Rovuma offshore, Área 1

A área foi adjudicada à Anadarko e à ENH no âmbito do 2º concurso de licenciamento de áreas. O CCPP foi assinado a 20 de Dezembro de 2006 e com a data efectiva a partir de 1 de Fevereiro de 2007. A área localiza-se no ambiente marinho, em águas rasas e profundas a norte da Província de Cabo Delgado, na Bacia Sedimentar do Rovuma.

O contrato foi subdividido em dois períodos de pesquisa, num total de 8 anos (5 +3 anos). O mesmo compreendeu o seguinte programa de trabalho:

Primeiro Período de Pesquisa – 60 meses

• Reprocessamento de 1000 km² de sísmica 2D existente;
• Aquisição do mínimo de 1000 km de sísmica 2D e do mínimo de 3000 km²  de sísmica 3D;
•  Execução de 7 furos de pesquisa.

Segundo Período de Pesquisa – 36 meses

• Aquisição do mínimo de 2000 km² sísmica 3D;
• Execução de 4 furos de pesquisa.

Durante todo período de pesquisa, foram adquiridos 7678 km de sísmica 2D e 7421 km²  de sísmica 3D.

Em Fevereiro de 2010 foi feita a primeira descoberta na parte marinha da Bacia do Rovuma, através do furo Windjammer, o qual resultou na identificação de 4 reservatórios de gás de idade Oligocénica e Paleocénica. Em seguida, cerca de 40 furos de pesquisa e de avaliação foram realizados entre 2009 à 2015, resultando em várias descobertas de gás natural.

Foram aprovadas cinco áreas de descobertas totalizando 4938 km², dos quais a área de descoberta Prosperidade tem reservatórios transzonais entre as áreas de contrato de concessão entre Área 1 e a Área 4. A quantidade estimada de reservas de gás natural in situ nos reservatórios transzonais entre Área 1 e Área 4 do Oligoceno e Eoceno, é de cerca de 85 tcf (trilhões de pés cúbicos), dos quais certa de metade em cada Área.

As Áreas de descobertas são:

• Área de Descoberta Prosperidade (430 km²), cuja avaliação está em curso (5 reservatórios transzonais do Oligoceno, Eoceno e Paleoceno e pequenos reservatórios não partilhados do Mioceno e Oligoceno. Estima-se cerca de 45 tcf de gás natural in situ nos 5 reservatórios transzonais nas Áreas de concessão entre Área 1 e Área 4).
• Área de Descoberta Tubarão (308 km²), cuja avaliação está em curso (reservatório do Eoceno, com uma estimativa de cerca de 2 tcf de gás natural in situ).
• Área de Descoberta Golfinho-Atum (1630 km²). Em Fevereiro de 2018 foi aprovado o Plano de Desenvolvimento (PoD) do campo Golfinho/Atum (2 reservatórios do Oligoceno com uma estimativa de cerca de 35 tcf de gás natural in situ. 

A data prevista para o início da produção é 2023.

• Área de Descoberta Orca (1357 km²), cuja avaliação está em curso (reservatórios do Paleoceno e Cretáceo, são reservatórios parcialmente conectados com a Área de Descoberta Tubarão Tigre, com uma estimativa de gás natural in situ de cerca de 10 tcf).
• Área de Descoberta Tubarão Tigre (1254 km²), cuja avaliação está em curso (Reservatórios do Cretáceo).

O Campo Golfinho-Atum inclui dois reservatórios de gás nomeadamente: Oligoceno Fan 1 e Oligoceno Fan 2, descoberto através do furo Golfinho-1 em 2012 e avaliado entre 2012 à 2015 por mais de 15 furos. O Plano de Desenvolvimento (PoD) do Campo Golfinho-Atum foi aprovado em Fevereiro de 2018. O início da produção desse campo está previsto para 2023, com a construção de infraestrutura de Liquefação de Gás Natural (LNG) em terra, em Afungi, localizado no Distrito de Palma na Província de Cabo Delgado. A Decisão Final de Investimentos foi anunciada em Junho de 2019.

Actual:

• Total E&P Mozambique Area 1 Limitada – 26.5% (Operador)
• Mitsui E&P Mozambique Area 1 Limitada – 20%
• ENH, E.P – 15%
• BPRL Ventures Mozambique B.V. – 10%
• Beas Rovuma Energy Mozambique Limitada – 10%
• ONGC Videsh Limited – 10%
• PTTEP Mozambique Area 1 Limitada – 8.5 %