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29-07-2025 | SADC-INP APONTA O GÁS NATURAL COMO MOTOR DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA E DESENVOLVIMENTO NA REGIÃO

O Instituto Nacional de Petróleo (INP), em representação do Ministério dos Recursos Minerais e Energia (MIREME), participou esta Terça-feira na sessão plenária do seminário regional “Liderança Parlamentar: Transição Energética e Economia do Petróleo e Gás na SADC”, que decorre em Maputo, de hoje até ao dia a 31 de Julho corrente. No painel intitulado “Experiências […]

INP DESTACA PAPEL ESTRATÉGICO DA ROMPCO NO DESENVOLVIMENTO DO GÁS NATURAL EM MOÇAMBIQUE

O Instituto Nacional de Petróleo (INP) enalteceu, esta quarta-feira, ( 04-06-2025) a contribuição determinante da ROMPCO (Republic of Mozambique Pipeline Investments Company) para o crescimento do sector do gás natural no país, durante o jantar de gala alusivo à celebração do 25.º aniversário da empresa, acto antecedido pela cerimónia de inauguração do seu novo escritório […]

20-05-25 | FACIM 2025 – INP REFORÇA PREPARATIVOS SOB COORDENAÇÃO DO MIREME

A Feira Internacional de Maputo (FACIM 2025) já mexe com várias sensibilidades a nível do sector de energia e de mineração no país e o Instituto Nacional de Petróleo (INP) está na linha da frente dos preparativos do sector de hidrocarbonetos para a edição jubileu da FACIM 2025, que assinala os 60 anos do maior […]

05-05-25 | INP É PAINELISTA DA 11ª EDIÇÃO DO MMEC

O Instituto Nacional de Petróleo participa, esta semana, como orador de destaque na 11ª Edição da Conferência e Exposição de Mineração e Energia de Moçambique (MMEC 2025), um dos mais importantes fóruns regionais dedicados aos sectores extractivos. Sob chancela do Ministério dos Recursos Minerais e Energia (MIREME), a MMEC,  reúne, na capital do país, decisores […]

05-04-25 | CORAL SUL FLNG ATINGE MARCO HISTÓRICO NA ÁREA 4

A plataforma flutuante de gás natural liquefeito, Coral Sul FLNG, operada pela italiana Eni, atingiu um grande marco na produção e exportação de GNL hoje. Em causa está a marca dos 100 carregamentos de GNL a partir da Plataforma flutuante. A unidade fabril, ancorada em águas ultra-profundas ao largo de Cabo Delgado, vem exportando GNL […]

14-03-25 | DESTAQUE-EUA APROVA FINANCIAMENTO AO MOZAMBIQUE LNG

O Projecto Mozambique LNG, liderado pela petrolífera multinacional francesa TotalEnergies acaba de receber luz verde da US Export-Import Bank, agência de crédito do Governo norte americano, ao aprovar o financiamento de aproximadamente 5 mil milhões de dólares norte americanos. A aprovação deste crédito constitui um factor catalisador para a conclusão do processo de financiamento do […]

CONVITE PARA A MANIFESTAÇÃO DE INTERESSE

O Instituto Nacional de Petróleo (INP), pretende contratar uma empresa de consultoria de reconhecida capacidade e competência em Conteúdo Local, no sector de Petróleo e Gás, para auxiliar o INP a desenvolver o seu processo de auditoria e análise, a fim de verificar o grau de cumprimento da implementação das actividades de Conteúdo Local. Leia […]

Assinado um contrato de concessão para pesquisa e produção de hidrocarbonetos

Maputo, 29 de Agosto de 2024 – Trata-se do Contrato de Concessão para Pesquisa e Produção de Petróleo da Área A6-C, localizada no mar, na região de Angoche, da Bacia de Moçambique, em profundidades de água que variam de 1500 a 2500 metros, numa extensão total de 5.600 Km². A atribuição desta área de concessão […]

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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.