Descobertas e Campos nos Reservatórios do Oligoceno, Leque Superior
Descobertas e Campos nos Reservatórios do Oligoceno, Leque Superior
Campo Golfinho-Atum (Oligoceno, leque superior e inferior), Rovuma Offshore Área 1
A descoberta Golfinho-Atum foi feita pela Anadarko, em 2012, através do furo Golfinho-1 e avaliada por cerca de quinze (15) furos no período compreendido entre 2012 e 2015. Estão também inclusos no campo Golfinho-Atum os reservatórios do Oligoceno (leque superior e inferior). A descoberta localiza-se a 40 Km do nordeste do distrito de Palma e cerca de 5 Km da linha da costa.
O reservatório é de idade Oligoceno e é um reservatório não partilhado. A estimativa média dos recursos é de cerca de 35tcf (triliões de pés cúbicos) de gás in situ, segundo estimativas submetidas pela Total. Este reservatório encontra-se a uma profundidade que varia de 3000 a 4000 metros abaixo do nível médio das águas do mar. A coluna de água varia de inferior a 500 metros à superior a 1300 metros e a sua extensão é de cerca de 35 Km orientado de Oeste a Este.
O Plano de Desenvolvimento do campo Golfinho-Atum foi aprovado pelo Governo em Fevereiro de 2018. A Decisão Final de Investimento (DFI) foi anunciada em Junho de 2019. Estima-se que o início da produção seja em 2023/24, tendo já iniciado a construção da Planta de Gás Natura Liquefeito (GNL) em Afungi, distrito de Palma, Província de Cabo Delgado.
Campo Mamba/Prosperidade Oligoceno Norte (leque superior, reservatório transzonal), Rovuma offshore Área 1 e Área 4
A descoberta foi feita pela Anadarko em 2010, no furo Barquentine-1, no extracto Oligoceno Norte, Leque Superior.
Esta descoberta foi avaliada pela Anadarko através dos furos Barquentine-2, Barquentine-3 e Barquentine-4 e pela Eni, através dos furos Mamba Norte-1 e Mamba Nordeste-1 entre 2011-2012.
A estimativa média dos recursos é de cerca de 18 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás in situ, segundo estimativas submetidas pela Total e Eni.
A Área tem aproximadamente 290km² de extensão, com uma coluna de água que varia entre 1000 e 2000 metros.
O Plano de Desenvolvimento da Área 4 (inclui parte desta descoberta) foi aprovado pelo Governo em Maio de 2019, sendo que está planeado o início do desenvolvido deste campo na segunda fase do desenvolvimento dos reservatórios transzonais do campo Mamba/Prosperidade.
Campo Mamba/Prosperidade Oligoceno Sul (Leque superior, reservatório transzonal), Rovuma offshore Área 1 e Área 4
Esta descoberta foi feita pela Anadarko em 2010 através dos furos Windjammer-1 e Windjammer-2, e a mesma foi avaliada pela mesma companhia através dos furos Camarão-1, Lagosta-1, Lagosta-2 e Lagosta-3, e pela Eni através dos furos Mamba Sul-1 e Mamba Sul-2 no período entre 2010 e 2012.
A descoberta localiza-se na Bacia do Rovuma Offshore Área 1 e Área 4. A estimativa média de recursos (gás in situ) indicam cerca de 35 Tcf (triliões de pés cúbicos).
Em Julho de 2018, a MRV (Mozambique Rovuma Venture), na qualidade de Operador da Área 4, submeteu a proposta do Plano de Desenvolvimento do campo Mamba (Área 4, inclui parte desta descoberta). Em Maio de 2019 o Governo de Moçambique aprovou o Plano de Desenvolvimento e em Outubro foi anunciada a Decisão Inicial de Investimento para este campo.