Generic selectors
Exact matches only
Search in title
Search in content
Post Type Selectors

Áreas Concessionadas

Explore as nossas áreas principais

A Bacia do Rovuma, localizada na costa leste da África, emergiu como uma área estratégica para a pesquisa de recursos energéticos offshore. Suas águas profundas e ricas em recursos têm atraído a atenção de empresas de energia em todo o mundo. Abaixo são listadas as áreas de concessão de pesquisa e produção na Bacia Sedimentar do Rovuma, onde a actividade de  pesquisa e produção  de hidrocarbonetos está em andamento ou planeado.

A Área concessão A5-A, é resultado do concurso público lançado em Outubro de 2014, para a concessão de áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetosem em Moçambique. As empresas Eni Mozambico S.p.A., Sasol Petroleum Mozambique Exploration Lda. e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH, EP), foi-lhes adjudicada a área Offshore Angoche A5-A cuja a extensão é de 4,612 km2, localizada na parte marítima da República de Moçambique. O Contrato de Concessão de Pesquisa e Produção de Petróleo(CCPP) foi assinado em Outubro de 2018, tendo como data efectiva 1 de Janeiro de 2019; A Área, é operada pela EMPRESA Eni Mozambico S.p.A com 49.5% de participações e os parceiros a Qatar Energy (25.5%), a Sasol Petroleum (10%) e a ENH, E.P. (15%).
Descrição Informações
Concurso Público Lançado em Outubro de 2014
Concessionárias
  • Eni Mozambico S.p.A. (49.5%);
  • Qatar Energy (25.5%);
  • Sasol Petroleum (10%);
  • ENH, E.P. (15%);
Data de Assinatura do CCPP Outubro de 2018
Data Efectiva do CCPP 1 de Janeiro de 2019
Área 4,612 km²
Localização Parte marítima da República de Moçambique
Atividades de Pesquisa Executadas
  • Aquisição de 8000 km de dados sísmicos tridimensionais;
  • Realização de Estudos Geológicos e Geofísicos relativos à interpretação de dados sísmicos;
  • Avaliação do potencial petrolífero da área, identificando leads do Cretácio e Terciário, além de prospectos de idade Terciária (Eocénica);
  • Perfuração de um poço designado como Raia-1;
  • Estudos geológicos posteriores à realização do poço Raia-1 para aferir o sistema petrolífero da região;
Na sequência do 2o concurso público para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às companhias Eni East Africa e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, foi-lhes adjudicada a Área 4 em ambiente offshore na Bacia do Rovuma.
Descrição Informações
Concurso Dezembro de 2005
Concessionárias
    Inicial:
  • Eni East Africa – 90% (Operador)
  • ENH – 10 %
    • Actual:
  • Mozambique Rovuma Venture (MRV) – 70% (Operador)
  • Kogas – 10%
  • ENH – 10%
  • Galp – 10%
Data de Assinatura do CCPP Dezembro de 2006
Data Efectiva do CCPP Fevereiro de 2007
Dimensão (km2)

Inicial:17650km2

Actual: 2516 km2

Localização No mar (Província de Cabo Delgado)
Actividades de Pesquisa Realizadas
  • Aquisição de 4529 Km de Dados sísmicos 2D
  • Aquisição de 4.415 km2 Dados sísmicos 3D
  • Execução de 18 poços de pesquisa e de avaliação
Área 4 – Bacia do Rovuma

Área 4 – Bacia do Rovuma

Na sequência do 2º concurso público para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às companhias Eni East Africa e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, foi-lhes adjudicada a Área 4 em ambiente offshore na Bacia do Rovuma.

Descrição Informações
Concurso Dezembro de 2005
Concessionárias

Inicial:

  • Eni East Africa – 90% (Operador)
  • ENH – 10%

Atual:

  • Mozambique Rovuma Venture (MRV) – 70% (Operador)
  • Kogas – 10%
  • ENH – 10%
  • Galp – 10%
Data de Assinatura do CCPP Dezembro de 2006
Data Efectiva do CCPP Fevereiro de 2007
Dimensão (km²)

Inicial: 17.650 km²

Atual: 2.516 km²
Localização No mar (Província de Cabo Delgado)
Atividades de Pesquisa Realizadas
  • Aquisição de 4.529 km de Dados sísmicos 2D
  • Aquisição de 4.415 km² de Dados sísmicos 3D
  • Execução de 18 poços de pesquisa e de avaliação

Áreas da BACIA DE MOÇAMBIQUE

A Bacia de Moçambique, localizada na costa leste da África, emergiu como a primeira área estratégica para a pesquisa de recursos energéticos onshore. Abaixo são listadas as áreas de Concessão de Pesquisa e Produção na Bacia Sedimentar de Moçambique, onde a actividade de  pesquisa e produção está em andamento ou planeada.

A Área de Concessão A5-A, é resultado do concurso público lançado em Outubro de 2014, para a concessão de áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarboneto em Moçambique. O Contrato foi assinado em Outubro de 2018 com as empresas Eni Mozambico S.p.A., Sasol Petroleum Mozambique Exploration Lda. e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH, EP).
Descrição Informações
Concurso Outubro de 2014
Concessionárias
  • Eni Mozambico S.p.A. (49.5%);
  • Qatar Energy (25.5%);
  • Sasol Petroleum (10%);
  • ENH, E.P. (15%);
Data de Assinatura do CCPP Outubro de 2018
Data Efectiva do CCPP 1 de Janeiro de 2019
Dimensão (km2)

4,612 km²
Localização No mar (Provincia de Nampula)
Actividades de Pesquisa Realizadas
  • Aquisição de 8000 km de dados sísmicos tridimensionais (3D);
  • Interpretação dos dados sísmicos 3D;
  • Realização de Estudos Geológicos e Geofísicos;
  • Execução de um poço de Pesquisa, Raia-1;
A Área de Concessão PT5-C, é resultado do concurso público lançado em Outubro de 2014. O Contrato de Concessão para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetos, foi assinado em Outubro de 2018 com a Sasol e a ENH.
Descrição Informações
Concurso Público Outubro de 2014
Concessionárias
  • Sasol Petroleum (70%)
  • ENH, E.P. (30%);
Data de Assinatura do CCPP Outubro de 2018
Data Efectiva do CCPP 1 de Janeiro de 2019
Dimensão (km2)

3,012 km²
Localização Em Terra (Província de Inhambane)
Actividades de Pesquisa Realizadas
  • Aquisição de 2008 Km de dados sísmicos 2D;
  • Execução de 2 (dois) poços de Pesquisa Bonito-1 e Dourado-1 em 2023
  • Conclusão de estudos geocientíficos.

A Área do Contrato de Concessão para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetos para Área de Mazenga foi concessionada à Empresa Nacional de Hidrocarbonetos-ENH, mediante negociação directa resultando na assinatura do CCPP, em Outubro de 2019.

DescriçãoInformações
Negociação DirectaOutubro de 2018
Concessionárias

Inicial

    • ENH (100%);
    • Outubro de 2020;
    • MozGasUk (80%) e ENH (20%);

Actual

  • AITEO (70%);
  • ENH, E.P. (30%);
Data de Assinatura do CCPPOutubro de 2019
Data Efectiva do CCPPMaio de 2020
Dimensão (km2)

22 800 km²

LocalizaçãoEm Terra (Província de Inhambane)
 
Actividades de Pesquisa Realizadas
  • Interpretação de dados sísmicos 2D;
O CCPP foi assinado à luz do Decreto 38/2008 de 17 de Outubro, e aprovado pelo Conselho de Ministros, e celebrado no dia 31 de Outubro de 2008, entre o Governo e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (Doravante designada por “ENH”).
Descrição Informações
Negociação Directa Outubro de 2008
Concessionárias
    Inicial
  • ENH (100%);
    • Actual
  • Buzi (75%)
  • ENH, E.P. (25%)
Data de Assinatura do CCPP Outubro de 2008
Data Efectiva do CCPP Abril de 2009
Dimensão (km2)

22 800 km2

Localização Em Terra (Província de Sofala)
Actividades de Pesquisa Realizadas
  • Reprocessamento de 300 km de sísmica 2D;
  • Interpretação de 1650 km de Sísmica 2D;
  • Aquisição de 614 km dados sísmicos 2D;
  • Execução de dois poços de Pesquisa BS-01 e BS-02 em 2020;
A Área do PSA foi adjudicada a Sasol em Outubro de 2000 para pesquisa e produção de hidrocarbonetos na área Pande e Temane, excluindo os reservatórios Pande Grudja (G6) e Temane Grudja (G9) alvos do contrato PPA.
Descrição Informações
Negociação Directa Outubro de 2000
Concessionárias
  • Sasol Petroleum Mozambique ;
  • Limitada – 100% (operador);
Data de Assinatura do CCPP Outubro de 2000
Data Efectiva do CCPP Novembro de 2000
Dimensão (km2)

Inicial: 16098 km²

Actual:1792 km² (Pande/Corvo área: 637 km², Temane/Inhassoro área: 1155 km²)
Localização Em Terra (Província de Inhambane)
Actividades de Pesquisa Realizadas
  • Aquisição de 1800 km de sísmica 2D;
  • Aquisição de 749 km2 de sísmica 3D;
  • Execução de um total de 72 poços de Pesquisa e produção;
No âmbito da resolução Nº 06/2000 de 26 de Outubro de 2000, aprovada pelo Conselho de Ministros, foi assinado o Contrato de Produção de Petróleo (na sigla inglesa PPA) relativos a área unificada dos jazigos de Pande-Temane em terra, entre o Governo, a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.p. (ENH), representada pela subsidiária Companhia Moçambicana de Hidrocarbonetos, SARL, (CMH), Sasol Petroleum Temane, Lta. (SPT).
Descrição Informações
Negociação Directa Outubro de 2000
Concessionárias
    Inicial
  • Sasol Petroleum Temane – 70% (Operador);
  • Companhia Moçambicana de Hidrocarbonetos E.P (CMH) – 30%
    • Actual (desde 2006)
  • Sasol Petroleum Temane – 70% (operador)
  • Companhia Moçambicana de Hidrocarbonetos (CMH) – 25%
  • International Finance Corporation (IFC) –5%
Data de Assinatura do CCPP Outubro de 2000
Data Efectiva do CCPP Novembro de 2000
Dimensão (km2)

Inicial: 1741 km2 (Pande: 1235 km2 and Temane: 506 km 2)

Actual: 1 741 km2
Localização Em Terra (Província de Inhambane)
Actividades de Pesquisa Realizadas
  • Encontra-se na fase de produção de gás desde o ano de 2004;
  • Estudos de reavaliação dos depósitos Pande Grudja (G6) e Temane Grudja (G9)
  • Aquisição de 43.5 Km 2 de sísmica 3D (no âmbito da monitoria do poço Pande -4)
  • Foram executados um total de 30 poços de produção dos quais 17 no Pande e 13 no Temane.

Pesquisa de Hidrocarbonetos

OUTRAS ÁREAS

Redes Sociais

Links rápidos

Contacte-nos

Copyright Ⓒ 2025 Instituto nacional de petróleo - Todos os Direitos Reservados.

ÁREA 1

Na sequência do 2º concurso público para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às companhias Anadarko Mozambique Area 1 e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, foi-lhes adjudicada a Área 1 em ambiente offshore da Bacia do Rovuma. A referida Área encontra-se localizada na parte norte da Província de Cabo Delgado, em águas rasas à muito profunda. O Contrato de Concessão de áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetos (CCPP) foi assinado a 20 de Dezembro de 2006 e com a data efectiva a partir de 1 de Fevereiro de 2007.

ÁREA DE DESCOBERTA PROSPERIDADE

Estimativa mediana de 43 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás.

4 Reservatórios Transzonais:

  • Oligoceno Superior Norte;
  • Oligoceno Superior Sul;
  • Oligoceno Inferior;
  • Eoceno Superior;

ÁREA DE DESCOBERTA TUBARÃO

Estimativa mediana de 3,4 (triliões de pés cúbicos) Tcf de gás natural.

ÁREA DE DESCOBERTA ORCA

Estimativa mediana de 8,4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural

Os Reservatórios do são do Paleoceno.

ÁREA DE DESCOBERTA ORCA

Área de Descoberta Tubarão Tigre (1254 km2), tem 3 reservatórios do Cretáceo (K1,K2 e K3), sendo o K2 o melhor em Orca e Tubarão-Tigre e possui uma estimativa mediana de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural. 

DESCOBERTAS TUBARÃO TIGRE E ORCA (CRETÁCICO LEQUE 1, 2 E 3), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

A avaliação técnica completa do potencial do Cretáceo na Área 1, ente as Áreas de Descoberta Tubarão Tigre e Orca, determinou que contém reservatórios pequenos, descontínuos e de baixa qualidade, e isso provavelmente apresentaria desafios significativos no fornecimento de quantidades comercias de gás. Dos três reservatórios de Cretáceo (K1,K2 e K3) avaliados, o melhor é o K2 em Orca e Tubarão-Tigre que possui recurso médio de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural.

DESCOBERTA ORCA (LEQUE DO PALEOCENO MEDIO), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

Esta descoberta foi feita na Área 1 pela Anadarko em 2013 através furo Orca-1, cujo reservatório é de idade do Paleoceno Médio, tendo sido subsequentemente avaliada através dos furos Manta-1, Orca-2, Orca-3 e Orca-4.

A descoberta localiza-se a cerca de 10 Km da linha da costa, 250 Km da cidade de Pemba. Este reservatório é de idade do Paleoceno Médio e não é partilhado. A estimativa média dos recursos é de cerca de 8.4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural in situ, segundo estimativas submetidas pela Total.

O reservatório na descoberta Orca encontra-se a profundidades que variam de 4000 à 5000m abaixo do nível médio do mar, e a coluna de água de cerca de 600m à 1200m. A extensão é de cerca de 30 Km.

DESCOBERTA TUBARÃO (EOCENO), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

Esta descoberta foi feita pela Anadarko em Janeiro de 2011 através do furo Tubarão-1 e avaliada pelo furo Tubarão-2 (negativo) em 2013. A descoberta localiza-se a cerca de 25 Km da linha de costa, 50 Km do Nordeste do distrito da Mocímboa da Praia e 200 Km do Nordeste da Cidade de Pemba.

O reservatório encontra-se completamente na Área 1. A estimativa média dos recursos é de cerca de 3,4 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás in situ.

O reservatório encontra-se a uma profundidade de 3500 a 4000 metros abaixo do nível médio das águas do mar. A coluna de água varia entre 800 e 1200 metros. A extensão da descoberta Tubarão é de cerca de 20 Km orientado de Oeste à Este.