安哥拉石油生产与出口报告
背景：
安哥拉在2007年1月1日成为了石油输出国组织的第12个会员。作为会员，安哥拉每年将上缴200万美元的会员资格费，并且也许会被石油生产的石油输出国组织配额制约。 安哥拉是撒哈拉以南非洲在尼日利亚之后的第二大石油生产者。 安哥拉主要对中国、美国、欧洲和拉丁美洲出口石油。 在安哥拉，生产的多数天然气流失了或用于了石油补救。 要帮助减少流失， Chevron和Sonangol计划修造五百万吨的液化天然气(液化天然气)工厂，这项工程可能在2010年操作。
石油
概要：
根据油和煤气学报(OGJ)，安哥拉在2007年1月被证实拥有八十亿桶的石油储备。 储备的石油多数位于Angola’s近海处地块。 地块15和地块0是最多产的近海地块。 证实的储备在Soyo市附近也位于在陆上。 多数安哥拉油是中等的点燃石油(30度– 40度API)，含硫量低(0。12% - 0。14%)。
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安哥拉的石油生产在过去二十年期间增长了四倍。 在1986年，石油生产平均为每天的280,000桶(而在2006的生产根据EIA估计平均为140万桶每天)而在2008年，当新的深水生产站点使用后，估计将到达二百万桶每天。 并且与EIA估计一致，在2006年12月，世界银行宣布，如果没有新的石油发现的话，在2011年安哥拉可能将石油生产的高峰锁定在260万桶每天，。与生产的石油比较，安哥拉消耗少量的油(在2006年为62,000桶每天)。 然而，当基础设施被再建设并且被扩展，石油消耗预计将增加。
出口：
安哥拉主要对中国(在2006 11月为477,000 桶每天)和美国出口石油。 在2005年，美国从安哥拉进口的石油大约为473,000 桶每天，安哥拉也是美国石油的第八大供应商。 到2006年10月，美国从安哥拉进口的石油平均为526,000 桶每天。 安哥拉也出口石油到欧洲和拉丁美洲。
区段组织:
三王世家
在1976年，安哥拉政府创立了的一家叫做Nacional de Combustiveis de Angola (Sonangol)的国家石油公司(NOC)。 在1978年， Sonangol成为了在安哥拉适合石油勘探和生产的唯一受让人。当资助生产的份额通过油所支持的借款时， Sonangol通过合资企业(JVs)和分享协议(PSAs)雨外国公司合作，一起生产使用。 在安哥拉的主要国际石油公司(IOCs)包括BP, Chevron, Devon Energy, ExxonMobil, Maersk, Occidental, Roc Oil and Total。。
生产
跟腱疼是怎么回事地块0我的体育：
在安哥拉‘石油生产地主要集中在许多向着海岸和近海地块。 近海地块被划分成三条带; (带A)浅水区块0-13， (带B)深水阻拦14-30和(带C)超深水块31-40。 地块0是在近海的Cabinda省被找出的，并且大约在安哥拉的石油生产占370,000 桶每天，也就是安哥拉的总石油生产的差不多三分之一。 地块0的产量最大的油田是Takula (区域A)， Numbi (区域A)和Kokongo (区域B)。 2005年， Chevron在网上公布了了Sanha区域气体复合体和Bomboco油田，这两处全部位于地块零。 这个区域的生产，包括油凝析油和液化石油气(LPG)，在2007年预计总共将达到100,000 桶每天。 Cabinda Gulf Oil Company (CABGOC)，作为块零的一个Chevron辅助者和操作员，自1955年以来，在JV中拥有一个39。2%份额。 在2004年5月， Sonangol和安哥拉政府扩大了CABGOC的合同，合同设置从2010年开始，到2030年到期。地块0的其他伙伴伙伴包括Sonangol，Total和Eni。
地块14：
除块零之外， CABGOC也是深水块14的操作员。 在1997年，这个地块的总共九个发现中，Kuito是第一个。在2000年1月， CABGOC宣布了在它的Kuito区域的充分的生产(80,0
00 桶每天)，但是估计当前生产水平下降到了57,000桶每天。产业专家已经发现Kuito地区石油与其他安哥拉的石油比较，质量较差，并且油每桶5美元的折扣。 在2006年1月， CABGOC在网上公布了Benguela，Belize， Lobito， Tomboco (BBLT)项目的第一阶段。2008年，BBLT的石油生产预计将增加到200,000 桶每天。2006年6月， CABGOC在网上公布了它的Tombua/Landana联合开发，在2010年，生产期望将达到100,000 桶每天。 CABGOC操作拥有31%的地块14的份额，并且加了入合作伙伴Eni、Sonangol，Total和Petrogal。
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地块15：
ExxonMobil是安哥拉最大的深水块 —— 地块15的操作员。 地块15被估计拥有45亿桶的恢复性的碳氢化合物储备，并且在最高产量时，地块15的预计产量在750,000 桶每天。2003年， ExxonMobil在网上公布了Xikomba区域，此区域估计的恢复性储备为100万桶。Xikomba当前的生产是70,000 桶每天。2004年8月， ExxonMobil在网上公布了34亿美元的Kizomba-A项目，包括Chocalho和Hungo区域，并且运用浮动，生产，存贮和卸货系统(FPSO)。 Kizomba-A每天生产250,000 桶石油。 在2005年， ExxonMobil在网上公布了Kizomba-B项目，包括Dikanza和Kissanje区域。 Kizomba-B包含估计一十亿桶恢复性的石油储备，并且于FPSO系统生产，最高产量在250,000 桶每天。 Kizomba-C项目，当前正在开发中，由Batuque、Mondo和Saxi区域生产油。 在Kizomba-C的生产被计划在2008年开始，将达到200,000 桶每天。 ExxonMobil拥有地块15的40%的份额，加入了合作伙伴BP、Eni和Statoil。
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地块17：
2001年12月，Total在网上公布了Girassol油田，使用FPSO以获得每天250,000 桶的产量。
在2003年，Total在网上公布了Jasmin区域，被认为时Girassol的卫星区域，并且帮助生产250,000 桶每天。Rosa区域，2007年在网上交付，也将帮助维护Girassol的平稳的生产。 在2006年12月，Total在网上公布了产量为225,000 桶每天的 Dalia区域。 Dalia的发展包括FPSO以一个240,000 桶每天处理能力和2百万桶存储容量。 Dalia的恢复性的储备估计在10亿桶。地块17未来的项目包括Pazflor，从2010年开始估计将生产200,000 桶每天，以及Clov，从2011年开始将生产150,000 桶每天。 在2012年之前，Total期望在地块17的平均生产达到850,000 桶每天。Total操作与一个40%份额的地块17，而Sonangol是它的特权持有人。 其他股东包括ExxonMobil、BP、Statoil和Norsk Hydro。
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批准回合：
在安哥拉的近海的成功的发现，导致了人们在安哥拉的地块探索上增加了兴趣。2005年12月13日，Sonangol建立了七个地块的批准回合。 出价的地块包括浅水区域(带A) 1， 5和6，深水区域(带B)15， 17， 18和26。 除了别的以外， Eni，Total， Petrobras和Sinopec在地块安置了出价。 Sinopec为在地块17和18的利益出价24亿美元。 在2006年8月，安哥
拉保持平衡宣布提议12地个块的新的批准回合。 将有8个向着海岸的和4个近海的地块。 迄今，那些石油最多产的地块都在深水区域。 除批准回合之外，安哥拉在2006年与俄国、圣多美岛和普林西比岛、南韩和委内瑞拉签署了各种各样的双边油协议。 协议促进在了未来石油勘探和合作活动在安哥拉的增加。
地块4：
在2004年， Sonangol在地块4作出的发现是在安哥拉近海50英里的地方。 在2006年12月， Sonangol授予基于法国的Technip一个7000万美元的合同开发在Gimboa的块4。发展的Gimboa区域将包括3口生产和4口水射入海底的井，将被栓回到FPSO，有 180万桶存储容量。项目的第一次投入生产期望在2008年的上半年。 Sonangol与合作伙伴Norsk Hydro, Angola Consulting Resources (ACR), Sociedade Petrolefira Angolana合作操作地块。
地块16：
个人简历图片
2002年9月，加拿大自然资源(CNR)与Sonangol签署了四年的PSA为在离安哥拉海岸72英里的附近深水地块16进行油探索。 在2003年12月， CNR宣布它的Zenza-1涌出碳氢化合物遇到的展示，但是他们被认为时非商业的。 在2005年初， CNR对Maersk出手了它的在地块16的利益油，加入了与Sonangol, Devon Energy, Brazil’s Odebrecht的合作。 迄今，重大石油储备区域没有位于地块16的。
地块17：
除发现了Girassol和Jasmin之外，几个其他重大发现都在深水地块17。 在地块的东部部分，Total’s Acacia发现测试了从二个不同区域的油为13,712 桶每天，在霍Hortensia被测试在5,092 桶每天。 在2004年8月， Sonangol批准了Total的请求授予合同开发在地块17的Rosa区域。 发展将包括25口海底的井的建筑被栓回到Girassol FPSO。 在Rosa的生产预计在2007年初开始，最初的效率在70,000 桶每天.。 在2004年10月， Sonangol授予Italian firm Saipem SpA一个440万美元的合同修造在Luanda附近的连接近海Rosa的一条海底的管道设施。
地块18：
在2004年2月， Sonangol批准BP的计划开发在地块18的更加了不起的Plutonio项目。 六个使用唯一的FPSO的区域(Colbalto、Cromio、Galio、Paladio、Platina和Plutonio)将被开发。 预计在2007中期，更加了不起的预计生产项目的总成本是20－30亿美元的Plutonio项目产量为240,000 桶每天。 在2004年6月， BP授予了FMC技术服务规定的一个2千7万美元的合同在Plutonio项目。 三个月以后， BP宣布了另外的一个同FMC的8千万合同的海底的系统供应。 在地块的另外二个发现是BP’s Chumbo-1和Cesio-1井。 当地块18和Sinopec的操作员拥有另一50%份额， BP维护50%份额。 虽然India’s ONGC Videsh在2004年4月签署了一个合约与Shell在地块18的一个50%份额， Sonangol拒绝了批准购买。 反而， Sonangol在2004年10月接受了一个出价以及中国的一个20亿美元的援助提议。
地块24：
2003年2月，Devon Energy从ExxonMobil获取了在地块24的一个25%份额。 这次收购增加了Devon Energy在地24块的总份额，达到了40%，使公司成为了改地块的操作员。 ExxonMobil保留一个20%份额。 Sonangol和Petronas也是次地块的合作伙伴。 ExxonMo
bil在2001年6月报告了在地块的第一个油发现，但是之后被宣称为非商业的Semba-1。
