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Produção

Gás Natural

Designa-se Gás Natural o petróleo que nas condições atmosféricas normais se encontra no estado gasoso, bem como gás não convencional, incluindo gás metano, associado ao carvão e gás de xistos betuminosos. O gás natural é produzido em Moçambique a partir dos campos de Pande/Temane, localizados na Bacia de Moçambique, tendo em 2004 iniciado a produção do Campo de Temane e em 2009 o campo de Pande foi acoplado ao sistema.

O cumulativo de gás produzido desde o início até Janeiro de 2021 foi de 59.818.280.923,5 Nm3, correspondente a 2.479.612.210,4 GJ. O gás produzido é processado na Central de Processamento de Gás localizada em Temane, Província de Inhambane, sendo que cerca de 80% deste gás é exportado para África do Sul e o remanescente vendido no mercado nacional.

Produção e Venda anual de Gás Natural

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Condensado

O condensado derivado da produção do gás é estabilizado na central de processamento, armazenado e posteriormente vendido no mercado internacional. Desde o início da produção até Janeiro do ano em curso (2021) foi produzido um total de 7.618.681,87 bbls (barris).

Produção e Venda Anual do Condensado

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Impotos sobre a Produção (IPP) - Gás de Royalty

O Gás de royalty é o Imposto sobre a Produção de Petróleo (IPP) a ser e pago ao governo pela concessionária. Para o contrato de produção de petróleo, relativo aos campos de Pande e Temane, mesmo corresponde a 5% do gás produzido e vendido, e pode ser pago em espécie ou em dinheiro.

O gráfico 3 apresenta o equivalente de gas royalty entregues ao governo (118.174.217,3 GJ) a desde o início da produção até Janeiro de 2021, sendo parte desta quantidade paga em espécie (em forma de gás) e a outra parte em dinheiro.

Gas Royalty (MGJ)

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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.