bp и Eni приняли решение о добыче нефти на шельфовом кластере PAJ в Анголе

Луанда, 23 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Azule Energy, совместное предприятие bp и Eni, и его партнеры – Sonangol E&P и Equinor, приняли окончательное инвестиционное решение (FID) по проекту Greater PAJ на континентальном шельфе Анголы.
об этом сообщает пресс-служба Eni.

Проект Greater PAJ (Palas-Astrea-Juno), предполагающий добычу нефти, охватывает пять морских месторождений, расположенных в контурах двух блоков – Palas, Astraea и Juno (блок 31), и Urano и Dione (блок 31/21). Совокупный объем запасов нефти на обоих участках недр оценивается в 252 млн барр.

Стоимость его реализации составляет примерно 5,1 млрд долл. США. Ожидается, что первая нефть будет добыта менее через 3 года – в 1-й половине 2029 г.

Общая концепция разработки включает в себя 17 скважин, подключенных к новой плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO) мощностью 95 тыс. барр./сутки нефти и 70 млн фт3/сутки газа. Добытый газ будет поставляться на СПГ-завод Angola LNG (ALNG) по новому газопроводу, который будет подключен к существующей сети экспорта газа блока 31.

Кластер PAJ был открыт еще в 2005 г., но его разработка неоднократно откладывалась. Изначально bp планировала обустроить 34 скважины с помощью FPSO, но проект был заморожен из-за высокой стоимости. Пересмотренный план, учитывающий дополнительные открытия, был сорван из-за обвала цен на нефть в 2014 г. Создание компании Azule Energy в 2022 г. положило конец слухам о выходе bp из Анголы и вернуло проект в прежнее русло.

Напомним, что в феврале 2026 г. Azule Energy сообщила об открытии нового крупного месторождения нефти Algaita-01, в контуре блока 15/06 на ангольском шельфе. По предварительным оценкам, запасы нефти составляют около 500 млн барр. Это одно из наиболее значительных открытий в Анголе за последние годы. Кроме того компания начала добычу на месторождении Ndungu в западной части блока 15/06.

Нефтегаз Анголы

Нефть и природный газ обеспечивают существенную часть ВВП Анголы и почти всю экспортную выручку. Основная добыча ведётся на континентальном шельфе Анголы. Среди ключевых регионов - бассейны Кванза-Камерун и Намиб. В 2008 году был достигнут пик добычи (около 1,9 млн баррелей/сутки), после чего начался спад. Этому способствовали: истощение зрелых глубоководных месторождений, недостаточные инвестиции в период низких цен на нефть (2014–2020), и уход некоторых международных компаний.
Ныне среди крупных международных партнёров: TotalEnergies, BP, Eni (через Azule Energy), ExxonMobil, Chevron.
Отдельное место занимает Китай - один из главных импортёров ангольской нефти. С 2004 года Sinopec и CNPC активно участвуют в ангольских нефтегазовых проектах.

Власти Анголы стремятся преломить тенденцию к снижению добычи углеводородов с помощью экономических реформ и проведения новых раундов лицензирования, направленных на привлечение инвестиций.