Nazário Joel Julião de Jesus Bangalane é o actual Presidente do Conselho de Administração do Instituto Nacional de Petróleo, desde 04 de Julho de 2022.
É Licenciado em Engenharia Química pela Faculdade de Engenharia da Universidade Eduardo Mondlane (UEM) e mestre em ciências (MSc) na especialidade de Engenharia de Petróleo e Geociências pela Delft University of Technology (TUDelft) nos Países Baixos.
Durante a formação nos Países Baixos, participou em visitas de Estudo no Canadá, tendo realizado intercâmbios técnicos com algumas companhias petrolíferas sediadas em Calgary.
É também membro da Sociedade de Engenheiros de Petróleo (SPE), e foi o primeiro Presidente da SPE – Secção de Maputo.
No seu ingresso no INP em 2005, teve como principal desafio, gerir os dados de produção do campo Pande/Temane e fazer parte da equipa de monitoria e auditoria ao sistema de medição fiscal de gás natural. Posteriormente, teve como desafios rever e avaliar os Planos de Desenvolvimento submetidos pelas concessionárias das Áreas 1 e 4 da Bacia do Rovuma, que culminaram com a aprovação dos Projectos bilionários Golfinho/Atum, Mamba e Coral Sul FLNG.
Esteve integrado na equipa de trabalho do INP na Anadarko Petroleum Corporation, em Houston, em regime de secondment durante 12 meses, permitindo-lhe adquirir conhecimentos para coordenar as actividades de monitoria e supervisão dos diferentes projectos nas fases de Desenvolvimento e Produção. Enquanto Director de Projectos e Desenvolvimento, monitorou e supervisionou as actividades de Pesquisa, Desenvolvimento e Produção; enquanto que como Director Fiscalização e Segurança aos aspectos de segurança, emergência e prontidão.
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.
