Angola possui um potencial significativo de Upstream, demonstrado pelo contraste acentuado entre as suas reservas provadas e estimadas: 9 mil milhões contra 57 mil milhões de barris de petróleo e 11 mil milhões contra 27 mil milhões de pés cúbicos de gás natural. As suas três principais bacias – Kwanza-Benguela, Namibe e Baixo Congo – possuem oportunidades de desenvolvimento em cada fase do ciclo de vida da exploração, desde a exploração de fronteira até às áreas de produção antigas.
À medida que os exploradores buscam novas perspectivas com menor risco e alto potencial para produção comercial, os projetos de “Tie-Back” para submarinos surgiram como principais destinatários do investimento estrangeiro direto, com o objetivo de desbloquear recursos inexplorados e alavancar a infraestrutura existente.
Bacia do Kwanza
Com estreitas semelhanças geológicas a áreas ricas em hidrocarbonetos, como as bacias brasileiras de Santos e Campos, as áreas do pré-sal no sul da África representam área de fronteira com menor risco de exploração e maior potencial de produção. Em Angola, a exploração das bacias do pré-sal tornou-se cada vez mais ativa após as primeiras descobertas nos Blocos 20, 21 e 23 na Bacia do Kwanza. A avaliação dessas descobertas produziu um modelo geológico abrangente para a prospecção do pré-sal, que desde então se expandiu para incluir o Bloco 0 Offshore de Cabinda. Ao contrário dos mercados de fronteira, as descobertas do pré-sal em Angola podem ser desenvolvidas a um custo menor, utilizando a infraestrutura existente, um fator importante em um momento em que as empresas priorizam ciclos de desenvolvimento mais curtos. Como parte de seus esforços para se concentrar em projetos de Tie-Backs submarinos, perfuração de preenchimento e outros projetos chamados de “Near-Hub”, a francesa TotalEnergies está explorando o desenvolvimento de um novo centro de produção pré-sal nos recém-adquiridos Blocos 21/09 e 20/11 no Bacia do Kwanza. O projeto Cameia-Golfinho da empresa – que deverá chegar ao FID em junho – será o primeiro projeto em águas profundas no pré-sal da Bacia do Kwanza e estima-se que contenha 420 milhões de barris de óleo equivalente.
Bacia do Namibe
A pouco explorada Bacia do Namibe representa outra perspectiva atraente em Angola para exploradores internacionais, como uma das maiores áreas de fronteira prospectiva remanescentes para a exploração de petróleo e gás globalmente. Localizada ao longo da margem de sal da África Ocidental e abrangendo mais de 65.000 km2, a bacia mais ao sul permaneceu praticamente inexplorada, em nítido contraste com as vizinhas Bacias do Baixo Congo e Kwanza, que abrigam a maior parte da atividade de petróleo e gás de Angola. Novas atividades de exploração estão sendo usadas para determinar o potencial de recursos dos Blocos 30, 44 e 45 em águas profundas – adquiridos pela ExxonMobil em dezembro de 2020 – em profundidades que variam entre 1.500 e 3.000 metros. Notavelmente, os esforços de redesenvolvimento empreendidos pela ExxonMobil no Bloco 15 resultaram na primeira descoberta de petróleo em Angola em duas décadas com a descoberta do poço de exploração “Bavuca South-1” em novembro passado, representando a 18ª descoberta no bloco. Recentemente, o major dos EUA também anunciou planos de investir US$ 200 milhões para perfurar poços de exploração de fronteira Offshore na Bacia do Namibe até o final de 2024.
Bacia do Baixo Congo
Na prolífica Bacia do Baixo Congo, que detém alguns dos maiores campos de petróleo e gás condensado de Angola por reservas, os principais operadores estão liderando vários projetos de Tie-Back de grande escala localizados nas proximidades das instalações de produção já existentes. O “Agogo Oil Field Development”, que contém um bilhão de barris de reservas estimadas de petróleo, está sendo desenvolvido pela Azule Energy no Bloco 15/06, com vistas ao estabelecimento do “Agogo Integrated West Hub”, que produzirá até 175.000 bpd através dos novos “Agogo FPSO” e o “FPSO Ngoma” que já existem atualmente. Da mesma forma, a TotalEnergies está expandindo a produção em sua Área de Desenvolvimento de Campo CLOV, que contém 505 milhões de barris de reservas estimadas de petróleo e serve como o quarto centro de produção no Bloco 17 Offshore de Angola. Após as Fases 1 e 2, que produziram 160.000 bpd e 40.000 bpd, respectivamente, a Fase 3 liberará 30.000 bpd adicionais e capitalizará as reservas inexploradas de hidrocarbonetos.
