Como o segundo maior país produtor de petróleo da África Subsaariana, membro da OPEP desde 2007, e com uma produção de aproximadamente 1,3 milhões de barris de petróleo por dia (bpd), a impressionante taxa de crescimento econômico de Angola nos últimos anos foi estimulada por sua indústria de petróleo e gás. O país abriga várias das grandes empresas de petróleo e gás do mundo, como TotalEnergies, ExxonMobil, BP e ENI, operando principalmente nos campos offshore do país na costa de Cabinda e em campos de águas profundas na Bacia do Baixo Congo.
PROJECTO KAOMBO
Localizado em lâmina d’água de até 1.950 me situado a aproximadamente 150 km da costa angolana, o Projecto Kaombo é o maior desenvolvimento de campo petrolífero em águas ultraprofundas do país. O Projecto está sediado no bloco offshore 32, que é operado pela TotalEnergies (30%); Sonangol (30%); a subsidiária da NOC, Sonangol Sinopec (20%); Subsidiária da ExxonMobil, Esso (15%), e empresa multinacional de energia, Galp (5%). Com um custo de US$ 16 bilhões, o Projecto Kaombo compreende o desenvolvimento e amarração de seis campos de satélite – as descobertas de petróleo de Gengibre, Gindungo, Caril, Canela, Mostarda e Luro – e dois campos flutuantes, de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO ) – o Kaombo Norte e o Kaombo Sul. As descobertas, espalhadas por uma área de aproximadamente 800km2, são estimadas em reservas de 650 milhões de barris de petróleo, e contou com um total de 59 poços de produção submarinos ligados às unidades FPSO através de 300 km de dutos submarinos. Os navios FPSO Kaombo Norte e Kaombo Sul têm capacidade de processamento de 115.000 bpd e 100 milhões de pés cúbicos de compressão de gás por dia e capacidade de armazenamento de 1,7 milhão de barris de petróleo. O Projecto Kaombo é frequentemente citado como uma das maiores realizações técnicas da TotalEnergies na história da empresa.
O PROJECTO DE GÁS NATURAL LIQUEFEITO DE ANGOLA
Servindo como um dos maiores Projectos de energia no continente africano e o primeiro Projecto de gás natural liquefeito (GNL) no país, o Projecto Angola LNG apoia os desenvolvimentos de campos petrolíferos offshore do país através da sua capacidade de processar 1,1 mil milhões de pés cúbicos de gás natural por dia. Situado a 300 km a norte da capital do país, Luanda, na província do Soyo e na foz do rio Congo, o projecto é co-liderado pela Chevron e pela Sonangol, com outros parceiros como a Eni e a TotalEnergies. Com um preço de US$ 12 bilhões e construído para criar e manter valor dos recursos de gás offshore do país, o Projecto Angola LNG apresenta uma frota de sete navios de GNL e três cais de carregamento. O Projecto é capaz de entregar 5.
PROJECTO PSVM
Cobrindo uma área de 5.349km 2e composto pelos campos de Plutão, Saturno, Vênus e Marte, o Projecto PSVM está situado a aproximadamente 400km de Luanda na seção nordeste do Bloco 31. Com o primeiro óleo alcançado em dezembro de 2012, a unidade FPSO do Projecto, operada pela BP, é capaz de produzir 157.000 barris de petróleo e 245 milhões de pés cúbicos por dia de gás natural e possui manifolds off-line submarinos e poços agrupados localizados em profundidades de até 2.100m. O Projecto PSVM é o primeiro desenvolvimento em águas ultraprofundas na África e, no momento da conclusão, era o maior desenvolvimento submarino na indústria de petróleo e gás da África. O Bloco 31 é operado pela BP (26,27%), juntamente com as subsidiárias da NOC, Sonangol EP (25%) e Sonangol P&P (20%), e Sonangol Sinopec International (5%), subsidiária da empresa norueguesa de petróleo e gás, Statoil Angola ( 13,33%),
PROJECTO PLATINA
Colocado em operação no final de novembro de 2021 e visando 44 milhões de barris de reservas de petróleo estimadas, o Projecto Platina no Bloco 18, offshore de Angola, deverá adicionar um pico de produção adicional de 30.000 barris de petróleo por dia à capacidade de Angola. Operada pela BP Angola, com 50% de participação, a supermajor de petróleo e gás contratou o navio-sonda DS-12 para executar o programa de perfuração, com ligação submarina ao FPSO do Grande Plutônio e concluirá quatro poços – dois de projeção e dois de injeção – nos próximos seis meses. O empreendimento conta com poços submarinos amarrados ao FPSO e dois cargueiros de apoio à sonda, que é ancorada por 12 linhas de atracação em lâmina d’água de 1.300m. Espalhados por uma área de 5.000 km 2, o Bloco 18 é operado conjuntamente pela BP e pela Sonangol, cada uma com 50% de participação, tendo as duas empresas de petróleo e gás chegado a um acordo para desenvolver o campo em dezembro de 2018.
O EIXO LESTE E OESTE
Localizado a cerca de 350 km a noroeste de Luanda dentro do Bloco 15/06 operado pela Eni, a primeira fase do Projecto Eixo Leste e Oeste contou com o desenvolvimento de seis campos no Eixo Oeste – Sangos, Cinguvu, Mpungi, Ochigufu e Vandumbu – e dois campos – Cabaça Sudeste e Cabaça Central UM8 – nas áreas do Pólo Leste. O Polo Oeste está ligado por 31 poços submarinos, dos quais 18 produtores e 13 injetores, ao FPSO Ngoma, enquanto o Polo Leste possui 11 poços, seis produtores e cinco injetores, que estão ligados ao FPSO Olombendo. Em 2020, os Projectos dos Hubs Oeste e Leste produziram 123.000 barris de petróleo por dia do depósito offshore de Agogo apenas nove meses após a descoberta. A perfuração do poço Agogo-1 em janeiro de 2020 resultou em uma vazão de aproximadamente 10.000 bpd, enquanto o poço Agogo-3, perfurado em fevereiro daquele ano, aumentou a quantidade de petróleo estimada no local para 1 bilhão de barris. Em abril de 2021, a Eni perfurou o prospecto de exploração Cuica, localizado na Área de Desenvolvimento de Cabaça, através do navio FPSO Armada Olombendo. Adicionalmente, em setembro de 2021 iniciou-se a produção do prospecto Cabaça Norte, também através do FPSO Armada Olombendo, atingindo um pico de produção de 15.000 bpd.
PROJECTO CLOV FASE 2
Localizado a cerca de 140 km da costa angolana e em lâminas d’água que variam entre 1.100 e 1.400 m, o Projecto CLOV Fase 2 engloba os campos Cravo, Lirio, Violeta e Orquidea, estimados em conter até 55 milhões de barris de óleo equivalente no local. Lançado em 2018, o Projecto de tie-back envolve a perfuração de sete poços e está conectado ao navio FPSO CLOV existente e atingirá uma taxa de produção de 40.000 barris de óleo equivalente por dia até meados de 2022. O Projecto está situado no Bloco 17 e é operado pela TotalEnergies (38%), ao lado da Equinor (22,16%), ExxonMobil (19%), BP Exploration Angola (15,84%) e Sonangol P&P (5%).