As nossas operações

A BP está em Angola desde os anos 70 e nos anos 90 adquiriu participações em quatro blocos em águas profundas, a cerca de 200 quilómetros a noroeste de Luanda. Em 2011, a BP adquiriu participações em cinco novos blocos em águas profundas e ultra-profundas nas bacias do Kwanza e de Benguela a sul da capital, tornando a região de Angola um dos negócios mais importantes do portfólio da BP. 

A BP em Angola

A BP é um dos maiores investidores estrangeiros em Angola, com cerca de $30 mil milhões investidos até finais a data.

Somos operadores dos blocos 18 e 31 e temos participações em activos operados por terceiros nos blocos 15, 17, 20 e 25, assim como na fábrica da Angola LNG, no Soyo.

Escritórios

Torres Atlântico 
Ave 4 de Fevereiro, N. 197,
Luanda - Angola 

Base Logistica de Abastecimento da BP Angola na Sonils
Luanda – Angola  

Escritório no Reino Unido: 
Chertsey Road, Sunbury-on-Thames, 
Middlesex TW16 7LN, UK

Bloco 18: O Grande Plutónio

O desenvolvimento do Grande Plutónio foi o primeiro activo operado pela BP em Angola e é constituído por cinco campos distintos descobertos entre 1999 e 2001. O desenvolvimento utiliza um navio de produção, armazenamento e descarga (FPSO) para processar os fluidos produzidos e exportar o petróleo bruto. O FPSO está ligado aos poços através de um grande sistema submarino.

O FPSO Grande Plutónio 
O FPSO tem 310 metros de comprimento, uma capacidade de armazenamento de petróleo de 1,77 milhões de barris e de processamento de petróleo até 240.000 barris por dia, uma taxa de injecção de água produzida e tratada de 450.000 barris por dia e tratamento de gás até 400 milhões de pés cúbicos padrão por dia. É mantido em posição por 12 cabos de amarração ligados a pilares de ancoragem no fundo do mar.

Em 2014, a produção bruta do FPSO Grande Plutónio atingiu em média cerca de 138.000 barris de petróleo equivalente por dia. A fiabilidade das operações aumentou significativamente desde o início de produção em 2007.

O FPSO é um ambiente de trabalho tecnicamente complexo, em que os riscos de segurança são inerentes. Em 2014, ocorreram três incidentes de segurança registáveis no Grande Plutónio, dois dos quais implicaram baixas. Continuámos a incentivar a participação de acidentes eminentes - eventos que, em circunstâncias ligeiramente diferentes, teriam o potencial de resultar em consequências que seriam dignas de registo. A participação de acidentes eminentes é valiosa porque fornece informação sobre a probabilidade de acidentes reais e pode contribuir para a melhoria contínua.

O Bloco 31: PSVM

A nossa operação de larga escala em águas profundas Plutão, Saturno, Vénus e Marte (PSVM) atingiu a sua produção estável prevista de 150.000 barris por dia, menos de um ano após o início da produção, em Dezembro de 2012. Em 2014, a produção excedeu a capacidade previamente prevista, com uma média de aproximadamente 166.000 barris diários, tendo a eficiência operacional aumentado de forma significativa ao longo do ano. 

O PSVM é constituído por quatro campos com o nome do ‘planeta anão’ Plutão e dos planetas Saturno, Vénus e Marte - espalhados por uma área de 34 km de largura e em profundidades de água de até 2.000 metros. Os campos produzem hidrocarbonetos através de um grande navio de produção, armazenamento e transbordo (FPSO), que foi o primeiro em águas ultra-profundas de Angola. O FPSO tem capacidade para armazenar 1,6 milhões de barris.

As Bacias do Kwanza e de Benguela

Em 2011, a BP investiu recursos num programa de pesquisa de 13 poços, após os nossos geocientistas terem estimado que poderiam existir reservas significativas na área do pré-sal – um estrato geológico localizado sob espessas camadas de sal – das bacias de Benguela e do Kwanza.

A BP tem estado envolvida em 4 dos 15 poços perfurados pela indústria nesta área e nas duas maiores descobertas feitas até à data, nos poços Lontra e Orca no bloco 20, operado pela Cobalt International Energy. Foram efectuadas oito descobertas, todas na bacia do Kwanza. Até agora, o total dos recursos  descobertos elevam-se a cerca de 2 mil milhões de barris de petróleo equivalente.


Bloco 19 –Operado pela BP
Parceiros: BP 50%, Sonangol P&P 40%, SSI 10%
Área: 4,900 quilómetros quadrados
Profundidade aquática: varia de ~500m – 1,800 metros
Campos: Nenhum – fase de exploração

Bloco 24 –Operado pela BP
Parceiros: BP 50%, Sonangol P&P 50%
Área: 4,470 quilómetros quadrados
Profundidade aquática: varia de ~600m – 1,800 metros
Campos: Nenhum – fase de exploração

Bloco 20 –Operado por Cobalt International Energy
Parceiros : Cobalt International Energy 40%, BP 30%, Sonangol P&P 30%

Bloco 25 –Operado pela Total (TEPA)
Parceiros: Total 35%, Sonangol P&P 30%, Statoil 20%, BP 15%
Área: 4,842 quilómetros quadrados
Profundidade aquática: varia de ~300 – 2,100 metros
Campos: Nenhum – fase de exploração

Bloco 26 –Operado pela Petrobrás
Parceiros: Petrobras 40%, BP 40%, Sonangol P&P 20%
Área: 4,838 quilómetros quadrados
Profundidade aquática: varia de ~200 – 2,600 metros
Campos: Nenhum – fase de exploração

Blocos operados por parceiros

Blocos 15 e 17

O Bloco 15, que iniciou a produção em 2003, produz actualmente cerca de 320.000 barris de petróleo por dia (bpd). Os campos deste bloco estão a amadurecer, o que leva a tentar aumentar a produção de campos marginais. Deste modo, em 2014, prosseguiram os trabalhos em projectos em campos satélites no campo Kizomba, prevendo-se o seu arranque em 2015.

O Bloco 17 principiou a produção em 2001 e produz actualmente cerca de 600.000 bpd. O projecto de desenvolvimento mais recente no bloco, o Pazflor, iniciou a sua produção com sucesso em Agosto de 2011, antes da data prevista, e obteve uma produção bruta de aproximadamente 210,000 bpd em 2014. O projecto CLOV (Cravo, Lírio, Orquídea e Violeta) iniciu a produção em 2014, mais cedo do que o previsto, tendo atingido uma produção estável de160 mboe/d.

Em 2014, prosseguiram os projectos de sondagem de desenvolvimento do Girassol e Dália, que envolvem a adição de novos poços num campo existente dentro dos padrões de poço originais para aumentar a recuperação. Demos também continuidade ao projecto milionário, quinquenal de bombeamento multifase denominado Rosa, que deve principiar em 2015. Também continuamos a examinar as opções para desobstruir o sistema Dália - medidas todas elas destinadas a maximizar a recuperação de petróleo.

Prosseguiram os trabalhos de reparação do FPSO Girassol, que foi a primeira instalação de produção em águas profundas de Angola em 2001. O programa de trabalho, de aproximadamente cinco anos, inclui a inspecção, substituição de tubagem e repintura do FPSO onde necessário. Projectos desta natureza, destinados a garantir a integridade do FPSO, são cada vez mais importantes em activos que se encontram em operação há bastante tempo

ALNG

Angola LNG

Somos accionistas da joint-venture Angola LNG, que é proprietária de uma fábrica de gás natural liquefeito no Soyo, na província do Zaire, no norte de Angola. O projecto Angola LNG é uma joint-venture que envolve a Sonangol, Chevron, BP, ENI e Total. A BP detém uma participação de 13,6% neste empreendimento. Trata-se da primeira fábrica de gás natural liquefeito no país e representa o maior investimento isolado da indústria de petróleo e gás em terras angolanas.
 
A fábrica tem um trem de LNG, com uma capacidade de produção de 5,2 milhões de toneladas por ano, assim como de outros produtos líquidos. Irá receber aproximadamente mil milhões de pés cúbicos de gás associado por dia, proveniente de diversos blocos de produção no offshore e transportado através de uma infra-estrutura de tubagens.

No primeiro trimestre de 2014, a fábrica Angola LNG produziu e vendeu uma série de carregamentos de LNG, juntamente com o seu primeiro carregamento de gás de petróleo liquefeito, butano pressurizado e condensados.

Após um incidente técnico, em Abril de 2014, que causou uma interrupção imprevista da produção, foi decidido antecipar o encerramento programado da unidade (inicialmente agendado para meados de 2014), a fim de solucionar os problemas técnicos e de capacidade. Prevê-se que a fábrica esteja plenamente operacional em 2016.