AUTORITATEA COMPETENTĂ DE REGLEMENTARE A...

Bucureşti: Constanţa: CCIR Business Center, B-dul Octavian Goga nr. 2, Str. Cristea Georgescu Nr.6 Tronson III, Intrarea E, Etaj 7, Constanta, 900773, România

Sector 3, Bucureşti, 030982, România T.: 0371.002.834 F.: 0371002833 T.: 0371.002.798 / 0371.002.783, F.: 0371002802 [email protected]

Email: [email protected] www.acropo.gov.ro

1 | 20

AUTORITATEA COMPETENTĂ DE REGLEMENTARE A OPERAŢIUNILOR PETROLIERE OFFSHORE LA MAREA NEAGRĂ

APROB PREȘEDINTE

CONSTANTIN GHEORGHE

Denumire document: Procedura operationala EVALUARE DOCUMENTE. NOTIFICARE PRIVIND PROIECTAREA SAU MUTAREA UNEI INSTALATII DE EXPLOATARE

Cod: PO - 04 Editia: 1 Revizia: 1 Data aprobarii: 04.12.2018

Nr. Crt.

Elemente privind responsabilii

Prenume si Nume Functia, Compartimentul/Directia

Semnatura

1. Avizat

Vasile Guşatu Vicepreşedinte

2. Verificat tehnic

Dan-Lucian Popovici

Director, Directia sisteme de management, inginerie sonde, integritate structurala si situatii de urgenta (DSMISISSU)

3. Verificat juridic

Valeria Cucuvianu Consilier Juridic, Compartimentul juridic/ resurse umane

4. Verificat calitate

Ionela Trifan Consilier, Compartimentul sisteme de management, sanatate ocupationala, protectia muncii si protectia mediului, DSMISISSU

5. Elaborat Adrian-Mihaita Huhulea

Consilier, Compartimentul integritate structurala, DSMISISSU

Mariana Huhulea Consilier, Compartimentul integritate structurala, DSMISISSU

mailto:[email protected]


http://www.acropo.gov.ro/




2 | 20


1. SCOPUL PROCEDURII

Procedura stabileste etapele, termenele si criteriile de evaluare de catre Autoritatea Competenta a notificarii privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare, in conformitate cu Legea nr. 165/2016 privind siguranta operatiunilor petroliere offshore, art.10 alin. (1), lit.c). Titularii de acord petrolier trebuie sa acorde atentia cuvenita sigurantei operationale si protectiei muncii si mediului inca din faza initiala de proiectare a unei instalatii offshore. Deciziile adoptate in acest stadiu influenteaza substantial nivelurile de risc ale instalatiei pentru toata perioada de activitate. Multe din aceste decizii de proiectare sunt foarte greu de schimbat, odata ce constructia instalatiei e finalizata. In faza de proiectare, cele mai noi si versatile solutii de proiectare a structurii si de aranjare a echipamentelor, ca si materialele folosite si tipurile de echipamente, pot fi incluse la cele mai mici costuri. Este, totodata, etapa cea mai propice pentru abordarea eficienta, ca si costuri si, totodata, inovatoare, a conceptelor de siguranta, prin design sau siguranta intrinseca. Eliminarea riscurilor la sursa printr-un design corespunzator este preferabila actiunilor retroactive sau de diminuare a riscurilor majore dupa constructia instalatiei. Principalul scop al notificarilor, in special al celor din faza initiala de proiectare, este de a incuraja un dialog constructiv intre titularii de acord petrolier si ACROPO, precum si de catre operatori/proprietari ca referinta la intocmirea documentatiei. 2. DOMENIU DE APLICARE

Prezenta procedura se aplica in relatia dintre Autoritatea Competenta (ACROPO) si operatorii/ proprietarii de instalatii offshore referitor la asigurarea cerintelor minime necesare pentru prevenirea accidentelor majore si limitarea consecintelor unor astfel de accidente ce vizeaza operatiunile petroliere din zonele din Marea Neagra aflate sub jurisdictia Romaniei, determinate conform principiilor dreptului international si conventiilor internationale la care Romania a aderat, Legii nr.17/1990 privind regimul juridic al apelor maritime interioare, al marii teritoriale, al zonei contigue si al zonei economice exclusive ale Romaniei, republicata, si oricaror alte acte normative aplicabile. Procedura se utilizeaza de catre DSMISISSU si DCIV din cadrul ACROPO si de catre operatori/ proprietari ca referinta pentru elaborarea documentatiei. 3. DOCUMENTE DE REFERINTA

• Directiva 2013/30/UE a Parlamentului European si a Consiliului din 12 iunie 2013 privind siguranta operatiunilor petroliere si gazifere offshore si de modificare a Directivei 2004/35/CE;

• Legea nr. 165/2016 privind siguranta operatiunilor petroliere offshore, in vigoare de la 31 Iulie 2016;

• Regulamentul de organizare si functionare a Autoritatii Competente de Reglementare a Operatiunilor Petroliere Offshore la Marea Neagra 21 Septembrie 2017, in vigoare de la 27 Septembrie 2017;

• Legea nr. 319/2006 a securitatii si sanatatii in munca, cu modificarile si completarile ulterioare; • Legea petrolului nr. 238/2004, cu modificarile si completarile ulterioare; • Ordonanta de urgenta nr. 68/2007 privind raspunderea de mediu cu referire la prevenirea si

repararea prejudiciului asupra mediului, cu modificarile si completarile ulterioare; • Ordonanta de urgenta nr. 71/2010 privind stabilirea strategiei pentru mediul marin, cu

modificarile si completarile ulterioare; • Ordonanta de urgenta nr. 57/2007 privind regimul ariilor naturale protejate, conservarea

habitatelor naturale, a florei si faunei salbatice, cu modificarile si completarile ulterioare;







3 | 20


• HG nr. 445/2009 privind evaluarea impactului anumitor proiecte publice si private asupra mediului, cu modificarile si completarile ulterioare;

• HG nr. 856/2002 privind evidenta gestiunii deseurilor si pentru aprobarea listei cuprinzand deseurile, inclusiv deseurile periculoase;

• Legea nr. 211/2011 privind regimul deseurilor, republicata; • ORDIN MTI nr. 1293/2012 pentru publicarea acceptarii amendamentelor la anexa la Protocolul

din 1978 privind Conventia internationala din 1973 pentru prevenirea poluarii de catre nave (anexa V revizuita la MARPOL), adoptate de Organizatia Maritima Internationala prin Rezolutia MEPC.201(62) a Comitetului pentru protectia mediului marin din 15 iulie 2011;

• HG nr. 893/2006, pentru modificarea HG 1593/2002 privind aprobarea Planului national de pregatire, raspuns si cooperare in caz de poluare marina cu hidrocarburi.

• Standard ISO 17776/2016 Petroleum and natural gas industries – Offshore production installations – Major accident hazard management during the design of new installations

• Oil & Gas UK: Well Life Cycle Integrity Guidelines, Issue 3, March 2016 • Oil & Gas UK: Guidelines for the Abandonment of wells, Issue 5, July 2015 • Oil & Gas UK: Guidelines on qualifications of materials for the abandonment of wells, Issue 2,

2015 • NORSOK Standard D-010, Revision 4, June 2013 • Standard ISO 16530-1/2017, Petroleum and natural gas industries - Well integrity - Part 1 Life

cycle governance • API Bulletin 97, Well Construction Interface document Guidelines, first edition, December 2013 • UK HSE Principles and Guidelines to assist HSE in its judgements that duty holders have reduced

risk as low as reasonably practicable • UK HSE Policy and guidance on reducing risks as low as reasonably practicable in Design • Guidelines for the Assessment of Reports on Major Hazards based on the requirements of

Directive 2013/30/EU 4. DEFINITII SI ABREVIERI

4.1 Definitii

Nr. crt.

Termenul Definitia si/sau, daca este cazul, actul care defineste termenul

1. Abandonarea sondelor

semnifica ansamblul lucrarilor executate in sonda pentru protectia tuturor formatiunilor geologice traversate, precum si al lucrarilor pe fundul marii executate in scopul refacerii şi reabilitarii mediului.

2. Acceptare inseamna comunicarea in scris de catre Autoritatea Competenta catre operator sau proprietar a faptului ca raportul privind pericolele majore, daca este pus in aplicare astfel cum se prevede in cuprinsul sau, este in conformitate cu cerintele legii 165/2016; acceptarea nu implica niciun transfer de responsabilitate pentru controlul pericolelor majore catre Autoritatea Competenta;

3. Acceptabil In raport cu un risc, inseamna un nivel de risc pentru care timpul, costurile sau eforturile pentru a-l reduce si mai mult ar fi extrem de disproportionate fata de beneficiile unei astfel de reduceri; in evaluarea caracterului flagrant disproportionat al timpului, costurilor sau eforturilor fata de avantajele reducerii in continuare a riscului se




http://www.rna.ro/servicii/Structura/SAR-Poluare/legislatie%20poluare/Hotarare%20nr.%20893%20din%202006.doc




4 | 20


au in vedere nivelurile de risc din cele mai bune practici compatibile cu activitatea intreprinsa;

4. Accident major

Inseamna, in raport cu o instalatie sau o infrastructura conectata: a) un incident care implica o explozie, un incendiu, pierderea controlului asupra sondei sau o deversare de petrol, gaz sau substante periculoase care implica sau pentru care exista un risc semnificativ sa implice decese sau vatamari grave ale persoanelor; b) un incident care provoaca daune grave instalatiei sau infrastructurii conectate care implica sau in legatura cu care exista un risc semnificativ sa implice decese sau vatamari grave ale persoanelor; c) oricare alt incident care are ca rezultat decesul sau vatamarea grava a 5 sau mai multe persoane de pe instalatia offshore de la care provine sursa de pericol sau care efectueaza operatiuni petroliere offshore in legatura cu instalatia sau cu infrastructura conectata; sau d) orice incident de mediu major care rezulta din incidentele mentionate la litera a), b) si c); in scopul determinarii daca un incident constituie un accident major in temeiul literei a), b) sau d), o instalatie operata de la distanta fara personal este tratata ca si cum ar fi operata cu personal;

5. Acord petrolier Este actul juridic incheiat intre Agentia Nationala pentru Resurse Minerale, denumita in continuare ANRM, si una sau mai multe persoane juridice romane sau straine, in vederea acordarii concesiunii petroliere, potrivit prevederilor Legii numarul 238/2004, cu modificarile si completarile ulterioare;

6. Autoritate Competenta

Inseamna Autoritatea Competenta de Reglementare a Operatiunilor Petroliere Offshore la Marea Neagra (ACROPO), autoritate publica infiintata in temeiul legii 165/2016 si care este responsabila pentru atributiile conferite prin aceasta lege;

7. Autoritatea semnatara

a acordurilor petroliere este ANRM, potrivit prevederilor Legii numarul 238/2004, cu modificarile si completarile ulterioare;

8. Conservarea sondei

semnifica ansamblul lucrarilor executate in sondă care au ca scop punerea ei in siguranța pana la realizarea conditiilor tehnice, tehnologice si economice necesare punerii in exploatare a zacamintelor de petrol sau a depozitelor subterane de gaze naturale

9. Consultare tripartita

inseamna o modalitate formala pentru a permite dialogul si cooperarea intre Autoritatea Competenta, operatori/proprietari si reprezentantii lucratorilor;

10. Contractor inseamna orice entitate contractata de operator sau proprietar pentru a indeplini atributii specifice in numele operatorului sau proprietarului;

11. Corespunzator inseamna corect sau absolut adecvat, luand in considerare raportul efort si cost, cu privire la o anumita cerinta sau situatie, bazandu-se pe justificari obiective si care poate fi demonstrat printr-o analiza, o comparatie cu standardele corespunzatoare sau prin alte solutii folosite in situatii comparabile de catre alte autoritati sau industria de profil

12. Dezafectare instalatii

Semnifica ansamblul lucrarilor executate la instalatia offshore pentru deconectarea de la capul de sonda si de la infrastructura conectata, dezasamblarea si taierea ei de la sistemele de ancorare de fundul marii







5 | 20


si efectuarea tuturor operatiilor pregatitoare pentru mutarea de la pozitie

13. Eficienta interventiei in cazul unei scurgeri de petrol

inseamna eficienta sistemelor de interventie in cazul scurgerilor de petrol pe baza unei analize a frecventei, duratei si momentului producerii, conditiilor de mediu care ar impiedica o interventie; evaluarea eficientei interventiei in cazul unei scurgeri de petrol se exprima ca procent din timpul in care aceste conditii nu sunt prezente si include o descriere a limitelor de exploatare impuse instalatiilor vizate ca urmare a evaluarii respective.

14. Elemente critice de siguranta si de mediu

Inseamna elementele unei instalatii, inclusiv programe de calculator, al caror scop este prevenirea sau limitarea consecintelor unui accident major sau a caror defectare ar putea provoca sau contribui in mod substantial la un accident major;

15. Entitate inseamna orice persoana fizica sau persoane sau o grupare de astfel de persoane;

16. Exploatare semnifica ansamblul de lucrari efectuate la si de la suprafata pentru extragerea petrolului si gazelor, colectarea, tratarea, transportul precum si tranzitul acestora prin conductele magistrale sau submarine in vederea realizarii unor scopuri economice prin folosirea si punerea in valoare a acestora

17. Explorare inseamna ansamblul de studii si operatiuni care se realizeaza pentru cunoasterea conditiilor geologice de acumulare a petrolului si cuprinde identificarea zacamintelor, evaluarea cantitativa si calitativa a acestora, precum si determinarea conditiilor tehnice si economice de valorificare, potrivit prevederilor Legii 238/2004, cu modificarile si completarile ulterioare;

18. Inceperea operatiunilor

inseamna momentul in care instalatia sau infrastructura conectata este utilizata pentru prima data in scopul operatiunilor pentru care a fost proiectata

19. Incident de mediu major

un incident care are sau ar putea avea efecte negative semnificative asupra mediului, in conformitate cu prevederile Ordonantei de urgenta a Guvernului nr. 68/2007 privind raspunderea de mediu cu referire la prevenirea si repararea prejudiciului asupra mediului, aprobata prin Legea nr. 19/2008, cu modificarile si completarile ulterioare

20. Industrie de profil

Inseamna acele organizatii care sunt direct implicate in operatiunile petroliere offshore reglementate de Directiva UE 30/2013 si transpuse in Legea nr. 165/2016 sau ale caror activitati sunt in stransa legatura cu operatiunile offshore

21. Infrastructura conectata

inseamna, in cadrul zonei de siguranta sau intr-o zona adiacenta aflata la o distanta mai mare de instalatie, astfel cum este determinata de operator sau proprietar in raportul privind pericolele majore: a) orice sonda si structurile aferente, unitatile si dispozitivele suplimentare conectate la instalatia offshore; b) orice echipament care este operat sau componente/ mecanisme aflate pe structura principala a instalatiei sau fixate de aceasta; c) orice echipament atasat de conducte sau componente/ mecanisme atasate conductelor;







6 | 20


22. Instalatie instalatie stationara, fixa sau mobila, sau o combinatie de instalatii, interconectate permanent prin punti sau alte structuri, utilizate in cadrul operatiunilor petroliere offshore sau in legatura cu astfel de operatiuni; instalatiile includ instalatii de foraj offshore mobile numai atunci cand acestea sunt stationate in zona offshore pentru activitati de foraj, de exploatare sau de alt tip, asociate cu operatiunile petroliere offshore

23. Instalatie neproductiva

inseamna o instalatie alta decat o instalatie utilizata pentru exploatarea petrolului;

24. Instalatie de exploatare

inseamna o instalatie utilizata pentru exploatarea petrolului;

25. Modificare substantiala

in cazul unei notificari privind operatiuni la sonda sau privind operatiuni combinate, o modificare a conditiilor pe baza carora a fost transmisa notificarea originala, inclusiv, intre altele, modificari fizice, inlocuirea unei instalatii cu alta, disponibilitatea de noi cunostinte sau tehnologii si modificari la nivelul managementului operational

26. Monitorizare activitatea continua de colectare a informatiilor relevante despre modul de desfasurare a procesului sau a activitatii

27. Offshore inseamna situat in apele maritime interioare, marea teritoriala, in zona contigua si in zona economica exclusiva sau pe platoul continental al Marii Negre sub jurisdictia Romaniei, in sensul dispozitiilor Conventiei Natiunilor Unite asupra dreptului marii, incheiata la Montego Bay (Jamaica) la 10 decembrie 1982, ratificata prin Legea nr. 110/1996

28. Operatiuni petroliere offshore

inseamna toate activitatile asociate cu instalatia sau infrastructura conectata, inclusiv proiectarea, planificarea, constructia, operarea si dezafectarea acestora, legate de explorarea si exploatarea de petrol, dar excluzand transportul petrolului de pe o coasta pe alta

29. Operator inseamna titularul de acord petrolier sau entitatea nominalizata de catre titularul de acord petrolier sa conduca efectuarea operatiunilor petroliere offshore, inclusiv planificarea si executarea unei operatiuni la sonda sau gestionarea si controlul functiilor unei instalatii de exploatare;

30. Operatiune combinata

inseamna o operatiune efectuata de pe o instalatie impreuna cu o alta instalatie sau alte instalatii in scopuri legate de cealalta/celelalte instalatie/instalatii si care cresc substantial riscurile referitoare la siguranta persoanelor sau protectia mediului de pe oricare dintre instalatii sau de pe toate instalatiile in cauza;

31. Operatiune la sonda

inseamna orice operatiune ce ar putea avea drept consecinta scurgerea accidentala a unor substante care ar putea provoca un accident major, operatiuni care includ forajul unei sonde, repararea sau modificarea unei sonde, suspendarea operatiunilor la sonda si abandonarea permanenta a unei sonde

32. Pata de petrol inseamna o pelicula fina de petrol aparuta in urma deversarii accidentale sau intentionate care pluteste la suprafata apei si este purtata de vant, curenti si maree. Pata de petrol poate fi controlata partial de dispersanti chimici, prin ardere, prin folosirea unor mijloace mecanice de restrictionare a imprastierii sau prin absorbtie







7 | 20


33. Pericol major inseamna o situatie care prezinta potentialul de a provoca un accident major

34. Perimetru petrolier

are intelesul dat de Legea numarul 238/2004, cu modificarile si completarile ulterioare;

35. Pierderea controlului sondei

Inseamna un debit necontrolat de fluide din sonda si/sau fluide din formatiune din gaura de sonda la suprafata sau in zone mai slab presurizate din subteran (eruptie subterana)

36. Plan extern de interventie in caz de urgenta

inseamna o strategie locala, nationala sau regionala pentru prevenirea extinderii sau limitarea consecintelor unui accident major legat de operatiunile petroliere offshore care utilizeaza toate resursele disponibile ale operatorului, asa cum sunt descrise in planul relevant intern de interventie in caz de urgenta, precum si orice resurse suplimentare puse la dispozitie la nivelul local, national sau la nivelul statelor membre ale Uniunii Europene, dupa caz;

37. Plan intern de interventie in caz de urgenta

inseamna un plan pregatit de operatori sau de proprietari in conformitate cu cerintele din legea 165/2016 privind masurile de prevenire a extinderii sau de limitare a consecintelor unui accident major legat de operatiunile petroliere offshore

38. Procedura operationala

actiune care descrie un proces sau o activitate care se desfasoara la nivelul compartimentului

39. Proprietar Inseamna o entitate care are drepturi legale de a controla operarea unei instalatii neproductive

40. Raport privind pericolele majore

un document intocmit de catre operatorul sau proprietarul unei instalatii si inaintat Autoritatii Competente a Statului membru al UE in a carui zona offshore opereaza instalatia respectiva si care demonstreaza ca au fost identificate toate pericolele de accidente majore si au fost adoptate toate masurile adecvate de control pentru a reduce riscurile de producere a accidentelor majore pana la un nivel acceptabil

41.

Revizia in cadrul unei editii

actiunile de modificare, adaugare sau eliminare a unor informatii, date, a uneia sau mai multor componente ale unei editii a procedurii operationale, modificari ce implica sub 50% din continutul procedurii operationale

42. Risc Inseamna combinatia dintre probabilitatea aparitiei unui eveniment si

consecintele acestuia

43. Siguranta prin design

selectarea acelui concept de design, dintre variantele posibile, a celui cu cel mai scazut potential de producere a accidentelor majore

44.

Siguranta intrinseca

echipamente, instalatii, facilitati, aranjamentul si modul de interconectivitate al acestora in proiect care elimina sau diminueaza pana la nivelul minim practicabil riscurile de producere a accidentelor majore

45. Titularul acordului petrolier

Inseamna detinatorul unei licente sau parte a unui grup detonator de licenta

46. Verificare independenta

inseamna o evaluare si o confirmare a validitatii declaratiilor scrise speciale de catre o entitate sau o structura organizatorica din cadrul







8 | 20


operatorului sau proprietarului ori selectata de catre operator sau proprietar, care nu se afla sub controlul sau sub influenta entitatii sau structurii organizatorice care utilizeaza declaratiile respective

47. Zona de siguranta

Inseamna zona aflata in interiorul unei distante de 500 de metri fata de orice punct al instalatiei

4.2 Abrevieri

Nr. Crt.

Abrevierea Termenul abreviat

1. ACROPO Autoritatea Competenta de Reglementare a Operatiunilor Petroliere Offshore

2. ANRM Agentia Nationala de Resurse Minerale

3. CTES Comisia Tehnico Economica de Specialitate

4. DCIV Directia Control, Inspectii si Verificari

5. DSMISISSU Directia Sisteme de Management, Inginerie Sonde, Integritate Structurala si Situatii de Urgenta

6. Ed Editia unei Proceduri

7. EO Entitate Organizatorica

8. PO Procedura Operationala

9. Rev Revizia in cadrul unei editii

10. ROF Regulamentul de Organizare si Functionare

11. SGG Secretariatul General al Guvernului

12. UE Uniunea Europeana

13. ALARP As Low As Reasonable Practicable (Nivelul minim practicabil)

5. MODUL DE LUCRU

5.1 Descrierea procedurii 5.1.1 Procedura are rolul de a stabili si implementa un proces pentru a se putea determina capacitatea detinatorului de acord petrolier (operatorului) / proprietarului instalatiei offshore de a indeplini cerintele prevazute in legea 165/2016 referitoare la siguranta operatiunilor petroliere offshore, aflate in zona Marii Negre, in stadiul de explorare si exploatare. Operatorul sau proprietarul depune Notificarea privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare, la sediul ACROPO din B-dul Octavian Goga nr. 2, Tronson III, intrarea E, Etaj 7, Sector 3, Bucuresti, cod 030982, Romania, tel. +40371002798, fax: +40371002806, email [email protected] 5.1.2 Dupa inregistrare, notificarea va fi repartizata de Presedintele ACROPO catre Vicepresedintele desemnat, pentru analiza si inceperea procedurii de evaluare. Daca nu a fost stabilit altfel de catre Presedinte, Vicepresedintele desemnat propune comisiile de evaluare si de inspectie, stabileste termenul de solutionare a verificarii cu incadrare in termenul legal si promoveaza deciziile de numire a acestora. 5.1.3 Vicepresedintele desemnat va analiza notificarea si, in baza unei analize formale, va cere clarificari de la operator sau proprietar ori va transmite documentele catre directiile de specialitate din cadrul ACROPO cu rezolutia de incepere a evaluarii/ inspectiei.








9 | 20


5.2 Responsabilitati 5.2.1 Titularul de acord petrolier (operatorul) trebuie: a) sa se asigure ca orice contractor desemnat de catre acesta poate efectua in mod satisfacator

functiile si indeplinirea atributiilor pe care le are in temeiul dispozitiilor legale; b) sa ia toate masurile rezonabile pentru a se asigura ca orice contractor desemnat de catre

acesta indeplineste functiile prin asumarea responsabilitatii atributiilor operatorului in cadrul prevederii legale relevante;

5.2.2 Operatorii au obligatia sa adopte toate masurile corespunzatoare pentru prevenirea accidentelor majore in cadrul operatiunilor petroliere din zonele din Marea Neagra aflate sub jurisdictia Romaniei, sa respecte cerintele prevazute in legislatia relevanta in vigoare, precum si reglementarile emise si masurile impuse de Autoritatea Competenta, in conformitate cu prevederile legale aplicabile si procedurile interne relevante ale operatorului. 5.2.3 Operatorii nu sunt eliberati de obligatiile reglementate la aliniatul 5.2.2 in cazul in care actiunile sau omisiunile lor au condus sau au contribuit la accidente majore ce apartin contractorilor lor. Concluzia favorabila a ACROPO pentru notificarea privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare nu implica nici un transfer de responsabilitate pentru controlul pericolelor majore catre ACROPO. 5.2.4 In cazul unui accident major, operatorii au obligatia sa ia toate masurile necesare pentru a limita efectele acestuia asupra sanatatii umane si asupra mediului. 5.2.5 Operatorii au obligatia sa se asigure ca operatiunile petroliere offshore sunt efectuate in baza unei gestionari sistematice a riscurilor, astfel incat riscurile reziduale de accidente majore in cazul persoanelor, mediului si instalatiilor offshore sa fie reduse la un nivel minim acceptat. 5.3 Generalitati Evaluarea documentatiei depuse de titularul de licenta (operatorul) / proprietarul instalatiei catre Autoritatea Competenta incepe de la data depunerii acesteia si consta in urmatoarele etape: 5.3.1 Parcurgerea documentatiei – in urma careia Autoritatea Competenta poate solicita clarificari si/sau completari ale documentatiei depuse, in functie de gradul de conformitate cu cerintele legale in vigoare. Aceasta etapa poate include intalniri de clarificare/de punere in acord cu operatorul / proprietarul instalatiei, intalniri care se organizeaza ori de cate ori Autoritatea Competenta considera necesar, pentru discutarea si adoptarea solutiilor tehnice de proiectare ce satisfac toate partile implicate. 5.3.2 Inspectia de conformitate, vizand corelarea datelor prezentate in documentatia depusa cu situatia de facto a instalatiei. In cazul particular al proiectarii, aceasta se refera la dezbateri ale proiectelor tehnice si de executie intre compania de proiectare, operatorul/proprietarul instalatiei proiectate, Societatea de clasificare si alte parti interesate. Notificarea trebuie sa includa cel putin urmatoarele informatii: 5.3.2.1 Modul de comunicare cu ACROPO si modalitatea de informare a autoritatii competente asupra stadiului proiectului. Trebuie, de asemenea, mentionate etapele in care se vor efectua inspectiile de conformitate ale Autoritatii Competente. 5.3.2.2 O descriere detaliata a metodei de relocare si a potentialelor riscuri asociate acestei activitati cu impact asupra sigurantei si mediului marin. Metoda trebuie sa demonstreze ca nu afecteaza activitatile economice din zona. 5.3.3 In cazul in care, in urma inspectiei de conformitate a Autoritatii Competente NU rezulta observatii, atunci Autoritatea Competenta emite acceptul vizand respectarea in faza de proiectare







10 | 20


a normelor relevante statutorii [standarde, coduri si conventii internationale adoptate de Statul Roman] si reducerea pericolelor majore asociate instalatiei pana la nivelul minim acceptabil. Acest accept va fi transmis atat titularului de licenta (operatorului) / proprietarului instalatiei cat si catre ANRM. 5.3.4 In cazul in care in urma inspectiei de conformitate a Autoritatii Competente rezulta o serie de observatii, vizand respectarea in faza de proiectare a normelor statutorii relevante, referitoare la reducerea pericolelor majore asociate instalatiei pana la nivelul minim acceptabil, acestea urmeaza a fi rezolvate de catre operator/proprietarul instalatiei inainte de eliberarea acceptului de catre Autoritatea Competenta si inainte de inceperea operatiunilor de mutare. Acest accept se va baza pe verificarea de facto din partea Autoritatii Competente, in urma notificarii scrise primite din partea operatorului/proprietarului instalatiei, ca remedierele solicitate au fost rezolvate in conformitate cu prevederile legale in vigoare. 5.4 Criteriile de evaluare a documentatiei primite de catre Autoritatea Competenta Notificarea privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare trebuie transmisa catre Autoritatea Competenta inainte de prezentarea prevazuta a raportului initial privind pericolele majore pentru operatiunea planificata, conform Legii 165/2016, Cap.X, art.10, alin.(3). 5.4.1 Documentatie completa Notificarea privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare se transmite in temeiul Legii 165/2016, Cap.X, art.10 alin.(1) lit.c) si j) si trebuie sa includa informatiile cuprinse in Anexa 1, Capitolul I a aceleiasi legi, precum si informatiile de detaliu, asa cum au fost ele descrise in Ghidul Autoritatii Competente privind intocmirea documentatiei de catre operatori sau proprietari. 5.4.2 Conformarea cu normele statutorii relevante. Operatorul unei instalatii de exploatare trebuie sa se asigure ca se aliniaza la normele statutorii relevante si pune la dispozitia ACROPO, la cerere, dovada conformarii cu aceste cerinte. In caz contrar, ACROPO trebuie sa informeze Societatea de Clasificare si Autoritatea Maritima care guverneaza instalatia de exploatare, in legatura cu neconformitatile statutorii ale operatorului. Inlocuirea standardelor, regulilor si/sau codurilor de buna practica cu altele in vederea imbunatatirii calitatii proiectului se face numai pe baza de documente si cu o consultare prealabila intre operatori sau proprietari, Autoritatea Competenta, Societatea de Clasificare si alte organisme implicate in proiect. Standardele, regulile si codurile de buna practica trebuie sa asigure: - fundamentul tehnic pentru obtinerea integritatii structurale - minimul de calitate si performanta al instalatiei proiectate - posibilitatea standardizarii materialelor si echipamentelor - desfasurarea operatiunilor intr-o maniera sigura si consistenta si la standarde tehnice si de siguranta inalte. Standardele, regulile si codurile de buna practica se aplica in aceeasi masura infrastructurii conectate situate in zona de siguranta a instalatiei, respectiv pana la 500 metri in vecinatatea acesteia. 5.4.3 Design corespunzator exigentelor Proiectul unei instalatii de exploatare trebuie sa identifice riscurile majore asociate operatiunii planificate pentru toata durata ciclului de viata al instalatiei, sa se conformeze cerintei de reducere a pericolelor majore pana la nivelul minim practicabil (ALARP) si sa fie intocmit respectand principiile de siguranta intrinseca si siguranta prin design. 5.4.3.1 Selectarea conceptului de design, dintre variantele posibile, se face tinand cont de:







11 | 20


a) evaluarea riscurilor si sistemului de management functie de principiile de design care respecta ALARP;

b) dovada faptului ca principiile de siguranta incluse in concept se pliaza pe cerintele legislative referitoare la siguranta operationala, a muncii si de mediu;

c) dovada faptului ca varianta de design aleasa este cea cu cel mai mic ALARP sau, in caz contrar, justificarea alegerii facute.

Siguranta intrinseca are ca obiectiv sa elimine riscurile la sursa pe cat posibil si sa asigure ca masuri tehnice suficiente de protectie sunt introduse pentru a detecta, controla si reduce riscurile reziduale pana la nivelul minim practicabil (ALARP). Acolo unde anumite riscuri nu pot fi eliminate, proiectul trebuie sa indeplineasca urmatoarele cerinte: - sa diminueze riscul accidentelor majore, precum si potentialul producerii unor evenimente care ar putea conduce la accidente majore - sa diminueze sau sa izoleze efectele nedorite ale unor operatiuni scapate de sub control - sa diminueze sau sa izoleze eventualele scurgeri de petrol sau ale altor agenti poluatori - sa fie prevazut cu trasee bine definite de evacuare si salvare in caz de urgenta. Proiectul unei instalatii de exploatare demonstreaza ca se conformeaza principiilor de siguranta intrinseca indeplinind urmatoarele criterii: - diminueaza accidentele si potentialul de producere al acestora - diminueaza potentialele surse de poluare - reduce complexitatea sistemului operational pana la stadiul in care se minimizeaza interventia si expunerea la accidente a factorului uman implicat in activitatile offshore, dar asigura in acelasi timp o mentenanta usoara si cu cerinte minime a instalatiei. 5.4.3.2 Derularea procesului de proiectare - Proiectul detaliat. Conformarea sa cerintei ALARP se face analizand: a) evaluarea riscurilor si sistemului de management, in functie de principiile de design care

respecta ALARP; b) identificarea potentialelor riscuri majore pentru toata durata ciclului de viata al instalatiei,

inclusiv cele referitoare la actiunile si activitatile complementare; c) folosirea standardelor, codurilor si principiilor de buna practica relevante si actualizate sau

justificarea devierilor de la acestea; d) identificarea si aplicarea masurilor practice de reducere a riscurilor sau, in caz contrar,

demonstrarea ineficientei lor practice pentru proiectul in cauza. Siguranta prin design presupune respectarea urmatoarelor cerinte: - echipamentele si sistemele de productie sa fie selectate pe principiul sigurantei intrinseci - sistemele de control sa fie in asa fel prevazute incat sa previna si sa izoleze scaparile necontrolate de lichide inflamabile si gaze - proiectul sa fie prevazut cu instrumente si mijloace adecvate si performante de detectare a gazelor si a conditiilor favorabile producerii incendiilor - sa prezinte aranjamente adecvate ale echipamentelor si instalatiilor care sa previna producerea exploziilor in cazul scaparilor accidentale de hidrocarburi - sa asigure posibilitatea izolarii sau tinerea sub control a tuturor incendiilor predictibile care ar putea aparea si, in caz contrar, evolua in timpul operarii instalatiei - sa diminueze efectele unei explozii, prin disiparea suflului exploziei - sa demonstreze, la o analiza competenta, ca integritatea platformei, echipamentelor, structurii primare, a cailor si facilitatilor de evacuare pot fi mentinute, in cazul producerii unui accident







12 | 20


major, pentru o perioada suficienta de timp, care sa permita minimizarea pierderilor umane precum si escaladarea efectelor sale - sa demostreze, la o analiza competenta, ca aranjamentul echipamentelor si instalatiilor asigura limitarea riscurilor de mediu, iar facilitatile de raspuns in caz de urgenta de pe mare si de pe uscat se activeaza intr-un interval de timp care sa permita implementarea masurilor de raspuns in cel mai scurt timp posibil, in vederea diminuarii impactului produs de scurgerile de petrol si scaparile de gaze - sa fie prevazut cu cai si facilitati de evacuare si salvare pentru toate scenariile de accidente majore predictibile pe intreaga durata a ciclului de viata al instalatiei - sa fie prevazut cu mijloace si facilitati de evacuare si un sistem de alarma al instalatiei care sa avertizeze si sa mentina informat personalul in legatura cu orice stare de urgenta si sa asigure evacuarea rapida in cazul declansarii acesteia. 5.4.4 Evaluarea sistemului de management al titularului de acord petrolier referitor la design si puterea de interventie a Autoritatii Competente prin inspectorii sai in derularea procesului de proiectare ACROPO, prin inspectorii si auditorii sai, trebuie sa incerce, folosind argumente obiective si nediscriminatorii, sa convinga detinatorii de acord petrolier sa ia in considerare toate aspectele legate de design care, in momentul punerii in functiune a instalatiei, pot contraveni normelor de siguranta operationala, a muncii si mediului. 5.4.4.1 Evaluarea sistemului de management inainte de selectarea conceptului de design se face analizand urmatoarele aspecte: - Politica generala de siguranta - Criteriile de selectie a conceptului de design - Rolurile, responsabilitatile si competentele personalului desemnat - Pretabilitatea politicii de protectia muncii Gradul de interventie a inspectorilor Autoritatii Competente in aceasta etapa: consiliere 5.4.4.2 Evaluarea sistemului de management in decursul procesului de proiectare se face analizand aspectele mentionate la punctul 5.5.1, precum si cele de mai jos: - aplicarea standardelor, codurilor si normelor de buna practica, relevante si actualizate - aprobarea echipamentelor si instalatiilor cu care urmeaza a se efectua operatiunile planificate si pericolele majore specifice acestora - modificarea/adaptarea procedurilor de control - acumularea de informatii relevante in baza carora sa se efectueze in conditii de siguranta operarea, mentenanta si reparatia instalatiei. Gradul de interventie a inspectorilor Autoritatii Competente: consiliere si verificarea implementarii in proiect a cerintelor legislative, standardelor si codurilor de buna practica. 5.5 Etapele si termenele de analiza a documentatiei primite de Autoritatea Competenta Toate partile implicate in operatiuni petroliere offshore la Marea Neagra aflate in jurisdictia Romaniei trebuie sa coopereze in virtutea unui acord comun pentru beneficiu mutual. Avand in vedere prevederile Legii nr. 34/2018 si pentru alinierea operatorilor cu activitate in desfasurare in zona offshore a Marii Negre aflata sub jurisdictia Romaniei la cerintele Directivei Europene 30/2013, respectiv conformarea cu obligatiile ce le revin prin Legea nr. 165/2016 (in temeiul Cap. VI Art. 6 alin. 5-6), precum si in spiritul unei colaborari constructive cu Autoritatile Statului Roman, in speta ACROPO, Autoritatea Competenta a revizuit termenele prevazute in legislatia secundara.







13 | 20


Pentru Procedura operationala de evaluare a Notificarii privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare, PO-04, s-au alocat maximum 150 de zile lucratoare, repartizate dupa cum urmeaza: A. Proiectarea unei instalatii de productie Notificarea trebuie transmisa intr-un stadiu al procesului de proiectare in care s-au acumulat suficiente informatii esentiale referitoare la proiect, dar care sa permita totodata implementarea in proiect si, implicit, in Raportul intial privind pericolele majore, a comentariilor Autoritatii Competente legate de siguranta operationala, protectia muncii si a mediului. Notificarea privind proiectarea unei instalatii de exploatare va include numai informatiile disponibile la momentul respectiv, dar modificarile ulterioare trebuie aduse la cunostinta ACROPO inainte de intocmirea raportului privind pericolele majore. Termenul de depunere a documentatiei este de minim 150 zile lucratoare inainte de data planificata pentru inceperea proiectului de executie. 5.5.1 Vicepresedintele desemnat analizeaza notificarea, propune comisiile de evaluare si de inspectie, stabileste termenul de solutionare a verificarii cu incadrare in termenul legal si promoveaza deciziile de numire a acestora. Tot acesta transmite documentele catre comisiile de evaluare din cadrul directiilor de specialitate din cadrul ACROPO, cu rezolutia de incepere a evaluarii/inspectiei. 5.5.2 Comisia de evaluare din cadrul Autoritatii Competente (DSMISISSU) analizeaza si evalueaza Notificarea privind proiectarea unei instalatii de exploatare si proiectul tehnic al instalatiei si infrastructurii conectate, intr-un interval de 20 zile lucratoare si, daca se considera necesar, solicita clarificari si/sau completari ale documentatiei primite de la operator sau proprietar. Dupa analiza si evaluarea documentatiei depuse, comisia de evaluare transmite raportul privind evaluarea catre Vicepresedintele desemnat. 5.5.3 Vicepresedintele desemnat deleaga comisia din cadrul DCIV sa efectueze, in aceeasi perioada de 7 zile lucratoare, auditul sistemului de management al operatorului / proprietarului si Companiilor implicate in proiectare. ACROPO va indica in scris, dupa incheierea auditului si evaluarii documentatiei mentionate, toate aspectele tehnice care necesita rectificari/revizuiri si de care trebuie sa se tina seama in elaborarea proiectului de executie, in caz contrar, raportul privind pericolele majore asociat instalatiei nefiind acceptat de catre Autoritatea Competenta. 5.5.4 Verificarea implementarii solutiilor tehnice agreate in stadiul de proiect tehnic se realizeaza pe baza inspectiilor periodice ale Autoritatii Competente, prin directia DCIV, in fiecare din etapele succesive, respectiv pe parcursul proiectului de executie, al constructiei si comisionarii instalatiei. Strategia de comunicare si colaborare intre Autoritatea Competenta si operatori/ proprietari in procesul de elaborare a proiectului de executie precum si pe durata constructiei si comisionarii instalatiei de exploatare se stabileste printr-un protocol semnat intre parti imediat dupa depunerea Notificarii de proiectare. 5.5.5 ACROPO notifica operatorul / proprietarul / subcontractorii implicati pentru ca acestia sa organizeze transportul Inspectorilor ACROPO la si de la locatiile unde se pot efectua verificarile si auditul mentionate mai sus si sa asigure toate conditiile necesare unei bune desfasurari atat a verificarilor proiectului cat si a auditului sistemului de management. Neasigurarea de catre operator sau proprietar, in termen de 2 zile lucratoare de la notificare, a transportului Inspectorilor ACROPO si a conditiilor necesare pentru efectuarea verificarii proiectului instalatiei si a constructiei/comisionarii acesteia, precum si a auditului, va conduce la







14 | 20


prelungirea termenului de evaluare cu dublul perioadei derulate de la notificare si pana la indeplinirea obligatiei de catre operator. 5.5.6 Dupa finalizarea evaluarii si auditului initiale, in cazul in care NU s-au identificat neconformitati, comisiile din cadrul DSMISISSU si DCIV transmit rapoartele catre CTES si conducerea ACROPO. In urma analizei acestor rapoarte, intr-o perioada de 3 zile lucratoare, CTES intocmeste raportul initial prin care poate propune si conducerea ACROPO, in baza acestui raport, poate emite decizia de acceptare a documentatie primite. Aceasta decizie va fi transmisa ANRM si operatorului sau proprietarului instalatiei. 5.5.7 Depasirea termenului de emitere a deciziei de acceptare a notificarii privind proiectarea unei instalatii de exploatare, cauzata de imposibilitatea finalizarii verificarilor si/sau auditului, datorita conditiilor meteo nefavorabile nu constituie motiv pentru aplicarea „aprobarii tacite” asa cum este definita in Ordonanta de urgenta nr. 27/2003 privind procedura aprobarii tacite cu modificari si completari. 5.5.8 In cazul in care in urma evaluarii documentatiei, auditului si inspectiei initiale in stadiul de constructie si comisionare (inspectia initiala consta, in etapele premergatoare constructiei, in verificarea desenelor de executie ale Companiei de proiectare si intalniri cu reprezentantii acesteia in vederea adoptarii celor mai avantajoase solutii tehnice)s-au identificat neconformitati,termenul stabilit initial pentru acceptarea documentatiei primite se poate prelungi cu o perioada de maxim 90 de zile lucratoare. Aceasta perioada aditionala cade exclusiv in sarcina operatorului sau proprietarului si va fi folosita pentru: - completarea documentatiei, conform cerintelor Autoritatii Competente - rectificarea neconformitatilor observate in cadrul evaluarii si inspectiei initiale - notificarea Autoritatii Competente de catre operator/ proprietar asupra remedierii neconformitatilor semnalate la prima evaluare 5.5.9 ACROPO urmeaza sa finalizeze evaluarea documentatiei completate, sa efectueze inspectia finala de conformitate si sa emita raportul final in termen de 30 de zile lucratoare de la notificare. Acest proces presupune: - Analiza in cadrul CTES a concluziilor transmise de comisiile din cadrul DSMISISSU si DCIV - Dupa caz, emiterea deciziei de acceptare a notificarii privind proiectarea unei instalatii de exploatare de catre conducerea Autoritatii Competente la incheierea verificarilor, la propunerea comisiei CTES Aceasta decizie va fi transmisa ANRM si operatorului sau proprietarului instalatiei. 5.5.10 In cazul in care neconformitatile nu s-au rectificat sau documentatia nu a fost completata in termenul mentionat (90 zile lucratoare), aceasta va conduce la emiterea unui raport negativ si respingerea solicitarii de incepere a operatiunilor. In cazul in care in cadrul inspectiei subsecvente se vor identifica neconformitati care NU au fost rectificate in mod corespunzator, atunci comisiile din cadrul DSMISISSU si DCIV vor transmite rapoartele cu obiectiunile argumentate tehnic catre CTES si conducerea ACROPO. In urma analizei acestor rapoarte CTES poate propune si conducerea ACROPO poate emite decizia de neacceptare a documentatiei primite. Aceasta decizie de neacceptare va fi transmisa catre ANRM si operatorului sau proprietarul instalatiei. Procesul de evaluare a documentatiei se va relua numai dupa ce operatorul sau proprietarul va rectifica toate neconformitatile identificate in cursul procesului initial de evaluare si va transmite ACROPO o noua documentatie revizuita.







15 | 20


5.5.11 Presedintele ACROPO transmite la ANRM punctul de vedere justificat continand indicii cu privire la faptul ca cerintele prevazute in Legea nr. 165/2016, cu modificarile si completarile ulterioare, nu sunt respectate si exista preocupari justificate cu privire la siguranta operatiunilor petroliere offshore sau a instalatiilor. 5.5.12 La incheierea comisionarii instalatiei, operatorii/proprietarii au obligatia de a depune notificarea privind mutarea pe locatia de productie si raportul privind pericolele majore asociat. 5.9.13 Toate documentele vor fi prezentate in limba romana. In cazul persoanelor juridice straine, documentele redactate intr-o limba straina vor fi insotite de traducerea autorizata in limba romana. B. Mutarea unei instalatii de exploatare Termenul de depunere a documentatiei este de minim 15 zile lucratoare inainte de data planificata pentru inceperea operatiunilor de mutare. 5.5.14 Vicepresedintele desemnat analizeaza notificarea, propune comisiile de evaluare si de inspectie, stabileste termenul de solutionare a verificarii cu incadrare in termenul legal si promoveaza decziile de numire a acestora. Tot acesta transmite documentele catre comisiile de evaluare din cadrul directiilor de specialitate din cadrul ACROPO cu rezolutia de incepere a evaluarii/inspectiei. 5.5.15 Comisia de evaluare din cadrul Autoritatii Competente (DSMISISSU) analizeaza si evalueaza notificarea privind mutarea instalatiei offshore pe locatia de productie si raportul asociat privind pericolele majore, inclusiv al infrastructurii conectate, intr-un interval de 3 zile lucratoare si, daca se considera necesar, solicita clarificari si/sau completari ale documentatiei primite de la operator sau proprietar. Dupa analiza si evaluarea documentatiei depuse, comisia de evaluare transmite raportul privind evaluarea catre Vicepresedintele desemnat si DCIV. 5.5.16 In baza raportului evaluarii intiale, Vicepresedintele desemnat deleaga comisia din cadrul DCIV sa efectueze, intr-o perioada de 3 zile lucratoare, inspectia tehnica a instalatiei si infrastructurii conectate. 5.5.17 ACROPO notifica operatorul / proprietarul / subcontractorii implicati pentru ca acestia sa organizeze transportul Inspectorilor ACROPO la instalatia offshore si sa asigure toate conditiile necesare unei bune desfasurari a inspectiei instalatiei. Neasigurarea de catre operator sau proprietar, in termen de 2 zile lucratoare de la notificare, a transportului Inspectorilor ACROPO si a conditiilor necesare pentru efectuarea verificarii proiectului instalatiei si a constructiei/comisionarii acesteia, precum si a auditului, va conduce la prelungirea termenului de evaluare cu dublul perioadei derulate de la notificare si pana la indeplinirea obligatiei de catre operator. 5.5.18 Depasirea termenului de emitere a deciziei de acceptare a notificarii referitoare la mutarea pe locatia de productie a instalatiei nou-construite si comisionate si raportului privind pericolele majore asociat instalatiei si infrastructurii conectate, cauzata de imposibilitatea finalizarii inspectiei instalatiei, datorita conditiilor meteo nefavorabile, nu constituie motiv pentru aplicarea „aprobarii tacite” asa cum este definita in Ordonanta de urgenta nr. 27/2003 privind procedura aprobarii tacite cu modificari si completari. 5.5.19 Dupa finalizarea evaluarii si inspectiei initiale, in cazul in care NU s-au identificat neconformitati, comisiile din cadrul DSMISISSU si DCIV transmit rapoartele catre CTES si conducerea ACROPO. In urma analizei acestor rapoarte, intr-o perioada de 3 zile lucratoare, CTES poate propune si conducerea ACROPO poate emite decizia de acceptare a documentatiei primite.







16 | 20


Aceasta decizie va fi transmisa ANRM si operatorului sau proprietarului instalatiei – aceasta conditionand inceperea operatiunilor de mutare a instalatiei pe locatia de productie. 5.5.20 In cazul in care in urma evaluarii documentatiei si verificarii initiale s-au identificat neconformitati, termenul stabilit initial pentru acceptarea documentatiei primite se poate prelungi cu o perioada de 3 zile lucratoare. Aceasta perioada aditionala cade exclusiv in sarcina operatorului sau proprietarului si va fi folosita pentru: - completarea documentatiei, conform cerintelor Autoritatii Competente - rectificarea neconformitatilor observate in cadrul evaluarii si inspectiei initiale - notificarea Autoritatii Competente de catre operator/ proprietar asupra remedierii neconformitatilor semnalate la prima evaluare 5.5.21 ACROPO urmeaza sa finalizeze evaluarea documentatiei completate, sa efectueze inspectia finala de conformitate si sa emita raportul final in termen de 3 zile lucratoare de la notificare. Acest proces presupune: - Analiza in cadrul CTES a concluziilor transmise de comisiile din cadrul DSMISISSU si DCIV - Dupa caz, emiterea deciziei de acceptare a notificarii privind proiectarea unei instalatii de exploatare de catre conducerea Autoritatii Competente la incheierea verificarilor, la propunerea comisiei CTES Aceasta decizie va fi transmisa ANRM si operatorului sau proprietarului instalatiei – aceasta conditionand inceperea operatiunilor 5.5.22 In cazul in care neconformitatile nu s-au rectificat sau documentatia nu a fost completata in termenul mentionat (3 zile lucratoare), aceasta va conduce la emiterea unui raport negativ. In cazul in care in cadrul verificarii subsecvente se vor identifica neconformitati care NU au fost rectificate in mod corespunzator, atunci comisiile din cadrul DSMISISSU si DCIV vor transmite rapoartele cu obiectiunile argumentate tehnic catre CTES si conducerea ACROPO. In urma analizei acestor rapoarte, CTES poate propune si conducerea ACROPO poate emite decizia de neacceptare a documentatiei primite. Aceasta decizie de neacceptare va fi transmisa catre ANRM si operatorului sau proprietarului instalatiei. Procesul de evaluare a documentatiei se va relua numai dupa ce operatorul sau proprietarul va rectifica toate neconformitatile identificate in cursul procesului initial de evaluare si va transmite ACROPO o noua documentatie revizuita. 5.5.23 Presedintele ACROPO transmite la ANRM punctul de vedere justificat continand indicii cu privire la faptul ca cerintele prevazute in Legea nr. 165/2016, cu modificarile si completarile ulterioare, nu sunt respectate si exista preocupari justificate cu privire la siguranta operatiunilor petroliere offshore sau a instalatiilor. 5.5.24 Toate documentele vor fi prezentate in limba romana. In cazul persoanelor juridice straine, documentele redactate intr-o limba straina vor fi insotite de traducerea autorizata in limba romana. 6. ANEXE 6.1 Anexa 1 – Diagrama de proces privind proiectarea unei instalatii de exploatare - depunere si evaluare documentatie 6.2 Anexa 2 – Diagrama de proces privind mutarea unei instalatii de exploatare – depunere si evaluare documentatie 6.3 Anexa 3 – Formular de evaluare a Notificarii privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare







17 | 20


Anexa 1







18 | 20


Anexa 2







19 | 20


Anexa 3 Formular de evaluare a Notificarii privind proiectarea sau mutarea unei instalatii de exploatare

Legea 1

65/2

016

Cerinte minime privind continutul Notificarii

Sunt informatiile

specifice fiecarei sectiuni

adecvate si complete?

(Da/Nu)

Comentarii/Informatii suplimentare solicitate

1

Name and address of Owner / Operator Numele si adresa proprietarului/operatorului

• Identificarea operatorului/proprietarului si contractorilor

• Adresele de contact

Da Nu

2

Descrierea generala a masurilor prin care sistemul de management va asigura ca structura si echipamentele instalatiei vor fi proiectate, selectate, construite si comisionate de o asemenea maniera astfel incat se va asigura controlul riscurilor de accidente majore

Da Nu

3

Descrierea procesului de proiectare incepand de la si incluzand:

• conceptul initial de design/selectia instalatiei existente

• standardele si filozofia de design folosite

Da Nu

4

Descrierea conceptului de proiectare in raport cu:

• Pericolele majore si masurile de baza adoptate pentru controlul riscurilor

• Conformarea cu reglementarile in vigoare in raport cu integritatea operationala si structurala, precum si integritatea demontarii

• Reducerea potentialului de producere a accidentelor majore in raport cu principiul ALARP

• Criteriile si procesul de selectie

Da Nu

5

Planul si descrierea amplasamentului

• conditiile meteorologice/oceanografice/ale fundului marii/ale subsolului marin

Da Nu

6 Descrierea: Da Nu







20 | 20


Legea 1

65/2

016

Cerinte minime privind continutul Notificarii

Sunt informatiile

specifice fiecarei sectiuni

adecvate si complete?

(Da/Nu)

Comentarii/Informatii suplimentare solicitate

• limitarilor de mediu, meteorologice si ale fundului marii

• aranjamentelor pentru identificarea riscurilor asociate mediului marin si fundului marii

7 Particularitatile operationale si ale activitatilor conexe pe care instalatia le poate desfasura

Da Nu

8

Descrierea instalatiei, care trebuie sa contina:

• principiul de functionare a diferitelor sisteme

• planul general

• procesul tehnologic

• descrierea infrastructurii conectate

• descrierea zacamintelor petrolifere si a proiectelor de sonde

Da Nu

9

Descrierea schemei de verificare, a listei initiale a elementelor critice de siguranta si mediu si a standardelor de performanta cerute pentru acestea

Da Nu

10 Descrierea sistemului de siguranta si mediu, prin care masurile de control a riscurilor de accidente majore vor fi mentinute functionale si eficiente

Da Nu

11 Demonstratia faptului ca instalatia se preteaza conversiei (unde este aplicabil)

Da Nu

12 Demonstratia faptului ca noua locatie este pretabila scopului (unde este aplicabil)

Da Nu




AUTORITATEA COMPETENTĂ DE REGLEMENTARE A...

Documents

Transcript of AUTORITATEA COMPETENTĂ DE REGLEMENTARE A...