Preşedintele Agenţiei

Naţionale pentru Resurse Minerale,

Gheorghe Rancea

Proiectul geologic va cuprinde, în mod obligatoriu, următoarele

- obiectivul sondei;

- adâncimea proiectata;

- coordonatele locatiei în sistem STEREO 70;

- poziţia de talpa a sondei (coordonate), dacă se proiectează săparea dirijata;

- toate operaţiunile de cercetare prevăzute în gaura de sonda, cu specificarea intervalelor, respectiv a adancimilor proiectate.

Pentru activitatea de dezvoltare-exploatare

* rapoarte trimestriale cuprinzând datele de producţie necesare calculării redeventei petroliere, precum şi valoarea acesteia, conform tabelelor nr. 3-7, vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale până la data de 15 a primei luni din trimestrul următor;

* rapoarte anuale cuprinzând datele de producţie necesare calculării taxei de exploatare, precum şi valoarea acesteia, conform tabelului nr. 8.

Măsurarea producţiei brute de petrol se face după ieşirea din staţiile de separare şi tratare a petrolului, la punctele convenite între titular şi Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

Cantităţile de gaze extrase care se reinjecteaza în zacamant în scopuri tehnologice sau cele arse la sonda, cu aprobarea Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, precum şi cele extrase concomitent cu ţiţeiul, neutilizate şi nevalorificate de titularul acordului de concesiune, predate statului fără plata, nu vor fi luate în considerare ca producţie bruta supusă la plata redeventei.

INSTRUCŢIUNI TEHNICE

privind modalităţile de raportare şi termenele de transmitere a datelor, informaţiilor şi documentaţiilor obţinute în derularea acordurilor petroliere

Titularii acordurilor petroliere au obligaţia să asigure obţinerea şi transmiterea la Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale a următoarelor date, informaţii şi documentaţii referitoare la operaţiunile petroliere efectuate.

Articolul 1

Pentru activitatea de explorare-evaluare

* rapoarte trimestriale privind operaţiunile petroliere efectuate în fiecare perimetru de explorare-dezvoltare-exploatare. Datele vor fi înscrise în formularul prezentat în tabelul nr. 1 şi vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale în termen de 10 zile ale primei luni din trimestrul următor;

* rapoarte anuale privind situaţia lucrărilor efectuate. Datele vor fi înscrise în formularul prezentat în tabelul nr. 2 şi vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale în termen de 15 zile de la începutul anului următor.

Articolul 2

Pentru activitatea de dezvoltare-exploatare

* rapoarte trimestriale cuprinzând datele de producţie necesare calculării redeventei petroliere, precum şi valoarea acesteia, conform tabelelor nr. 3-7, vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale până la data de 15 a primei luni din trimestrul următor;

* rapoarte anuale cuprinzând datele de producţie necesare calculării taxei de exploatare, precum şi valoarea acesteia, conform tabelului nr. 8.

Articolul 3

Raportarea anuală privind evidenta şi miscarea resurselor geologice de petrol se face în conformitate cu Instrucţiunile tehnice privind constituirea şi urmărirea fondului naţional de resurse geologice şi rezerve de petrol şi se transmite Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale până la data de 20 februarie a anului următor.

Tabelul nr. 1

OPERAŢIUNILE PETROLIERE EFECTUATE ÎN BLOCUL DE

EXPLORARE-DEZVOLTARE-EXPLOATARE

........... ÎN TRIMESTRUL ............

A. EXPLORARE GEOLOGICA, GEOFIZICA ŞI GEOCHIMICA DIN CADRUL PROGRAMULUI MINIMAL

Tipul lucrării Numărul avizului Prevedere din contract Realizat Subcontractorul Metodologia aplicată

Trimestru Cumulat

1 2 3 4 5 6 7

B. EXPLORARE PRIN SONDE DE PROSPECTIUNE ŞI DESCHIDERE DIN CADRUL PROGRAMULUI MINIMAL

Nr. crt. Sonda nr. Categoria forajului Numărul avizului Adâncimea proiectului Obiectivul Data de foraj Talpa Metri realizaţi Coloane Rezultatul probelor de producţie Statutul actual

Început Terminat Început trimestru Terminat trimestru

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Tabelul nr. 2

SITUAŢIA LUCRĂRILOR DE EXPLORARE EXECUTATE DE ..... ÎN ANUL ......

Sucursala Perimetrul Metraj realizat Sonde finalizate Sonde în lucru la 31 decembrie Observaţii

Total Ţitei Gaze Ţitei Gaze În foraj În probe de producţie Suspendate din foraj Suspendate din probe de producţie În conservare

Total cu rezultat Total cu rezultat

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Tabelul nr. 3

RAPORT TRIMESTRIAL DE PRODUCŢIE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

N r. c r t. Zăcământul comercial (structură) Ţiţei + Condensat Gaze asociate cu ţiţeiul

Producţia totală (103tone) Numărul sondelor < 3.500 m > 3.500 m Producţia totală (106Stm3) Numărul sondelor Necomprimate (106 Stm3) Comprimate cu o treaptă (106 Stm3) Comprimate cu două trepte (106 Stm3)

Metode primare (103tone) Injecţie apă (103tone) Alte metode (103tone) Producţia totală (103tone) Metode primare (103tone) Injecţie apă (103tone) Alte metode (103tone) Producţia totală (103tone)

O n s h o r e O f f s h o r e O n s h o r e O f f s h o r e

Tabelul nr. 4

STABILIREA REDEVENTEI PENTRU ŢIŢEI + CONDENSAT

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

Nr. crt. Zăcământul comercial (structură) Producţia totală (tone) Redevenţă Producţii bonificate Total Bonificaţie din redevenţă (tone) TOTAL redevenţă DATORATĂ (tone)

% Cantitatea (tone) Producţia obţinută din offshore (tone) Bonificaţie din redevenţă Injecţia de apă (tone) Bonificaţie din redevenţă Alte metode secundare (tone) Bonificaţie din REDEVENŢĂ Producţia obţinută de la adâncimi > 3.500 m (tone) bonificaţie din redevenţă

% Cantitatea (tone) % Cantitatea (tone) % Cantitatea (tone) % Cantitatea (tone)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

NOTĂ

col. 18 = col. 4 - col. 17

col. 17 = col. 7 + col. 10 + col. 13 + col. 16

Tabelul nr. 5

STABILIREA REDEVENTEI PENTRU GAZE ASOCIATE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

Nr. crt. Zăcământul comercial (structură) Producţia totală (103Stm3) Redevenţă Producţii bonificate Total Bonificaţie din REDEVENŢĂ (103 Stm3) TOTAL redevenţă DATORATĂ (103 Stm3)

% Cantitatea (103Stm3) Producţia comprimată cu o treaptă (103 Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia comprimată cu două trepte (103 Stm3) bonificaţie din redevenţă

% Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

NOTĂ

col. 12 = col. 4 - col. 11

col. 11 = col. 7 + col. 10

Tabelul nr. 6

RAPORT TRIMESTRIAL DE PRODUCŢIE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

N r. c r t. Zăcământul comercial (structură) Gaze libere Alte gaze combustibile

Producţia totală (106Stm3) N r. s o n d e l o r < 3.500 m > 3.500 m Producţia totală (106Stm3) N r. s o n d e l o r < 3.500 m > 3.500 m

Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- lă (106Stm3) Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- lă (106Stm3) Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- la (106Stm3) Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- lă (106Stm3)

O n s h o r e O f f s h o r e O n s h o r e O f f s h o r e

Tabelul nr. 7

STABILIREA REDEVENTEI PENTRU GAZE LIBERE + ALTE GAZE COMBUSTIBILE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

N r. c r t. Zăcământul comercial (structura) Producţia totală (103Stm3) Redevenţă Producţii bonificate Total Bonificaţie din REDEVENŢĂ (103 Stm3) TOTAL redevenţă DATORATĂ (103 Stm3)

% Cantitatea (103Stm3) Producţia obţinută din offshore (103Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia obţinută de la adâncimi > 3.500 m (103Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia comprimată cu o treaptă (103 Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia comprimată cu două trepte (103Stm3) bonificaţie din redevenţă

% Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

NOTĂ

col. 18 = col. 4 - col. 17

col. 17 = col. 7 + col. 10 + col. 13 + col. 16

Tabelul nr. 8

TAXA DE EXPLOATARE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

Nr. crt. Zăcământul comercial (structură) Producţii anuale Taxa de exploatare

Ţitei+ Condensat (103 tone) Gaze asociate (106Stm3) Gaze libere (106Stm3) Alte gaze combustibile (106 Stm3) Ţiţei+ condensat (103 tone) Gaze asociate (106Stm3) Gaze libere (106Stm3) Alte gaze combustibile (106 Stm3)

Trecerea la probe de producţie a sondelor de explorare se face în termen de 60 de zile de la finalizarea sondei.

Raportarea anuală privind evidenta şi miscarea resurselor geologice de petrol se face în conformitate cu Instrucţiunile tehnice privind constituirea şi urmărirea fondului naţional de resurse geologice şi rezerve de petrol şi se transmite Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale până la data de 20 februarie a anului următor.

Tabelul nr. 1

OPERAŢIUNILE PETROLIERE EFECTUATE ÎN BLOCUL DE

EXPLORARE-DEZVOLTARE-EXPLOATARE

........... ÎN TRIMESTRUL ............

A. EXPLORARE GEOLOGICA, GEOFIZICA ŞI GEOCHIMICA DIN CADRUL PROGRAMULUI MINIMAL

Tipul lucrării Numărul avizului Prevedere din contract Realizat Subcontractorul Metodologia aplicată

Trimestru Cumulat

1 2 3 4 5 6 7

B. EXPLORARE PRIN SONDE DE PROSPECTIUNE ŞI DESCHIDERE DIN CADRUL PROGRAMULUI MINIMAL

Nr. crt. Sonda nr. Categoria forajului Numărul avizului Adâncimea proiectului Obiectivul Data de foraj Talpa Metri realizaţi Coloane Rezultatul probelor de producţie Statutul actual

Început Terminat Început trimestru Terminat trimestru

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Tabelul nr. 2

SITUAŢIA LUCRĂRILOR DE EXPLORARE EXECUTATE DE ..... ÎN ANUL ......

Sucursala Perimetrul Metraj realizat Sonde finalizate Sonde în lucru la 31 decembrie Observaţii

Total Ţitei Gaze Ţitei Gaze În foraj În probe de producţie Suspendate din foraj Suspendate din probe de producţie În conservare

Total cu rezultat Total cu rezultat

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Tabelul nr. 3

RAPORT TRIMESTRIAL DE PRODUCŢIE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

N r. c r t. Zăcământul comercial (structură) Ţiţei + Condensat Gaze asociate cu ţiţeiul

Producţia totală (103tone) Numărul sondelor < 3.500 m > 3.500 m Producţia totală (106Stm3) Numărul sondelor Necomprimate (106 Stm3) Comprimate cu o treaptă (106 Stm3) Comprimate cu două trepte (106 Stm3)

Metode primare (103tone) Injecţie apă (103tone) Alte metode (103tone) Producţia totală (103tone) Metode primare (103tone) Injecţie apă (103tone) Alte metode (103tone) Producţia totală (103tone)

O n s h o r e O f f s h o r e O n s h o r e O f f s h o r e

Tabelul nr. 4

STABILIREA REDEVENTEI PENTRU ŢIŢEI + CONDENSAT

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

Nr. crt. Zăcământul comercial (structură) Producţia totală (tone) Redevenţă Producţii bonificate Total Bonificaţie din redevenţă (tone) TOTAL redevenţă DATORATĂ (tone)

% Cantitatea (tone) Producţia obţinută din offshore (tone) Bonificaţie din redevenţă Injecţia de apă (tone) Bonificaţie din redevenţă Alte metode secundare (tone) Bonificaţie din REDEVENŢĂ Producţia obţinută de la adâncimi > 3.500 m (tone) bonificaţie din redevenţă

% Cantitatea (tone) % Cantitatea (tone) % Cantitatea (tone) % Cantitatea (tone)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

NOTĂ

col. 18 = col. 4 - col. 17

col. 17 = col. 7 + col. 10 + col. 13 + col. 16

Tabelul nr. 5

STABILIREA REDEVENTEI PENTRU GAZE ASOCIATE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

Nr. crt. Zăcământul comercial (structură) Producţia totală (103Stm3) Redevenţă Producţii bonificate Total Bonificaţie din REDEVENŢĂ (103 Stm3) TOTAL redevenţă DATORATĂ (103 Stm3)

% Cantitatea (103Stm3) Producţia comprimată cu o treaptă (103 Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia comprimată cu două trepte (103 Stm3) bonificaţie din redevenţă

% Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

NOTĂ

col. 12 = col. 4 - col. 11

col. 11 = col. 7 + col. 10

Tabelul nr. 6

RAPORT TRIMESTRIAL DE PRODUCŢIE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

N r. c r t. Zăcământul comercial (structură) Gaze libere Alte gaze combustibile

Producţia totală (106Stm3) N r. s o n d e l o r < 3.500 m > 3.500 m Producţia totală (106Stm3) N r. s o n d e l o r < 3.500 m > 3.500 m

Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- lă (106Stm3) Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- lă (106Stm3) Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- la (106Stm3) Ne- com- pri- mate (106Stm3) Com- pri- mate cu o treaptă (106Stm3) Com- pri- mate cu două trepte (106Stm3) Pro- duc- ţia to- ta- lă (106Stm3)

O n s h o r e O f f s h o r e O n s h o r e O f f s h o r e

Tabelul nr. 7

STABILIREA REDEVENTEI PENTRU GAZE LIBERE + ALTE GAZE COMBUSTIBILE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

N r. c r t. Zăcământul comercial (structura) Producţia totală (103Stm3) Redevenţă Producţii bonificate Total Bonificaţie din REDEVENŢĂ (103 Stm3) TOTAL redevenţă DATORATĂ (103 Stm3)

% Cantitatea (103Stm3) Producţia obţinută din offshore (103Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia obţinută de la adâncimi > 3.500 m (103Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia comprimată cu o treaptă (103 Stm3) Bonificaţie din redevenţă Producţia comprimată cu două trepte (103Stm3) bonificaţie din redevenţă

% Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3) % Cantitatea (103Stm3)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

NOTĂ

col. 18 = col. 4 - col. 17

col. 17 = col. 7 + col. 10 + col. 13 + col. 16

Tabelul nr. 8

TAXA DE EXPLOATARE

Titularul acordului petrolier ............

Sucursala ................................

Trimestrul ...............................

Anul .....................................

Nr. crt. Zăcământul comercial (structură) Producţii anuale Taxa de exploatare

Ţitei+ Condensat (103 tone) Gaze asociate (106Stm3) Gaze libere (106Stm3) Alte gaze combustibile (106 Stm3) Ţiţei+ condensat (103 tone) Gaze asociate (106Stm3) Gaze libere (106Stm3) Alte gaze combustibile (106 Stm3)

Titularul acordului petrolier va tine o evidenta zilnica a producţiei, pe fiecare sonda şi substanţa produsă, iar în cazul colectării şi masurarii pe grupuri de sonde (parc) a producţiei din mai multe sonde, repartitia pe sonde se va face pe baza etalonarilor lunare la fiecare sonda şi a producţiei măsurate la grupul de sonde (parc), conform prevederilor art. 2.

Predarea cotei de petrol reprezentând redeventa se face către unităţile specializate de transport al petrolului, trimestrial, într-una sau mai multe transe, astfel ca întreaga cantitate de petrol reprezentând redeventa petroliera pe un trimestru să fie integral predată de către titularul acordului petrolier până la data de 20 a primei luni a trimestrului următor celui la care se referă plata.

INSTRUCŢIUNI TEHNICE

privind măsurarea şi evidenta producţiei brute de petrol

Articolul 1

Măsurarea producţiei se face prin aparatura aprobată de Biroul Roman de Metrologie Legală. La solicitarea Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, titularul acordului petrolier este obligat sa supună spre verificare personalului teritorial autorizat al Biroului Roman de Metrologie Legală buna funcţionare a aparaturii utilizate la măsurători, pe cheltuiala proprie.

Articolul 2

Măsurarea producţiei brute de petrol se face după ieşirea din staţiile de separare şi tratare a petrolului, la punctele convenite între titular şi Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

Articolul 3

Titularul acordului petrolier va tine o evidenta zilnica a producţiei, pe fiecare sonda şi substanţa produsă, iar în cazul colectării şi masurarii pe grupuri de sonde (parc) a producţiei din mai multe sonde, repartitia pe sonde se va face pe baza etalonarilor lunare la fiecare sonda şi a producţiei măsurate la grupul de sonde (parc), conform prevederilor art. 2.

Articolul 4

Frecventa etalonarilor pentru toate sondele a căror producţie se dirijeaza la acelaşi parc va fi de cel puţin o dată pe luna şi ori de câte ori se solicita de către Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale. Durata fiecărei etalonari va fi de 24 de ore.

Articolul 5

Evidenta producţiei pe sonde şi substanţe produse se va tine în cadrul fiecărei schele de producţie.

Articolul 6

Gazele extrase şi reinjectate în zacamant în scopul inmagazinarii în depozite subterane se evidenţiază separat. Extractiile realizate din depozitele subterane de inmagazinare nu se considera producţie supusă taxei de exploatare şi redeventei.

Articolul 7

Volumul gazelor care se reinjecteaza în zacamant în scopuri tehnologice şi al celor extrase, în cazul concesionarilor, concomitent cu ţiţeiul, neutilizate şi nevalorificate de titularul acordului petrolier, predate statului fără plata, se va evidenţia separat.

Articolul 8

La măsurarea ţiţeiului şi a condensatului se vor avea în vedere următoarele

a) productiile de ţiţei şi condensat se vor calcula în tone, pentru temperaturi de 15 grade C;

b) greutatea specifică a ţiţeiului şi a condensatului va fi determinata prin măsurători cu hidrometrul sau prin alte metode aprobate conform art. 1;

c) măsurarea se va face de către personalul special desemnat de titularul acordului petrolier şi numai cu folosirea aparatelor de măsurat aprobate conform art. 1.

Articolul 9

La măsurarea gazelor se vor avea în vedere următoarele

a) volumul gazului produs va fi calculat în condiţii standard de 0,9807 MPa (1 at) şi 15 grade C şi va fi evidenţiat în mii mc, cu aproximare de o zecimala;

b) pe diagrama contorului se vor menţiona: provenienţă gazului (sonda sau grupul de sonde), mărimea orificiului duzei, data şi ora începerii şi încheierii înregistrării şi temperatura gazului;

c) diagramele utilizate vor fi cu reprezentare de minimum o zi şi nu mai mare de 7 zile.

La sondele de explorare-prospecţiune şi explorare-deschidere, executate în cadrul programelor minimale de explorare, convenite prin acordurile petroliere, programul de probe de producţie va avea în vedere probarea tuturor intervalelor cu indicaţii de hidrocarburi, obţinute prin cercetarea gaurii de sonda.

Frecventa etalonarilor pentru toate sondele a căror producţie se dirijeaza la acelaşi parc va fi de cel puţin o dată pe luna şi ori de câte ori se solicita de către Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale. Durata fiecărei etalonari va fi de 24 de ore.

Punctul de măsurare a cantităţilor de petrol predate unităţilor specializate de transport al petrolului este la statia de predare a titularului acordului petrolier, unde exista echipamente şi facilităţi corespunzătoare de măsurare şi de determinare pentru corectii ale volumului petrolului.

INSTRUCŢIUNI TEHNICE

privind preluarea şi valorificarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa

Articolul 1

Cantităţile de petrol ce trebuie livrate de titularii acordurilor petroliere ca redeventa petroliera se calculează potrivit prevederilor acordurilor petroliere şi se aplică la productiile brute realizate şi măsurate după ieşirea din staţiile de separare, respectiv de tratare a petrolului, conform instrucţiunilor tehnice referitoare la măsurarea şi evidenta producţiei brute de petrol.

Articolul 2

Cantităţile de gaze extrase care se reinjecteaza în zacamant în scopuri tehnologice sau cele arse la sonda, cu aprobarea Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, precum şi cele extrase concomitent cu ţiţeiul, neutilizate şi nevalorificate de titularul acordului de concesiune, predate statului fără plata, nu vor fi luate în considerare ca producţie bruta supusă la plata redeventei.

Articolul 3

Predarea cotei de petrol reprezentând redeventa se face către unităţile specializate de transport al petrolului, trimestrial, într-una sau mai multe transe, astfel ca întreaga cantitate de petrol reprezentând redeventa petroliera pe un trimestru să fie integral predată de către titularul acordului petrolier până la data de 20 a primei luni a trimestrului următor celui la care se referă plata.

Articolul 4

Punctul de măsurare a cantităţilor de petrol predate unităţilor specializate de transport al petrolului este la statia de predare a titularului acordului petrolier, unde exista echipamente şi facilităţi corespunzătoare de măsurare şi de determinare pentru corectii ale volumului petrolului.

Articolul 5

Măsurarea cantităţilor de petrol la punctele de predare se face cu aparatura aprobată de Biroul Roman de Metrologie Legală.

Aparatura utilizata la măsurători va fi verificata lunar, prin Biroul Roman de Metrologie Legală, şi ori de câte ori se solicita de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale, pe cheltuiala titularului acordului petrolier. Verificările se fac de către organele teritoriale ale Biroului Roman de Metrologie Legală, cu participarea personalului autorizat al titularului acordului petrolier şi al unităţii specializate de transport al petrolului.

Articolul 6

Corectiile cantităţilor de petrol predare sunt cele rezultate prin determinări convenite între titular şi transportator, efectuate cu aparatura agreată de aceştia.

Articolul 7

Predarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa se face pe bază de procese-verbale de predare-primire, cu specificarea destinaţiei de redeventa petroliera.

Articolul 8

Procesele-verbale de predare-primire, care justifica predarea de către titular a întregii cantităţi de petrol cuvenite trimestrial statului, vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale de către titularii acordurilor petroliere, în termen de 15 zile de la expirarea termenului de predare a cotei trimestriale de redeventa.

Articolul 9

Pentru cota de redeventa petroliera nelivrata în termenul prevăzut la art. 3 se percep daune moratorii de 0,1% pe zi de întârziere, aplicabile la valoarea cantităţii, respectiv a volumului brut, nelivrate drept redeventa, şi daune compensatorii până la acoperirea efectivă a prejudiciului creat.

Articolul 10

Calculul redeventei se face lunar, pe baza productiilor brute lunare, şi se înregistrează în contabilitatea titularilor acordurilor petroliere. Eventualele reglari de producţie şi redeventa corespunzătoare se fac pentru ultima luna a trimestrului, fără ca predarea integrală a cotei reprezentând redeventa trimestriala să depăşească data prevăzută la art. 3.

Valoarea redeventei petroliere, înregistrată în evidentele contabile, este deductibilă la stabilirea profitului impozabil.

Articolul 11

Cheltuielile de transport al petrolului pe conducte, reprezentând redeventa, se suporta de către utilizatorul petrolului şi se achită transportatorului. Predarea petrolului reprezentând redeventa către utilizator se face pe bază de proces-verbal de predare-primire, cu menţionarea titularului acordului petrolier de la care provine şi a faptului ca reprezintă redeventa petroliera.

Articolul 12

Ministerul Industriei şi Comerţului poate indica titularilor acordurilor petroliere utilizatorul căruia să-i fie destinată cantitatea de petrol reprezentând redeventa.

Articolul 13

Contravaloarea petrolului reprezentând redeventa petroliera se va plati de către utilizator, în termen de cel mult 10 zile de la preluare, în contul titularilor acordurilor petroliere de la care provine, corespunzător preţurilor în vigoare la data preluării petrolului.

Predarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa petroliera şi virarea contravalorii acesteia la bugetul de stat reprezintă obligaţii fiscale ale titularului acordului petrolier.

Pentru neplata în termen de către utilizator a petrolului preluat ca redeventa petroliera se percep de la acesta majorări de întârziere conform legii fiscale.

Articolul 14

Titularii acordurilor petroliere vor vărsa la bugetul de stat sumele reprezentând contravaloarea petrolului predat ca redeventa petroliera, până la data de 5 celei de-a doua luni a trimestrului următor celui la care se referă redeventa. Pentru nevărsarea în termenul de mai sus la bugetul de stat de către titular a sumelor încasate de la utilizator, se percep majorări de întârziere conform legii fiscale. Majorările se vor suporta de către utilizator, dacă întârzierea se datorează acestuia, conform prevederilor art. 13.

Articolul 15

Valorificarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa petroliera se va face în baza unor contracte încheiate între titularul acordului petrolier, transportator şi utilizator, cu stipularea expresă a obligaţiilor de plată ale utilizatorului, în conformitate cu prevederile art. 11, 13 şi 14.

Preţurile de valorificare vor fi stabilite cu avizul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale şi al Ministerului Finanţelor, în conformitate cu criteriile prevăzute de metodologia existenta privind stabilirea preţului pentru ţiţeiul din producţia interna, respectiv, în cazul gazelor naturale, ca medie ponderată a preţurilor FOB Marea Mediterana, pentru pacura cu 3,5% sulf (50%), pacura cu 1% sulf (30%) şi gazolina (20%), ajustata cu un factor de corectie pentru puterea calorica, în condiţia de livrare franco schela (preţuri de producător).

Articolul 16

Înregistrarea în contabilitatea titularilor acordurilor petroliere a obligaţiilor privind redeventa petroliera, conform art. 29 din Legea petrolului nr. 134/1995, se va face în funcţie de organizarea interna a activităţii acestora şi de utilizatorii indicaţi de Ministerul Industriei şi Comerţului, potrivit prevederilor Regulamentului de aplicare a Legii contabilităţii nr. 82/1991, Planului de conturi general şi Normelor metodologice de utilizare a conturilor contabile, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 704/1993.

În vederea asigurării posibilităţii de control al datelor privind redeventa petroliera, înregistrările menţionate vor fi efectuate în conturi analitic distincte.

----------

La sondele de explorare-evaluare executate în afară programului minimal de explorare, programul privind obiectivele la care se prevede efectuarea de probe de producţie se va specifică în proiectul geologic al sondei, iar intervalele de probare se vor stabili de către titularul acordului petrolier, de la caz la caz, după finalizarea cercetării gaurii de sonda.

Evidenta producţiei pe sonde şi substanţe produse se va tine în cadrul fiecărei schele de producţie.

Măsurarea cantităţilor de petrol la punctele de predare se face cu aparatura aprobată de Biroul Roman de Metrologie Legală.

Aparatura utilizata la măsurători va fi verificata lunar, prin Biroul Roman de Metrologie Legală, şi ori de câte ori se solicita de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale, pe cheltuiala titularului acordului petrolier. Verificările se fac de către organele teritoriale ale Biroului Roman de Metrologie Legală, cu participarea personalului autorizat al titularului acordului petrolier şi al unităţii specializate de transport al petrolului.

Retragerea la straturile superioare se va efectua numai după obţinerea tuturor elementelor necesare stabilirii potenţialului productiv al zacamantului şi evaluării resursei geologice. În acest scop, la sondele de explorare de toate categoriile se pot executa probe de producţie de durata, care să nu depăşească 60 de zile, cu condiţia asigurării captarii tuturor fluidelor. Excepţie constituie gazele asociate cu ţiţeiul şi, respectiv, gazele libere obţinute la sondele de pe platformele marine şi gazele libere obţinute la sondele izolate, care, pe perioada probei de durata, pot fi arse la sonda, dacă nu exista condiţii de captare.

Gazele extrase şi reinjectate în zacamant în scopul inmagazinarii în depozite subterane se evidenţiază separat. Extractiile realizate din depozitele subterane de inmagazinare nu se considera producţie supusă taxei de exploatare şi redeventei.

Corectiile cantităţilor de petrol predare sunt cele rezultate prin determinări convenite între titular şi transportator, efectuate cu aparatura agreată de aceştia.

Probele de producţie la sondele de explorare nu pot fi suspendate, pe o perioadă mai mare de 30 de zile, fără acordul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale.

Volumul gazelor care se reinjecteaza în zacamant în scopuri tehnologice şi al celor extrase, în cazul concesionarilor, concomitent cu ţiţeiul, neutilizate şi nevalorificate de titularul acordului petrolier, predate statului fără plata, se va evidenţia separat.

Predarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa se face pe bază de procese-verbale de predare-primire, cu specificarea destinaţiei de redeventa petroliera.

După finalizarea probelor de producţie la sondele de explorare la care s-au obţinut debite cu caracter industrial, acestea pot fi transformate în sonde de exploatare şi trecute în exploatare cu aprobarea Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, în cazul în care se situeaza în extinderea unor zăcăminte cu rezerve "dovedite". În cazurile în care astfel de sonde se situeaza pe zăcăminte noi pentru care nu a fost încă întocmit un proiect tehnico-economic de exploatare, acestea pot fi trecute în exploatare experimentala sau vor fi trecute în conservare. Transformarea şi trecerea în exploatare a acestor sonde se pot face pe baza prevederilor proiectului preliminar de exploatare privind declararea descoperirii comerciale şi a planului de dezvoltare, avizate de către Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

La măsurarea ţiţeiului şi a condensatului se vor avea în vedere următoarele

a) productiile de ţiţei şi condensat se vor calcula în tone, pentru temperaturi de 15 grade C;

b) greutatea specifică a ţiţeiului şi a condensatului va fi determinata prin măsurători cu hidrometrul sau prin alte metode aprobate conform art. 1;

c) măsurarea se va face de către personalul special desemnat de titularul acordului petrolier şi numai cu folosirea aparatelor de măsurat aprobate conform art. 1.

Procesele-verbale de predare-primire, care justifica predarea de către titular a întregii cantităţi de petrol cuvenite trimestrial statului, vor fi transmise Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale de către titularii acordurilor petroliere, în termen de 15 zile de la expirarea termenului de predare a cotei trimestriale de redeventa.

Trecerea în exploatare experimentala a sondelor de explorare la care s-au obţinut debite cu caracter industrial din cadrul unor zăcăminte noi, pentru care nu sunt întocmite proiecte tehnico-economice de exploatare, se poate face pe baza unui program aprobat de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale. Programul va cuprinde datele necesare care trebuie să se obţină în vederea proiectării exploatării, modul şi termenele de obţinere a acestor date.

La măsurarea gazelor se vor avea în vedere următoarele

a) volumul gazului produs va fi calculat în condiţii standard de 0,9807 MPa (1 at) şi 15 grade C şi va fi evidenţiat în mii mc, cu aproximare de o zecimala;

b) pe diagrama contorului se vor menţiona: provenienţă gazului (sonda sau grupul de sonde), mărimea orificiului duzei, data şi ora începerii şi încheierii înregistrării şi temperatura gazului;

c) diagramele utilizate vor fi cu reprezentare de minimum o zi şi nu mai mare de 7 zile.

Pentru cota de redeventa petroliera nelivrata în termenul prevăzut la art. 3 se percep daune moratorii de 0,1% pe zi de întârziere, aplicabile la valoarea cantităţii, respectiv a volumului brut, nelivrate drept redeventa, şi daune compensatorii până la acoperirea efectivă a prejudiciului creat.

La solicitarea titularului acordului petrolier, sondele de explorare pot fi transformate în sonde de exploatare-piezometrice, cu acordul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale.

Calculul redeventei se face lunar, pe baza productiilor brute lunare, şi se înregistrează în contabilitatea titularilor acordurilor petroliere. Eventualele reglari de producţie şi redeventa corespunzătoare se fac pentru ultima luna a trimestrului, fără ca predarea integrală a cotei reprezentând redeventa trimestriala să depăşească data prevăzută la art. 3.

Valoarea redeventei petroliere, înregistrată în evidentele contabile, este deductibilă la stabilirea profitului impozabil.

Sondele de explorare-prospecţiune şi explorare-deschidere din cadrul programelor minimale de explorare, care nu prezintă condiţii tehnico-economice de exploatare, vor putea fi abandonate în urma avizului Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, privind îndeplinirea programului de cercetare şi a protecţiei zacamantului şi a suprafeţei, iar cele de explorare-evaluare, în urma avizului Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, privind protecţia zacamantului şi a suprafeţei.

Cheltuielile de transport al petrolului pe conducte, reprezentând redeventa, se suporta de către utilizatorul petrolului şi se achită transportatorului. Predarea petrolului reprezentând redeventa către utilizator se face pe bază de proces-verbal de predare-primire, cu menţionarea titularului acordului petrolier de la care provine şi a faptului ca reprezintă redeventa petroliera.

Abandonarea sondelor de explorare se face conform art. 11, pe baza solicitării titularului acordului petrolier, care va anexa documentaţia sondei pentru care se solicita abandonarea, costul acesteia şi măsurile propuse în vederea protecţiei zacamantului şi a suprafeţei.

Documentaţia sondei va cuprinde

- amplasamentul sondei în cadrul perimetrului;

- datele privind construcţia sondei şi schema de abandonare;

- operaţiunile de cercetare a gaurii de sonda realizate;

- diagrafia geofizica, echipata cu toate informaţiile geologice şi de productivitate;

- imaginea structurală din proiect şi cea obţinută;

- secţiunea geologica şi coloana litostratigrafica obţinută.

Ministerul Industriei şi Comerţului poate indica titularilor acordurilor petroliere utilizatorul căruia să-i fie destinată cantitatea de petrol reprezentând redeventa.

În cazul sondelor de explorare-prospecţiune şi explorare-deschidere, care se executa în cadrul programelor minimale de explorare convenite prin acordurile petroliere, pentru care se solicita abandonarea fără efectuarea probelor de producţie sau după efectuarea acestora cu rezultat negativ, reprezentantul autorizat al titularului acordului petrolier va prezenta Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale, între orele 8-15, situaţia sondei, iar aceasta va comunică titularului, în aceeaşi zi, punctul de vedere privind sistarea lucrărilor la sonda, în vederea abandonarii.

Contravaloarea petrolului reprezentând redeventa petroliera se va plati de către utilizator, în termen de cel mult 10 zile de la preluare, în contul titularilor acordurilor petroliere de la care provine, corespunzător preţurilor în vigoare la data preluării petrolului.

Predarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa petroliera şi virarea contravalorii acesteia la bugetul de stat reprezintă obligaţii fiscale ale titularului acordului petrolier.

Pentru neplata în termen de către utilizator a petrolului preluat ca redeventa petroliera se percep de la acesta majorări de întârziere conform legii fiscale.

Revenirea la o sonda de explorare abandonată, fără a fi devenit sonda de exploatare, se face la solicitarea titularului acordului petrolier, pe baza unui program de reabilitare a sondei, avizat de Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale.

Titularii acordurilor petroliere vor vărsa la bugetul de stat sumele reprezentând contravaloarea petrolului predat ca redeventa petroliera, până la data de 5 celei de-a doua luni a trimestrului următor celui la care se referă redeventa. Pentru nevărsarea în termenul de mai sus la bugetul de stat de către titular a sumelor încasate de la utilizator, se percep majorări de întârziere conform legii fiscale. Majorările se vor suporta de către utilizator, dacă întârzierea se datorează acestuia, conform prevederilor art. 13.

Valorificarea cantităţilor de petrol reprezentând redeventa petroliera se va face în baza unor contracte încheiate între titularul acordului petrolier, transportator şi utilizator, cu stipularea expresă a obligaţiilor de plată ale utilizatorului, în conformitate cu prevederile art. 11, 13 şi 14.

Preţurile de valorificare vor fi stabilite cu avizul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale şi al Ministerului Finanţelor, în conformitate cu criteriile prevăzute de metodologia existenta privind stabilirea preţului pentru ţiţeiul din producţia interna, respectiv, în cazul gazelor naturale, ca medie ponderată a preţurilor FOB Marea Mediterana, pentru pacura cu 3,5% sulf (50%), pacura cu 1% sulf (30%) şi gazolina (20%), ajustata cu un factor de corectie pentru puterea calorica, în condiţia de livrare franco schela (preţuri de producător).

Înregistrarea în contabilitatea titularilor acordurilor petroliere a obligaţiilor privind redeventa petroliera, conform art. 29 din Legea petrolului nr. 134/1995, se va face în funcţie de organizarea interna a activităţii acestora şi de utilizatorii indicaţi de Ministerul Industriei şi Comerţului, potrivit prevederilor Regulamentului de aplicare a Legii contabilităţii nr. 82/1991, Planului de conturi general şi Normelor metodologice de utilizare a conturilor contabile, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 704/1993.

În vederea asigurării posibilităţii de control al datelor privind redeventa petroliera, înregistrările menţionate vor fi efectuate în conturi analitic distincte.

----------

pentru punerea în aplicare a unor instrucţiuni tehnice privind activitatea titularilor de acorduri în domeniul petrolier

Preşedintele Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale,

având în vedere

* Legea petrolului nr. 134/1995;

* Hotărârea Guvernului nr. 1.265/1996 privind aprobarea Normelor metodologice pentru aplicarea Legii petrolului nr. 134/1995 şi modificarea şi completarea Hotărârii Guvernului nr. 1.043/1995 privind unele măsuri în domeniul cooperării cu parteneri străini la exploatarea de ţiţei şi gaze în România,

în temeiul Hotărârii Guvernului nr. 221/1995 privind organizarea şi funcţionarea Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale,

emite următorul ordin