Rovuma offshore, Área 4

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. A referida Área encontra-se localizada na parte norte da província de Cabo Delgado, em águas cuja profundidade varia de 1500 a 2600 metros. O devido Contrato de Concessão para Pesquisa e Produção de Petróleo (CCPP) foi assinado aos 20 de Dezembro de 2006 e com a data efectiva a partir de  01 de Fevereiro de 2007 (Aceder ao CCPP). 

Segue abaixo a descrição do contrato.

Área Concessionada (EPCC) Rovuma offshore, Área 4 Antecedentes, actividades realizadas, ponto de situação e outros planos
Ano de Concessão 2006

A área foi adjudicada à Eni e à ENH, no âmbito dos  resultados do 2 o concurso de licenciamento de áreas. O CCPP foi assinado a 20 de Dezembro de 2006 e com a data efectiva  a partir de 01 de Fevereiro de 2007. O contrato foi subdividido em três períodos de pesquisa, num total de 8 anos (4+2+2 anos). o mesmo compreendeu  o seguinte programa de trabalho:

Primeiro período de pesquisa  – 48 Meses

  • Reprocessamento e interpretação de 100 km de dados sismicos 2D;
  • Aquisição de 2000 km de dados sísmicos 2D;
  • Aquisiçãao de 1000 km2 de dados sísmicos 3D.

 Segundo período de pesquisa  – 24 Meses

  • 2 furos de pesquisa a serem efectudos até 5000 m ou a um alvo da idade do Cretácico;

Terceiro período de pesquisa  – 24 Meses

  • 2 furos de pesquisa a serem efectudas até 5000 m ou à um alvo da idade do  Cretácico.

No âmbito do cumprimento do programa de trabalho, a Concessionária adquiriu e processou 4.529 km de dados sísmicos 2D e 4.415 km2 3D durante o primeiro e segundo períodos de pesquisa e 3.064 km2 de 3D no terceiro período. Também foram realizados um total de  18 furos, incluindo de pesquisa e de avaliação de hidrocarbonetos, os quais  resultaram em diversas descobertas de gás.

A Concessionária, culminou com 6 Áreas de Descoberta aprovadas, cuja a extensão é de    4 012 km2 . Importa referir que das várias  descobertas, a Área de Descoberta Mamba destaca-se por apresentar reservatórios transzonais (denominados "Prosperidade" e "Mamba" ou Complexo Prosperidade/Mamba). O complexo, contém  cerca de 85 tcf de volume inicial de gás in situ, incluindo nas duas áreas (Área 1 e Área 4). Os principais reservatórios compreendem as idades do  Oligoceno e Eoceno.

Volume inicial de gás in situ encontrado em reservatórios da Área 4:

  • Cerca de 45 tcf foram encontrados em 5 reservatórios transzonais do Complexo Mamba, cujas as idades compreendem o  Oligoceno, Eoceno e Paleoceno)
  • Cerca de 30 tcf foram encontrados em 3 reservatórios totalmente confinados na Área 4 (o campo Coral) cujas idades são do Oligoceno, Eoceno  e Paleoceno)
  • Cerca de 3 tcf foram encontrados em 2 reservatórios totalmente confinados na Área 4, no sudeste das descobertas do furo Agulha cujas idades são do Paleoceno e Cretáceo.

Em termos de desenvolvimento, o Plano de Desenvolvimento (PoD) do Coral Sul foi aprovado em Fevereiro de 2016 e a Decisão Final de Investimentos anunciada à 01 de Junho de 2017. Em Outubro de 2019 iniciou a campanha de perfuração inerente aos furos de desenvolvimento ou produção. A primeira produção está prevista para iniciar em 2022, por meio de uma plataforma flutuante de gás natural liquefeito (Floating Liquified Natural Gas).

Em 2018, a MRV apresentou o Plano de Desenvolvimento dos Reservatórios transzonaisMamba fase 1 e de um reservatório não-transzonal, que foi aprovado em Junho de 2019.  O projecto prevê a construção de 2 módulos de liquefação de gás natural onshore  em Afungi, no distrito de Palma, província de Cabo Delgado.

Operador e parceiros

1. Percentagens na assinatura do contrato:

  • ENI East Africa S.p.A. –90% (Operador)
  • ENH, E.P – 10% 

 

2. Percentagem durante a primeira fase de exploração:

  • Eni East Africa S.p.A. –70% (Operador)
  • ENH, E.P – 10%
  • GALP – 10%
  • KOGAS – 10% 

Actualmente:

  • Mozambique Rovuma Venture ou MRV (uma Joint Venture entre:  Eni S.p.A 35.7%, ExxonMobil 35,7%, CNPC 28,6%) – 70%
  • ENH, E.P – 10%
  • KOGAS – 10%
  • GALP – 10 %
Dimensão (km2)

Inicial: 17 650 km2 

Actual: 2516 km2

area 4