Exploración & Producción  

 

Consorcio: Galp Energia (9,0%), Chevron (operador, el 31,0%), Eni (20,0%), Total (20,0%) y Sonangol (20,0%) 

Área: 4.091 km2

Tipo: Aguas profundas

Profundidad del agua: 200 – 2.000 metros

Producción:17,8 mil barriles por día (la producción de trabajo de interés en 2010)

Bloque 14 es actualmente el único bloqueo de Galp Energia en la producción. Esta producción proviene de los campos Kuito, BBLT y Tombua-Landana. Desde 1995, cuando la licencia se otorgó, el bloque 14 fue objeto de un programa de exploración intensiva que se tradujo en 12 descubrimientos.

Este bloque, donde Galp Energia ha estado produciendo petróleo desde Diciembre de 1999, consta de ocho áreas de desarrollo: Kuito, Benguela-Belice-Lobito-Tomboco (BBLT), Tombua Landana, Negage, Gabela Lucapa Malange y Menongue. Las tres primeras áreas de desarrollo son los campos actualmente en producción.

Uno de los principales proyectos actualmente en marcha en el bloque 14 es el desarrollo de Tombua-Landana. El inicio de la producción de este campo se produjo en Agosto de 2009.

Consorcio: Galp Energia (5,0%), Total (operador, 30,0%), Marathon Oil (30,0%), Sonangol (20,0%) y Exxon (15,0%)

Área: 5.090 km2

Tipo: Aguas ultra-profundas

Profundidad del agua: 1.400 – 2.000 metros

En el bloque 32 ya se han hecho 14 descubrimientos. Su dispersión geográfica exige la determinación de un concepto técnico de desarrollo que permita agregar nuevos descubrimientos.

El consorcio continúa haciendo importantes progresos en la identificación de un desarrollo de conceptos técnicos para el llamado Centro Sur Oriente (CSE). La aprobación del CDP por el consorcio y el concesionario reducirá la gama de alternativas y permitirá el progreso del proyecto basado en un concepto único.

Consorcio: Galp Energia (4,5%), Chevron (operador, 15,75%) CABGOC (15,5%), Sonangol (10,0%), SNPC (7,5%), Total (36,75 %) y Eni (10,0%)

Área: 700 km2

Tipo: Aguas profundas

Profundidad del agua: 500 – 1.000 metros

El bloque 14K-A-IMI está situado en la frontera entre Angola y la República del Congo.

En términos de ingeniería de desarrollo, las soluciones tecnológicas propuestas colocan este proyecto en la vanguardia de la industria. La solución técnica adoptada para el desarrollo del proyecto fue la conexión da descuberta con la plataforma de BBLT.

El Angola LNG II es el primer proyecto integrado de gas natural en Angola a ser desarrollado por el consorcio formado por Galp Energia (10,0%), Sonagas (operador, 40,0%), Eni (20,0%) Gas Natural (20%) y Exem (10,0%). Este proyecto supone como primer paso la exploración e investigación de yacimientos de gas natural situados en alta mar al norte de Angola.

Después de esta fase y concluidas las evaluaciones de los resultados, se considerará la construcción de una terminal de licuefacción de gas natural, si los volúmenes de gas encontrados en la fase de investigación y exploración lo justifican.

Consorcio: Galp Energía (5,33%), Total (operador, 58,67%), Falcon Oil (16,0%) y Sonangol (20,0%)

Área: 746 km2

Tipo: Tipo: Aguas ultra-profundas

Profundidad del agua: 1.800 – 2.500 metros

El bloque 33 es un bloque de aguas ultra-profundas situado en las costas de Angola. Durante el primer período de exploración, que terminó en marzo de 2005, se realizó el estudio sísmico y se perforaron dos pozos de exploración. De ellos sólo el pozo Calulu-1 fue declarado comercial. El concesionario ha aprobado una prórroga de cinco años para evaluar el área descubierta. El área restante del bloque fue abandonada.