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Operador avança com o primeiro poço de pesquisa de hidrocarbonetos

A Eni Mozambico S.p.A prepara-se para executar o primeiro poço de pesquisa na Área A5-A, ao largo do distrito de Angoche, Província de Nampula.

Para o feito, já se encontra, na costa de Pemba, a plataforma de perfuração West Capella, propriedade da Aquadrill, contratada pelos concessionários da área, liderada pela Eni e cuja base logística estará sediada em Pemba.

Este desenvolvimento ocorre na sequência da conclusão dos trabalhos de avaliação do potencial petrolífero na área concessionada, uma actividade integrada no Programa de Trabalhos acordado com o Governo, no âmbito do Contrato de Concessão para Pesquisa e Produção (CCPP), rubricado em Dezembro de 2018, no decurso do Quinto Concurso de Concessão de Áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetos, o qual se tornou efectivo em Janeiro do ano seguinte.

A avaliação do potencial petrolífero, durante este primeiro sub-período de pesquisa da área, culminou com a identificação de dois principais prospectos, designadamente, Raia e Jamanta. Consequentemente, a petrolífera italiana e os seus parceiros decidiram executar um poço no prospecto Raia, com previsão de arranque ainda neste mês de Abril.  

Um dos propósitos da perfuração do poço Raia-1 é investigar a presença de hidrocarbonetos em complexos turbidíticos do Terciário. Para tal, este poço está programada a atingir uma profundidade de 3425m metros MD.

Refira-se que este é o primeiro poço de pesquisa nesta parte da Bacia de Moçambique que terá  a particularidade de permitir a recolha de informação geológico e as potencialidade petrolíferas desta região.

A área A5-A localiza-se ao largo da costa de Angoche, na província de Nampula, à uma profundidade de lâmina de água que varia dos 300 aos 1800 metros. Com uma extensão de 4,612 km2, esta dista à aproximadamente 30 km de Angoche, cerca de 400 km de Pemba (base logística do Operador) e 220 km de Nacala.

O Consórcio que opera na área é actualmente  formado pela Eni Mozambico S.p.A. que detém 49.5% de interesse participativo; a Qatar Energy Mozambique, Limitada com 25,5%; a Sasol Petroleum Mozambique Exploration Lda, com 10,0% e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos E.P. com 15%, respectivamente. Para mais informações, queira, por favor, contactar o Instituto Nacional de Petróleo, sito na Rua dos Desportistas Nº.259, cidade de Maputo, pelos números 21248300 ou 839511000. Pode ainda escrever para o e-mail comunicacao@inp.gov.mz e visitar as nossas páginas de facebook, linkedIn e do Sexto Concurso para estar a par desta e outras matérias de destaque.      

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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.