O Instituto Nacional de Petróleo (INP), na sua qualidade de regulador das operações petrolíferas em Moçambique, assume este ano um papel central como co-organizador da 12.ª Edição da MMEC – Conferência e Exposição de Mineração e Energia de Moçambique.
A participação nesta 12.ª edição permitirá um contacto directo com os decisores do sector e o acesso a informação privilegiada sobre as oportunidade do sector.
A conferência abordará temas cruciais, desde os avanços nos projectos de Gás Natural Liquefeito (GNL/LNG) até às oportunidades emergentes na transição energética e o papel das infra-estruturas de suporte. A exposição paralela permitirá que empresas nacionais e internacionais apresentem soluções tecnológicas de ponta e estabeleçam parcerias de negócio fundamentais.
O Instituto Nacional de Petróleo (INP), na sua qualidade de regulador das operações petrolíferas em Moçambique, assume este ano um papel central como co-organizador da 12.ª Edição da MMEC – Conferência e Exposição de Mineração e Energia de Moçambique.
A MMEC consolidou-se, ao longo de mais de uma década, como o fórum por excelência para o debate estratégico sobre os sectores extractivos. Nesta edição, o destaque recai sobre a coordenação estreita entre o INP e a AMETRADE, uma parceria que reforça o posicionamento de Moçambique como um destino atractivo e seguro para o investimento directo estrangeiro nas indústrias de recursos minerais e energia.
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Conheça os especialistas, líderes e decisores que irão enriquecer os debates da Conferência do Gás Doméstico 2025.
Cada orador traz uma perspectiva estratégica sobre o futuro do gás em Moçambique e o seu papel no desenvolvimento sustentável do país.
Administradora INP
Administradora INP
Presidente do INP
Ministro dos R. Minerais e Energia
Administrador INP
Directora do Gabinete Jurídico INP
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.
Estimativa mediana de 43 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás.
4 Reservatórios Transzonais:
Estimativa mediana de 3,4 (triliões de pés cúbicos) Tcf de gás natural.
Estimativa mediana de 8,4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural
Os Reservatórios do são do Paleoceno.
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.
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.
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.
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.
