Bacia de Moçambique, Onshore

Área Activa

Área A5-A

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%).

Actividades De Pesquisa Executadas

Concessionária realizou:

Aquisição de 8000km de dados sísmicos tridimensionais;
Realização de Estudos Geológicos e Geofísicos relativos à interpretação de dados sísmicos;
Aavaliação do potencial petrolífero da área,no qual culminou com a identificação de leads do Cretácio e Terciário, para além de prospectos de idade Terciária (Eocénica);
Realização da perfuração de um (1) poço designado como Raia-1 e Actualmente está em curso estudos geológicos posteriores à realização do poço Raia-1 que avisam aferir o sistema petrolífero da região;

Área PPA Pande & Temane

O Contrato de Partilha de Petróleo (CPP) foi assinado com a Sasol a 26 de Outubro de 2000, com uma duração incial de pesquisa prevista de 10 anos. A Área do CPP geograficamente se sobrepõe à Área Pande/Temane APP (Acordo de Produção de Petróleo), excluindo os depósitos produtores de Formação Grudja G6 e G9 nos campos de gás Pande e Temane, respectivamente. Cerca de 1800 km de sísmica 2D (2001, 2005, 2016) e 125 km² de sísmica 3D (2016) foram adquiridos, e um total de 15 poços de pesquisa e 22 furos de avaliação efectuados.

A área da CPP inclui várias descobertas em depósitos de arenito na formação do Cretáceo Superior no Grudja Inferior (descoberto durante as década de 1960, 1990 e da concessão do PSA em 2000 até agora), tais como:

Corvo G6A, Tafula G8, Pande G10, G11 e G11A, Pande Este G11 e G11A, Temane G8, Temane Este Profundo (G11, G11A, G12 e G12A) todos com gás natural, Inhassoro G6 com auréola de petróleo leve com capeamento de gás, e Inhassoro G10 com petróleo leve sub-saturado.

Com base nas descobertas, foram definidas e aprovadas duas áreas de descobertas (Área de Descoberta Pande/Corvo e a Área de Descoberta Temane /Inhassoro), que representam os contornos do presente contrato CPP, após o término do período de pesquisa.

Em 2015, foi apresentado um Plano de Desenvolvimento de Campo (PdD) para Inhassoro G6, Inhassoro G10, Temane G8, Temane Este Profundo (G11, G11A, G12 e G12A). O PdD foi aprovado em Janeiro de 2016.

Cerca de 117 km de sísmica 2D e 125 km² de sísmica 3D foram adquiridos ao longo de Inhassoro G6 e G10, e 09 poços de avaliação e desenvolvimento foram efectuados nos depósitos do PdD a partir de 2016 em diante, resultando numa melhor compreensão dos depósitos.

Novas e pequenas descobertas foram feitas em um poço em 2016 durante a fase de desenvolvimento na área do CPP, Temane G6A, G11, G11A e G12, com gás nos depósitos mais rasos e petróleo leve nos depósitos mais profundos.

Em 2019, as seguintes descobertas estavam no Período de Avaliação Comercial (CAP): Pande G10, G11 e G11A, Pande Este G11 e G11A, Corvo G6A e Tafula G8. Dois poços de avaliação foram efetuados em 2018 para avaliar os depósitos do Pande.

As estimativas totais de recursos presentes das descobertas do PSA têm volumes de gás no local de cerca de 2,5-3 tcf, e volumes de gás recuperáveis de cerca de 1-1,5 tcf. O petróleo leve e condensado recuperável esperado está na faixa de 30-40 milhões de barris de líquido. Ainda há incertezas significativas relacionadas a essas estimativas.

Área APP Pande & Temane

O Acordo de Produção de Petróleo (APP) foi assinado a 26 de Outubro de 2000 pela Sasol, Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), Companhia Moçambicana de Hidrocarbonetos (CMH) e Governo de Moçambique com o objetivo de desenvolver e produzir recursos de gás a partir de Depósitos Pande e Temane, como parte do Projeto De Gás Natural “Moçambique para a África do Sul”.

O acordo prevê a construção de:

Uma Central de Processamento (CPF) para processar inicialmente 120 MGJ por ano;

Um gasoduto com extensão de 865 km para transportar o gás produzido de Temane (Moçambique) para Secunda (África do Sul). Este gasoduto tem cinco pontos offtake para fornecer gás ao mercado moçambicano.

O APP abrange os depósitos dos campos de gás de Pande e Temane, da formação do Grudja Inferior no Cretáceo Superior, nos depósitos Grudja 6 (G6) e Grudja 9 (G9), respectivamente. Os dois depósitos têm um total de gás de cerca de 4,5 tcf como estimativa base.

A produção de gás natural começou em 2004 no Campo Temane, e em 2009 o Campo de Pande foi acoplado ao CPF. A quantidade total de gás produzido de 2004 a 2018 é de 2.087 MGJ (milhões de Giga Joules), equivalente a cerca de 1,8 tcf ou 50.250 milhões de Nm3 – gás de metros cúbicos normais, e o condensado produzido é de 7,1 MMbbl (Milhões de barris).

Em cada um dos dois campos de gás foram efectuadas cerca de 30 furos em contratos anteriores e no APP, incluindo a avaliação assim como os poços de desenvolvimento. Os dois campos são cobertos por dados sísmicos 2D de diferentes safras (seis aquisições de sísmica 2D de 1990 a 2005, além de sísmicas mais antigas).

Em 2016, a Sasol adquiriu 42 km2 de sísmica 3D na parte central do campo de Pande em torno do poço Pande-4, e em 2018 efectuou o primeiro poço horizontal de preenchimento no depósito G6 no Campo de Pande.

Área PT5-C

O CCPP foi assinado em Outubro de 2018 com a Sasol e ENH, em resultado do 5º concurso de concessão de áreas. A área localiza-se na parte onshore da Bacia de Moçambique, próximo aos depósitos de gás de Pande e Temane, no norte da província de Inhambane. O período de pesquisa tem a duração de 8 anos e foi subdividido em 3 subperíodos de pesquisa, de 4 + 2 + 2 anos.

Obrigações de trabalhos mínimos:

Primeiro Subperíodo de Pesquisa – 48 meses

Segundo Subperíodo de Pesquisa – 24 meses

Terceiro Subperíodo de Pesquisa – 24 meses

Perfuração de um (1) poço de Pesquisa até à profundidade de aproximadamente 1.750 metros ou até um alvo estratigráfico de G6 – G12, conforme o que se atingir primeiro;
Completar estudos no valor de USD5 milhões;
Em 2020 aquisição de 2008 Km de sísmica 2D, reprocessamento de dados;
Em 2023 perfuração de 2 poços Dourado-1 e Bonito-1 notificada descoberta do Poço Bonito-1 no horizonte G9;
Revisão das coordenadas, para incluir a área do prospecto Nsiwi com aproximadamente 132 km;

Área Buzi

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”) que então detinha 100% de participações, com efeitos a partir de Abril de 2009. Posteriormente a ENH cedeu o seu interesse participativo à Búzi Hydrocarbons Pte. Lda. (BHPL), como parceiro estratégico tornando-se esta, a concessionária e operador deste Bloco, com 75% de interesse participativo e a ENH parceiro com 25%.

Obrigações de trabalhos mínimos:

Primeiro subperíodo

Segundo Subperíodo

Terceiro Subperíodo

Actividades realizadas

Reprocessamento de 300 km de sísmica 2D pré-existente e re-interpretação de 1650 km;
Aquisição de um total de 614 km de novos dados sísmicos 2D;
Abandono de 25% da área total inicial conforme rege-lhe o respectivo CCPP.
Em 2021 notificadas descobertas em resultado do perfuração de dois poços de pesquisa BS-01 e BS-02.
Estão em curso os trabalhos de preparação para aquisição de dados sísmicos 2D, isto é desmatamento e desminagem