ANPG disponibiliza o resumo sobre a produção petrolífera anual referente ao ano de 2020

A baixa do preço do barril de petróleo no mercado internacional, acrescida a crise sanitária da COVID-19, criaram incertezas na estratégia de sondagem apresentada pelos operadores, tendo sofrido diversas modificações ao longo do ano e como consequência as previsões de produção do país ficaram comprometidas a curto e médio prazo por não ter se cumprido os programas de sondagem inicialmente projectados para 2020

O presente relatório reflecte as actividades de produção de óleo e gás, ocorridas durante o ano de 2020, nas dezasseis (16) concessões petrolíferas do território nacional, sendo treze (13) offshore e três (3) onshore.

 

A produção de óleo de Angola para o ano de 2020 foi de 465 354 261 barris, correspondente a uma média de 1 271 460 BOPD contra 1 283 450 BOPD previsto o que representa uma redução de 0,93%.

 

A produção de condensados da Fábrica ALNG foi de 2 354 959 BOE correspondente a uma média de 6 434 BOE e LPG foi de 5 690 792 barris correspondente a uma média de 15 549 barris. A produção de óleo, condensados e LPG foi de 473 400 012 BOE correspondente a uma média de 1 293 443 BOE.

 

A produção de gás foi de 1 100 659 milhões de pés cúbicos, correspondente a uma média de 3 007 MMSCFD 7,28% acima da previsão de 2 803 MMSCFD.

 

A queima de gás natural foi de 139 MMSCFD contra 241 MMSCFD inicialmente previsto.

 

A Fábrica de ALNG teve uma produção de 53 447 769 BOE, correspondendo a uma média de 146 032 BOEPD, incluindo a produção de LNG, Butano, Propano e Condensados.

 

A eficiência operacional das instalações foi de 87% contra 88% inicialmente previsto.

 

Realizada a manutenção preventiva das instalações de produção dos diferentes blocos em operação, com execução geral de 89,5%.

 

A produção de óleo em águas rasas, representando 17,24% da produção total de Angola, foi proveniente dos Blocos 0, 2/05, 3/05, e 4/05. A produção em águas profundas, representando 61,76% da produção total de Angola, foi proveniente dos Blocos 14, 14K, 15, 15/06, 17 e 18. A produção em águas ultra-profundas, representando 20,53% da produção total de Angola, foi proveniente dos Blocos 31 e 32. A produção em terra, representando 0,47% da produção total de Angola, foi proveniente do Bloco Cabinda Sul, das Associações FS e FST.

 

Relativamente a sondagem durante o ano de 2020, foram perfurados um total de 55 982 metros em poços de desenvolvimento e exploração. Foram concluídos dez (10) poços de desenvolvimento sendo sete (7) poços produtores, três (3) poços injectores e quatro (4) poços de exploração. Foram abandonados definitivamente três (3) poços. Foram ainda realizadas 27 suspensões em 25 poços, realizadas 41 intervenções em 37 poços. De realçar que efectou-se perfuração em 31 poços e iniciou-se actividades de sondagens em 18 poços no ano de 2020.

 

Os custos de sondagem situaram-se em 1 099 047 908 USD, dos quais 14 266 631 USD para pesquisa, 76 235 323 USD para avaliação, 859 254 526 USD para desenvolvimento, 88 294 281 USD para intervenções e 60 395 127 USD para outras categorias de acções em poços.

 

Estiveram em actividade dez (10) unidades de sondagem sendo seis (6) Sondas offshore, duas (2) em terra, uma (1) unidade de Coiled Tubing e uma (1) unidade Tender.

 

A baixa do preço do barril de petróleo no mercado internacional, acrescida a crise sanitária da COVID-19, criaram incertezas na estratégia de sondagem apresentada pelos operadores, tendo sofrido diversas modificações ao longo do ano e como consequência as previsões de produção do país ficaram comprometidas a curto e médio prazo por não ter se cumprido os programas de sondagem inicialmente projectados para 2020.

 

Durante o ano de 2020 foi realizado o acompanhamento dos projectos em execução, nomeadamente Lifua A e Sanha Lean Gás Connection (Bloco 0), Agogo Fase 1 e 2, Cabaça Norte & UM4/5 (Bloco 15/06), Dália Fase 3, Zinia Fase 2 (Bloco 17) e Platina (Bloco 18).

 

PRODUÇÃO DE ÓLEO

1. Bloco 17 e 32 (45,57%), operados pela TEPA;
2. Blocos 0 e 14 (19,15%), operados pela Chevron;
3. Bloco 15 (14,33%) operado pela ESSO;
4. Blocos 18 e 31 (9,45%), operados pela BP;
5. Bloco 15/06 (8,82%), operado pela ENI;
6. Blocos 3, 3/05A e 4/05 (1,85%), operados pela SNL P&P;
7. Associações FS e FST e Bloco 2 (0,62%), operadas pela Somoil;
8. Bloco 14K (0,16%), operado pela Chevron Congo;
9. Bloco Cabinda Sul (0,05%), operado pela Pluspetrol.

 

PRODUÇÃO DE GÁS

1. Blocos 0 e 14 (44,71%), operados pela Chevron;
2. Bloco 17 e 32 (22,90%), operados pela TEPA;
3. Bloco 15 (19,58%), operado pela ESSO;
4. Blocos 18 e 31 (5,41%), operados pela BP;
5. Bloco 15/06 (4,72%), operado pela ENI;
6. Blocos 3, 3/05A e 4 (2,07%), operados pela SNL P&P;
7. Associações FS e FST e Bloco 2 (0,47%) operados pela Somoil;
8. Bloco 14K (0,08%), operado pela Chevron Congo;
9. Bloco Cabinda Sul (0,05%), operado pela Pluspetrol.

Fonte: ANPG

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