O projecto de desenvolvimento de produção inicial (EP) de Ndungu iniciou a produção de petróleo em fevereiro de 2022. Está localizado no bloco 1/06, offshore de Angola.
A Eni Angola opera o bloco 15/06 com uma participação de 36,84% enquanto as restantes participações no bloco são detidas pela Sonangol Pesquisa e Produção (36,84%) e pela SSI Fifteen (26,32%).
O projecto deverá produzir aproximadamente 20.000 barris de petróleo por dia (bopd).
O comissionamento do Ndungu EP é o terceiro start-up de produção da Eni Angola no bloco 15/06 em sete meses. Os outros dois campos que iniciaram a produção durante o período incluem os projectos de desenvolvimento Cuica EP e Cabaca North.
Descoberta e antecedentes do Ndungu
A Eni anunciou a descoberta de petróleo leve no prospecto Ndungu, no bloco offshore profundo de Angola 15/06, em Maio de 2019.
O poço Ndungu-1 new field wildcat (NFW) foi perfurado pelo navio-sonda Poseidon em águas de 1.076 m de profundidade, a poucos quilómetros das instalações do West Hub da Eni.
Perfurado a uma profundidade total de 4.050m, o poço descobridor encontrou uma única coluna de óleo de 65m, com um net pay de aproximadamente 45m de óleo de alta qualidade (35° API), em arenitos Oligoceno.
Perfurado a 5km de Ndungu-1, o poço de avaliação Ndungu-2 atingiu 40m de net oil pay (35° API) nos reservatórios do Oligoceno Inferior.
Estima-se que o campo de Ndungu contenha recursos entre 800 milhões de barris de óleo equivalente (boe) e um bilhão de boe in place, de acordo com os resultados do poço Ndungu-2, anunciados em 28 de março de 2022. O campo foi originalmente estimado para conter 250 milhões de barris de óleo leve no local, no momento da descoberta.
Espera-se que um segundo poço produtor entre em operação no quarto trimestre (4T) de 2022.
Ndungu foi a quarta descoberta comercial no bloco 15/06, depois de Kalimba, Afoxe e Agogo. As quatro descobertas têm uma estimativa de recursos combinados de 1,4 bilhão de barris de petróleo leve.
Detalhes do bloco 15/06
A Eni assinou o contrato de partilha de produção (PSA) para o bloco 15/06 em Novembro de 2006, na sequência de uma licitação internacional.
A primeira descoberta comercial de petróleo através do poço Sangos-1 foi anunciada em abril de 2008, enquanto a segunda descoberta foi feita em agosto do mesmo ano, com a perfuração do poço N’Goma-1. A terceira descoberta comercial ocorreu em setembro de 2009 com a perfuração do poço Cabaça-Norte, em lâmina d’água de 500m, na parte nordeste do bloco.
O bloco foi estimado para conter mais de três bilhões de barris de petróleo no local e 850 milhões de barris de reservas, com base nos resultados da campanha de exploração bem-sucedida.
Foi desenvolvido em duas fases, nomeadamente o West Hub e o East Hub. O West Hub produziu seu primeiro petróleo em novembro de 2014, enquanto o desenvolvimento do East Hub iniciou a produção através do navio de armazenamento e descarga de produção flutuante Armada Olombendo (FPSO), em fevereiro de 2017.
A mais recente descoberta de óleo leve dentro do bloco foi feita em abril de 2021 no prospecto de exploração Cuica, via Cuica-1 NFW. Estima-se que a nova descoberta contenha de 200 a 250 milhões de barris de petróleo no local.
O Cuica-1 NFW foi perfurado como poço desviado pelo navio-sonda Libongos, em lâmina d’água de 500m. Atingiu uma profundidade vertical de 4.100m e provou uma coluna de 80m de óleo leve de 38°API em arenitos da era Mioscena. A descoberta tem potencial para produzir aproximadamente 10.000 bopd.
Detalhes do FPSO Ngoma
O FPSO Ngoma é propriedade da Sonasing e operado pela OPS, uma joint venture (JV) 50:50 entre a SBM Offshore e a Sonangol.
Foi contratado pela ExxonMobil sob o nome de FPSO Xikomba no bloco 15, offshore de Angola. O Xikomba funcionou por oito anos até ser desconectado em 2011.
O navio FPSO foi remodelado e encontra-se actualmente sob um contrato de arrendamento de 12 anos com a Eni Angola.
Ngoma pode processar 100.000 bpd de petróleo. Tem uma capacidade de manuseio de gás de 115 milhões de pés cúbicos padrão métricos por dia (Mmscf/d), e uma capacidade de injecção de água de 120.000 bpd.