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Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione d’idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e operativo, compresi quelli riguardanti le caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas. L’attività esplorativa presenta il rischio dell’esito negativo che accade con il ritrovamento di pozzi sterili o la scoperta di quantità d’idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità.

I livelli futuri di produzione d’idrocarburi Eni dipendono dalla capacità dell’azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplorazione di successo, l’applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero, l’efficacia delle attività di sviluppo e l’esito delle negoziazioni con gli Stati detentori delle riserve. Nel caso in cui Eni non consegua un adeguato tasso di rimpiazzo delle riserve, le prospettive di crescita del Gruppo sarebbero penalizzate con impatti negativi sui cash flow e i risultati attesi.

Tra la fase esplorativa e lo sviluppo e la commercializzazione delle riserve scoperte intercorre di norma un lungo periodo a causa della complessità delle attività di esecuzione dei progetti che comprendono la definizione degli accordi commerciali con gli Stati detentori, la firma dei contratti gas, la costruzione di impianti, piattaforme, unità di floating production, centri trattamento, linee di esportazione e altre facilities critiche. Le condizioni esterne rappresentano un ulteriore fattore di rischio considerato che Eni è impegnata in misura rilevante nella realizzazione di progetti di sviluppo nell’offshore profondo e in ambienti remoti e ostili quali l’Artico, il Mar Caspio e la Siberia. Pertanto, la redditività dei progetti è esposta alla volatilità del prezzo del petrolio e all’aumento dei costi di sviluppo e produzione. Il management stima che l’industria registri un ritardo medio di circa il 20% nell’avvio dei progetti a causa delle difficoltà esecutive dei contratti “chiavi in mano” EPC (engineering, procurement, construction) dovute alle rigidità, scarsa qualità della fase di ingegneria di dettaglio e ritardi nel commissioning, nonché di strozzature e colli di bottiglia nella capacità produttiva disponibile per la realizzazione degli impianti upstream che comporta continui ritardi di consegna.

Le attività di esplorazione e sviluppo sono esposte ai rischi operativi ineliminabili di eventi dannosi a carico dell’ambiente, la salute e la sicurezza delle persone e delle comunità circostanti, soprattutto nell’offshore convenzionale e profondo dai quali Eni ha derivato nel 2012 circa il 52% della produzione di idrocarburi dell’anno. La gravità degli incidenti legati a fuoriuscite d’idrocarburi, esplosioni, collisioni marine, rischi geologici quali inattese condizioni di pressione e temperature nel giacimento o altre irregolarità, malfunzionamenti delle apparecchiature e altri eventi negativi è potenzialmente tale da poter causare perdite di vite umane, danni ambientali e conseguentemente passività di ammontare rilevante con impatti negativi importanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e la reputazione. Tali rischi sono particolarmente avvertiti in ecosistemi sensibili quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e l’Artico, dove il Gruppo svolge attività di trivellazione per la ricerca e lo sviluppo di idrocarburi.

A tale proposito sono state condotte analisi specifiche con particolare riguardo alle situazioni potenzialmente più critiche e all’individuazione delle misure di mitigazione più idonee al contenimento del rischio blow-out. Nel dettaglio, attraverso l’emanazione di disposizioni specifiche in riferimento alle attività di perforazione, Eni ha rafforzato ulteriormente il controllo sul design e sulla conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi critici 1, operati e non operati, di tipologia HP/HT o acque profonde, prevedendo ad esempio step autorizzativi aggiuntivi per la perforazione di nuovi pozzi, l’utilizzo di attrezzature idonee all’esecuzione di attività di pozzo e ad assicurare il completo controllo delle operazioni permettendo la visualizzazione e il trasferimento dei dati in tempo reale presso la sede (Real Time Drilling Center) e il potenziamento 1dei programmi di training, finalizzati a presidiare le competenze tecniche delle risorse coinvolte.

I driver fondamentali per la mitigazione di tali rischi sono, inoltre, rappresentati dalla qualità degli asset oil&gas e dal controllo diretto delle operazioni. Il Gruppo ritiene di possedere un portafoglio di titoli minerari caratterizzato da un contenuto rischio operativo in virtù della loro localizzazione nell’onshore o in acque poco profonde e della bassa incidenza dei pozzi caratterizzati da elevata temperatura e pressione che sono i più rischiosi dal punto di vista operativo. In particolare il Gruppo prevede un’incidenza di appena il 3% di tale tipologia di pozzi sul totale di quelli in programma nel prossimo quadriennio. La conduzione diretta delle attività consente a Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pratiche operative considerate di eccellenza nella gestione e mitigazione dei rischi. Nel prossimo quadriennio il management pianifica di incrementare la produzione operata lorda dell’80% rispetto ai livelli correnti a circa 5,2 milioni di barili/giorno con l’obiettivo di ridurre il rischio indiretto derivante dalla conduzione delle operazioni da parte di terzi come nel caso dei progetti in joint venture.

  1. Pozzi che presentano una delle seguenti caratteristiche: criticità delle condizioni ambientali; vicinanza ad aree abitate/suburbane; presenza di H2S.

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