dcsimg
false
Toolbox

Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo

MOSTRA TUTTO

Italia

Le attività hanno riguardato prevalentemente azioni di manutenzione ordinaria e ottimizzazione di impianti e giacimenti esistenti.

In Val d’Agri (Eni 60,77%) prosegue l’attività volta a finalizzare il programma di sviluppo oggetto di accordo con la Regione Basilicata nel 1998; a fine anno sono iniziati i lavori per l’installazione di una nuova linea di trattamento gas per arrivare alla capacità produttiva di 104 mila barili/giorno.

Le altre principali attività hanno riguardato: (i) attività di ottimizzazione della produzione sui campi di Antonella, Barbara, Basil, Brenda, Gela, Naomi & Pandora e Porto Corsini; (ii) attività di upgrading dei sistemi di compressione degli idrocarburi sulle piattaforme produttive del giacimento Barbara; (iii) l’allacciamento alle facility produttive presenti del pozzo di Colle Sciarra (Eni 50%).

Nell’ambito degli accordi siglati con gli enti locali nell’area di Ravenna, proseguono i progetti per la preservazione dell’ecosistema in particolare nelle Valli di Comacchio nel Parco del Delta del Po.

Nell’ambito delle iniziative di efficienza energetica, sono state studiate iniziative volte all’applicazione di tecnologie innovative, tra cui: (i) la tecnologia Organic Rankine Cycle (ORC) per aumentare l’efficienza delle centrali di compressione gas con risparmio di emissioni di CO2, di cui è prevista una realizzazione presso la centrale di Fano; e (ii) l’ottimizzazione del processo di refrigerazione del GNL, oggetto di brevetto Eni, che permette aumenti dell’efficienza complessiva.

Resto d’Europa

Norvegia L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nella licenza PL 532 (Eni 30%), con la campagna di appraisal del potenziale minerario della scoperta a olio e gas di Skrugard e con la nuova scoperta del giacimento a olio e gas Havis. Le riserve di olio recuperabili nell’intera licenza sono attualmente stimate in circa 500 milioni di barili al 100% e saranno oggetto di un piano di sviluppo congiunto rapido ed efficiente; (ii) nella licenza PL 533 (Eni 40%), con la scoperta a gas e condensati di Salina.

Sono state acquisite quattro licenze esplorative: (i) la PL 091D con la quota del 7,9% nel Mare di Norvegia; (ii) la PL 697 (Eni 65%, operatore), PL 657 (Eni 80%, operatore) e PL 696 (Eni 30%) nel Mare di Barents.

Nell’aprile 2012 Eni ha sottoscritto con la società Solveig Gas Norway AS un accordo per la cessione della partecipazione nella Gassled JV (Eni 1,43%), un sistema di gasdotti e di terminal per il trasporto di gas naturale. La cessione si è perfezionata alla fine dell’anno, per un prezzo pari a circa €130 milioni.

Prosegue lo sviluppo del giacimento Goliat (Eni 65%, operatore) nel Mare di Barents. Lo start-up produttivo è atteso nel 2014, con una produzione a regime di circa 100 mila barili/giorno. Nel corso del 2012 è stato completato l’emergency oil spill preparedness program attraverso il coinvolgimento di tutti gli stakeholder dell’area con la verifica di tutte le fasi di risposta ad una fuoriuscita di petrolio. Il test ha coinvolto l’operatore Eni, il partner dell’iniziativa e l’autorità norvegese del Clean Seas (NOFO) nonché altro personale e risorse del settore pubblico e privato. In particolare sono stati elaborati e testati metodi di pulizia della costa, sviluppate metodologie di intervento rapido anche mediante mezzi navali abitualmente utilizzati per la pesca. I risultati hanno evidenziato come il progetto Goliat dispone di un sistema d’avanguardia per la gestione di oil spill, in termini di organizzazione, consolidamento dell’apparato di emergenza e sviluppo di attrezzature e tecnologie. Le Autorità norvegesi hanno riconosciuto tale progetto come standard di riferimento per tutti i futuri progetti di sviluppo nell’Artico.

Regno Unito Nel corso del 2012 è stato siglato un accordo per la cessione degli asset in sviluppo/produzione di Mariner (Eni 20%), Andrew (Eni 16,21%), Kinnoul (Eni 16,67%), Flotta Catchment Area (Eni 20%) e altri minori. Alla fine dell’anno è stata perfezionata la cessione del giacimento Mariner. La completion date relativa agli altri asset è prevista nel corso del 2013. Gli accordi raggiunti rientrano nella strategia Eni di ottimizzazione del portafoglio titoli del Paese.

Le principali attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il giacimento a gas e condensati di Jasmine (Eni 33%) con le attività di costruzione delle facility produttive e di trattamento. Lo start-up produttivo è atteso entro la fine del 2013; (ii) il giacimento West Franklin (Eni 21,9%) con la costruzione delle piattaforme produttive e pipeline di collegamento alle facility di trattamento presenti nell’area.

Nel corso del 2012 è stato risolto l’incidente causato da una fuoriuscita di gas durante lo svolgimento di operazioni di pozzo presso il giacimento di Elgin/Franklin (Eni 21,87%) localizzato nel Mare del Nord inglese e operato da altra compagnia petrolifera internazionale. Il giacimento è in shut down da fine marzo e il riavvio della produzione è avvenuto nel corso del primo trimestre 2013. L’impatto sulla produzione dell’anno è stimato in circa 7 milioni di barili.

Africa Settentrionale

Algeria È stata avviata la produzione del giacimento MLE (Eni 75%) nell’ambito del programma di sviluppo congiunto con il giacimento CAFC. È in marcia un impianto di trattamento gas con una capacità produttiva ed export giornalieri di 9 milioni di metri cubi di gas, 15.000 barili di olio e condensato e 12.000 barili di GPL. Sono state realizzate quattro pipeline per l’esportazione collegate al network del Paese.

Proseguono le attività del progetto CAFC oil. Il programma di sviluppo prevede la costruzione di un impianto per il trattamento dell’olio che sfrutterà le sinergie con gli impianti di produzione di MLE. Lo start-up è atteso nel 2015. Il progetto congiunto MLECAFC prevede il raggiungimento di un plateau complessivo di circa 33 mila boe/giorno (quota Eni) entro il 2016.

Egitto L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) con le scoperte a olio di BLNE-2 e BMSW-1 in prossimità del giacimento Belayim (Eni 100%), entrambi allacciati alle facility presenti nell’area; (ii) nel Delta del Nilo (Eni 50%) con le scoperte offshore a gas di Ha’py-12, Taurt North-1, Seth South-1, Plio-1C e onshore a gas di El Qara N-2; (iii) nella development lease di Meleiha (Eni 56%) con le scoperte a olio di Rosa North-1X e di Emry Deep 1X e 4X. Il giacimento Emry Deep è stato avviato nel corso dell’anno con una produzione di circa 18 mila barili/giorno (circa 6 mila in quota Eni); e (iv) nella development lease di West Razzak (Eni 80%) con la scoperta a olio di Aghar NN-1X. Tutte le recenti scoperte sono caratterizzate da un rapido time-to-market e in linea con la strategia Eni di focalizzazione su asset convenzionali e sinergici.

Nel corso del 2012 è stata avviata la produzione del giacimento a gas di Seth trattata dall’impianto onshore di El Gamil, nella concessione offshore di Ras el Barr (Eni 50%). Il plateau produttivo è stimato in 4,8 milioni di metri cubi/giorno (pari a circa 11 mila boe/giorno in quota Eni). È stato potenziato nel corso dell’anno il sistema di water injection del giacimento Belayim al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario. Il livello di acqua re-iniettata è del 99% pari a 27 mila metri cubi/giorno. Proseguono le attività di perforazione di pozzi di infilling.

Le altre attività dell’anno hanno riguardato: (i) il potenziamento della capacità di compressione dell’impianto di El Gamil e di Abu Madi a supporto della produzione dell’area; (ii) il completamento con conseguente start-up di un impianto ibrido fossile/solare nel giacimento di Aghar nella development lease di West Razzak. La tecnologia, frutto di un brevetto Eni, permette il risparmio di combustibile durante le operazioni di produzione di petrolio attraverso l’utilizzo in parallelo di pannelli fotovoltaici.

Africa Sub-Sahariana

Angola L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore), con la scoperta a olio di Vandumbu 1, primo pozzo di committment del secondo periodo esplorativo; (ii) nel Blocco 2 (Eni 20%), con la perforazione del pozzo Etele Tampa 7, mineralizzato a gas e condensati.

È stata avviata la produzione del progetto Kizomba satelliti-fase 1, nelle Development Area dell’ex Blocco 15 (Eni 20%). Il picco produttivo di 72 mila barili/giorno (12 mila in quota Eni) è atteso nel 2013.

Nel corso del 2012 sono stati sanzionati tre progetti di sviluppo: (i) la seconda fase di sviluppo del progetto Kizomba satelliti. Le attività prevedono la messa in produzione di ulteriori tre scoperte attraverso il collegamento all’esistente FPSO. Lo start-up è atteso nel 2015; (ii) il progetto Mafumeira nell’Area A del Blocco 0 (Eni 9,8%). Proseguono le attività di sviluppo, con start-up previsto nel 2015; (iii) la scoperta Lianzi (Eni 10%).

Nell’ambito delle attività di riduzione del flaring gas nel Blocco 0, sono proseguite le attività sul giacimento di Nemba nell’Area B, con completamento atteso nel 2014 e una riduzione dei volumi bruciati di circa l’85%. Le altre attività hanno riguardato l’installazione del secondo treno di compressione sulla piattaforma del giacimento Nemba nell’Area B.

Eni partecipa con la quota del 13,6% nel consorzio Angola LNG Limited (A-LNG) per la realizzazione di un impianto di liquefazione del gas in grado di processare 28,3 milioni di metri cubi/giorno producendo 5,2 milioni di tonnellate/anno di GNL oltre a 50 mila barili/giorno di condensati e GPL. Il progetto, approvato dalle competenti autorità angolane, tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas. L’inizio delle esportazioni è previsto nel corso del 2013. Nel corso dell’anno è stato raggiunto un nuovo accordo tra i partner dell’iniziativa e le Autorità locali per la commercializzazione del GNL sul mercato asiatico ed europeo.

Congo L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel blocco offshore Marine XII (Eni 65%, operatore) con la scoperta a gas Nene Marine 1, confermando l’elevato potenziale dell’area.

Prosegue lo sviluppo del giacimento di M’Boundi (Eni 83%, operatore) attraverso l’applicazione di avanzate tecniche di recupero assistito Eni e la valorizzazione economica del gas associato nell’ottica dello zero gas flaring nel 2013. Il gas è venduto con contratti long-term alle centrali elettriche presenti nell’area tra cui la CEC Centrale Electrique du Congo (Eni 20%) con una produzione di 300 MW. Questi impianti in futuro riceveranno anche gas dalle scoperte offshore nel permesso Marine XII. Nel 2012 le forniture contrattuali di M’Boundi sono state pari a circa 3 milioni di metri cubi/giorno (circa 17 mila boe/giorno in quota Eni).

Nel 2012 è stato sanzionato il progetto di sviluppo del giacimento a gas e condensati di Litchendjili nel Blocco Marine XII. Il progetto prevede l’installazione di una piattaforma produttiva, la realizzazione delle facility di trasporto e dell’impianto di trattamento onshore. La produzione del giacimento alimenterà la centrale elettrica CEC.

Le altre attività dell’anno hanno riguardato interventi di ottimizzazione sui giacimenti operati di Foukanda e di Mwafi (Eni 65%). L’utilizzo delle avanzate tecniche di recupero Eni hanno consentito di raggiungere un incremento produttivo in entrambe le aree.

Nel corso dell’anno è stato avviato il social project integrato Hinda per la riabilitazione e la costruzione di scuole e ambulatori, la costruzione di infrastrutture per la gestione e l’approvvigionamento di acqua e la realizzazione di un centro di formazione per l’agricoltura.

Ghana L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nella licenza Offshore Cape Three Points (Eni 47,22%, operatore) con: (i) il pozzo Sankofa East-1X, prima scoperta commerciale a olio nell’area, che ha prodotto circa 5 mila barili/giorno di ottima qualità in fase di test; (ii) il pozzo di appraisal Sankofa East-2A, che ha confermato l’elevato potenziale dell’area anche nella parte occidentale. Si stima il potenziale complessivo della scoperta Sankofa in circa 450 milioni di barili di olio in place con risorse recuperabili fino a 150 milioni di barili. Sono stati avviati studi per un rapido sviluppo commerciale.

Nel luglio 2012 Eni e gli altri partner della licenza OCPT hanno firmato un Memorandum of Understanding con il Ministero dell’Energia del Paese per lo sviluppo e la commercializzazione delle riserve a gas scoperte nell’area. In particolare, una delle linee guida di sviluppo comprenderà il mercato domestico del gas, settore in crescita e rispetto al quale Eni e gli altri partner intendono rivestire un ruolo trainante.

Proseguono le attività a sostegno delle comunità locali. Le iniziative in corso riguardano: lo sviluppo economico con programmi rivolti alle donne e ai giovani; miglioramento delle condizioni sanitarie con particolare riferimento alla popolazione infantile.

Mozambico Nel marzo 2013 è stato firmato l’accordo per la cessione alla società cinese CNPC della quota del 28,57% della società Eni East Africa, titolare del 70% della partecipazione nell’Area 4, nell’offshore del Mozambico, per un corrispettivo di $4.210 milioni. L’operazione è soggetta all’approvazione delle competenti autorità. Una volta finalizzata la cessione, CNPC attraverso la partecipazione in Eni East Africa acquisisce indirettamente la partecipazione del 20% nell’Area 4, mentre Eni attraverso la partecipazione di controllo in Eni East Africa, rimane proprietaria del 50%.

Contestualmente Eni e CNPC hanno firmato un Joint Study Agreement per lo sviluppo del blocco a shale gas denominato Rongchang, che si estende per circa 2.000 chilometri quadrati nel Sichuan Basin, in Cina. Quest’area è ad oggi la più promettente nel Paese.

Nel 2012 nell’ambito della campagna di esplorazione e appraisal di Mamba sono stati conseguiti nuovi, importanti successi esplorativi con le scoperte mineralizzate a gas di Mamba Sud 2, Mamba Nord 1, Mamba Nord Est 1 e 2 nonché Coral 1 e 2 nell’Area 4. Queste ultime scoperte di Mamba Nord Est e Coral rivestono particolare importanza in quanto hanno individuato nuovi livelli di reservoir indipendenti da quelli sinora perforati con i pozzi di Mamba, e contenuti esclusivamente nell’Area 4. Complessivamente i pozzi di scoperta hanno dimostrato l’esistenza di accumuli di gas che si stima possano raggiungere 2.115 miliardi di metri cubi di gas in place. La FID è attesa nel 2014.

Nuovo successo esplorativo a gas è stato registrato a inizio 2013 con il pozzo di delineazione di Coral 3. La nuova scoperta conferma il potenziale dell’area operata da Eni. Le produttività dei pozzi Coral sono risultate eccellenti.

Eni ha in programma la perforazione di un ulteriore pozzo di delineazione, Mamba Sud 3, prima di avviare una nuova campagna esplorativa nella parte meridionale dell’Area 4.

Nel dicembre 2012 Eni ha firmato un accordo con Anadarko Petroleum Corporation che consentirà di realizzare un programma di sviluppo coordinato delle attività offshore in comune tra l’Area 4 e l’Area 1, operata da Anadarko. Inoltre, le due compagnie hanno pianificato la progettazione e realizzazione congiunta di impianti onshore per la produzione di GNL nel nord del Paese.

Sono state individuate alcune tematiche di intervento locale quali la pubblica istruzione, la salute, lo sviluppo socio-economico e l’ambiente, e sono in corso studi di fattibilità per l’implementazione dei progetti. È stato prima avviato un programma di reclutamento di 45 neolaureati dell’università del Mozambico selezionati per due anni di formazione in Italia e più recentemente, nel novembre 2012, è stata avviata una seconda campagna di selezione per un’ulteriore iniziativa formativa da svolgersi nel corso del 2013.

Nigeria L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nell’OPL 282 (Eni 90%) con il pozzo di Tinpa 1 mineralizzato a olio; (ii) nell’OPL 2009 (Eni 49%) con i pozzi a olio di Afiando 1 e 2.

Nel corso dell’anno è stata completata la cessione della partecipazione del 5% nei blocchi in produzione OML 30, 34 e 40 in linea con la strategia Eni di ottimizzazione del portafoglio di asset e di una crescita selettiva degli investimenti.

Nel service contract OML 119 è avvenuto lo start-up della Phase 2A, con una produzione di picco di 15 mila barili/giorno.

Nell’ambito di alcuni Memorandum of Understanding siglati con le comunità del Delta del Niger, sono stati completati alcuni progetti con l’obiettivo di migliorare l’accesso ai servizi sanitari e di educazione, iniziative nel campo dell’agricoltura e la realizzazione di infrastrutture a sostegno dello sviluppo locale. In particolare, sono stati ultimati: (i) nove progetti di riabilitazione di scuole e strutture educative per 25 comunità; (ii) otto progetti per favorire l’accesso all’acqua potabile attraverso l’installazione di infrastrutture presso 13 comunità; e (iii) quindici progetti per la fornitura di energia elettrica. Le attività proseguono con l’obiettivo di raggiungere 22 comunità locali.

Nei Blocchi OML 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%, operatore), proseguono le principali iniziative finalizzate ad assicurare le forniture di gas all’impianto GNL di Bonny. È in sviluppo il giacimento a gas di Tuomo al fine di assicurare la fornitura da parte di Eni di 4,8 milioni di metri cubi/giorno di feed gas per vent’anni per l’alimentazione del sesto treno dell’impianto. In fase di completamento la flowstation di Ogbainbiri che contribuirà a mantenere la fornitura di 8,8 milioni di metri cubi/giorno di gas al quarto e quinto treno. Il programma di flaring down nell’area prosegue con il completamento dell’upgrading della flowstation del giacimento Idu, con una riduzione di gas flared pari a 1,4 milioni di metri cubi/giorno.

Nel Blocco OML 28 (Eni 5%) continua la campagna di drilling nell’ambito del progetto integrato petrolio e gas naturale nell’area di Gbaran-Ubie. Il piano di sviluppo prevede la fornitura di gas naturale all’impianto di liquefazione di Bonny attraverso la realizzazione di una Central Processing Facility (CPF) con una capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e 120 mila barili/giorno di liquidi.

Sono proseguite le attività di sviluppo del progetto Abo-Fase 3 nel Blocco OML 125 (Eni 85%, operatore). Lo start-up è atteso nel 2013.

Eni partecipa con il 10,4% nella Nigeria LNG Ltd che gestisce l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L’impianto è in produzione con 6 treni della capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Una settima unità di trattamento è in fase progettuale. A regime la capacità produttiva dell’impianto sarà di circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 46 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Attualmente le forniture di gas all’impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement della durata di venti anni dalle produzioni della SPDC JV (Eni 5%) e della NAOC JV dai Blocchi OML 60, 61, 62 e 63 con un impegno contrattuale di fornitura pari a circa 80 milioni di metri cubi/giorno (circa 7,6 milioni in quota Eni equivalenti a circa 49 mila boe/giorno). La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Co.

Kazakhstan

Kashagan Eni partecipa con il 16,81% nel consorzio North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) che regola i diritti di esplorazione, di sviluppo e di sfruttamento di un’area di circa 4.600 chilometri quadrati localizzata nella porzione settentrionale del Mar Caspio. In questa area contrattuale è localizzato il giacimento Kashagan, scoperto nel 2000 e considerato uno dei maggiori ritrovamenti di idrocarburi degli ultimi 35 anni.

Le operazioni di esplorazione, sviluppo e sfruttamento del giacimento di Kashagan, e delle altre scoperte effettuate nell’area contrattuale, sono condotte secondo un modello operativo che ripartisce tra i principali partner internazionali la responsabilità di esecuzione delle fasi di sviluppo del progetto Kashagan e riconosce al partner kazako un significativo ruolo nella gestione operativa.

Le responsabilità dell’Operatore sono assegnate alla società North Caspian Operating Company (NCOC) BV, di proprietà dei sette partner del consorzio, che a sua volta ha delegato le attività di sviluppo, perforazione e produzione ai principali partner del Consorzio. In particolare, Eni è responsabile dell’esecuzione della Fase 1 (cosiddetta Experimental Program) e, in caso di approvazione, della parte onshore della successiva fase di sviluppo (Fase 2) del giacimento.

Il 23 maggio 2012 i partner del Consorzio e le Autorità kazake hanno firmato un Settlement Agreement per la revisione del piano di sviluppo dell’Experimental Program (Amendment 4) contenente l’aggiornamento dei costi, l’update della tempistica del progetto e la chiusura dei contenziosi relativi alla recuperabilità dei costi contrattuali e fiscali. Inoltre, l’agreement ha posto le basi per il raggiungimento dei seguenti accordi: (i) la vendita di una quota di produzione di gas naturale del giacimento sul mercato nazionale kazako; (ii) il finanziamento da parte dei partner internazionali del Consorzio della quota dei costi di progetto del partner kazako KazMunaiGaz (KMG), eccedenti il precedente budget del piano di sviluppo approvato (Amendment 3).

Nel 2012 sono stati completati gli impianti relativi all’Experimental Program necessari allo start-up produttivo e sono in fase di finalizzazione le attività per consentirne l’avvio in fase di test. Il raggiungimento dello start-up e commercial production è atteso entro la fine del primo semestre 2013, come concordato con la Repubblica del Kazakhstan.

La Fase 1 dello sviluppo (Experimental Program) con una capacità produttiva iniziale di 150 mila barili/giorno, sarà potenziata nel 2014 con l’avvio del secondo treno di trattamento offshore e degli impianti di compressione per la re-iniezione del gas in giacimento con l’obiettivo di raggiungere 370 mila barili/giorno di capacità installata. Un ulteriore incremento fino a 450 mila barili/giorno sarà conseguito con l’aumento della capacità di compressione per la re-iniezione di gas la cui definizione è attualmente in corso. Lo schema di sviluppo di quest’ultima fase è stato presentato alle Autorità kazake e si prevede di ricevere l’approvazione per iniziare il FEED nel corso del 2013.

Prosegue l’impegno Eni nella tutela dell’ambiente e degli ecosistemi nell’area del Mar Caspio, con il programma integrato per la gestione della biodiversità nell’area del Delta dell’Ural (Ural River Park Project-URPP). Il progetto è in fase conclusiva e consentirà di inserire il territorio nel programma Man and Biosphere dell’UNESCO, con il patrocinio del Ministro della Protezione Ambientale della Repubblica del Kazakhstan.

Al 31 dicembre 2012 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan ammontano a $7,5 miliardi pari a €5,7 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2012, formato dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2012 ($5,7 miliardi), dagli oneri finanziari capitalizzati e dall’esborso per l’acquisizione di quote in occasione dell’uscita di altri partner in esercizi precedenti ($1,8 miliardi).

Al 31 dicembre 2012 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono circa 600 milioni di boe in aumento rispetto al 2011, principalmente per l’iscrizione dei volumi di gas a seguito degli accordi stipulati con il Settlement Agreement.

Karachaganak Il 28 giugno 2012 è stato perfezionato l’accordo tra le Contracting Companies del Final Production Sharing Agreement (FPSA) di Karachaganak e le Autorità kazake che ha sancito la chiusura dei contenziosi relativi al recupero dei costi sostenuti dal Consorzio per lo sviluppo del giacimento e alcune contestazioni fiscali nonché l’ingresso nel Consorzio della compagnia di Stato KazMunaiGaz (KMG). L’ingresso della KMG nel Consorzio è stato perfezionato attraverso la cessione pro-quota da parte delle Contracting Companies del 10% del progetto, per l’incasso netto di $1 miliardo ($325 milioni in quota Eni; per ulteriori informazioni su questo punto v. il commento ai risultati economico-finanziari, alla voce capitale immobilizzato dello stato patrimoniale). Inoltre, l’accordo prevede il rilascio di capacità di trasporto nell’oleodotto CPC da parte della KMG a beneficio del Consorzio per l’esportazione di greggio verso il Mar Nero (fino a 2 milioni di tonnellate all’anno di liquidi). Per effetto della cessione, l’interessenza Eni nel progetto scende dal 32,5% al 29,25%.

È attualmente allo studio la Fase 3 di sviluppo del giacimento che si propone di ampliare lo sfruttamento del giacimento attraverso la realizzazione, in stadi successivi, di impianti di trattamento gas e di re-iniezione per consentire di incrementare la vendita di gas e la produzione di liquidi. Sono in corso discussioni tecniche e commerciali per la definizione del programma di sviluppo da presentare all’Autorità kazaka.

Continua l’impegno Eni in Kazakhstan a sostegno delle comunità locali con la realizzazione di strutture scolastiche e ricreative, infrastrutture idriche ed energetiche e l’attuazione di programmi sanitari gratuiti, presso i villaggi adiacenti al campo di Karachaganak.

Al 31 dicembre 2012 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono circa 500 milioni di boe, in lieve flessione rispetto al 2011, principalmente per l’effetto della riduzione della quota e della produzione dell’anno in parte compensata da revisioni positive di precedenti stime.

Resto dell’Asia

Indonesia Nel maggio 2012 Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa del Blocco East Sepinggan con una quota del 100%. Il Blocco situato nell’offshore indonesiano nel bacino di Kutei che annovera diverse scoperte esplorative, si trova in prossimità dell’impianto di liquefazione di gas naturale di Bontang. Il commitment esplorativo prevede studi geologici e geofisici, sismica e perforazione di un pozzo nei prossimi tre anni.

Proseguono le attività di sviluppo dei progetti operati Jangkrik (Eni 55%) e Jau (Eni 85%) nell’offshore del Paese. Il progetto del giacimento Jangkrik prevede la perforazione di pozzi produttori collegati con una Floating Production Unit per il trattamento del gas e dei condensati nonché la realizzazione delle facility di trasporto per la connessione all’impianto di Bontang. Lo start-up è previsto nel 2016 con picco di 80 mila boe/giorno (41 mila in quota Eni). Il progetto Jau comprende la perforazione di pozzi produttori e la connessione alle facility di trattamento per il trasporto onshore via pipeline.

Nel PSC di Sanga Sanga (Eni 37,8%) relativo al coal bed methane (CBM), continua l’attività di accertamento del potenziale minerario. Sono state avviate le attività di pre-sviluppo che sfrutteranno le sinergie con gli impianti di produzione e di trattamento esistenti in Sanga Sanga, compreso l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bontang.

Sono in corso le attività di sviluppo del progetto Indonesia Deepwater Development (Eni 20%) nel Kalimantan orientale, per assicurare la fornitura di gas all’impianto di Bontang. Il programma prevede inizialmente il collegamento del giacimento di Bangka alle facility produttive presenti e successivamente lo sviluppo integrato dei quattro giacimenti su due Hub, il primo per Gendalo, Gandang, Maha e il secondo per Gehem.

Iran È in fase di finalizzazione l’hand over formale ai partner locali del progetto Darquain, unica attività ancora condotta da Eni nel Paese. Una volta completato, le attività Eni si limiteranno al recupero degli investimenti sostenuti.

Iraq Proseguono le attività di sviluppo sul giacimento Zubair (Eni 32,8%). Sono stati assegnati i contratti per la prima espansione della capacità di trattamento esistente che consentirà, nel corso del 2014, di raddoppiare l’attuale livello produttivo del campo.

Sono stati avviati dei progetti socio-economici nell’area di Zubair con iniziative di formazione nel settore petrolifero. Nel 2012 sono stati realizzati 8 percorsi formativi che hanno coinvolto oltre 100 persone, per una spesa complessiva di €1,4 milioni. Inoltre, in collaborazione con le autorità locali, sono stati avviati alcuni progetti nel settore agricolo.

Pakistan L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con l’importante scoperta a gas nella concessione onshore Badhra Area B. La dimensione della scoperta è stimata tra 8,5 e 11,5 miliardi di metri cubi di gas in place, il cui accertamento richiederà ulteriori pozzi di delineazione. Il successo esplorativo ha beneficiato dell’applicazione della tecnologia proprietaria di imaging Common Reflection Surface Stack (e-crs™), all’avanguardia nel processing dei dati sismici, permettendo di posizionare con successo il pozzo di scoperta. Lo sviluppo delle riserve farà leva sull’utilizzo del vicino impianto di trattamento di Bhit (Eni 40%), operato da Eni.

Nel corso dell’anno il pozzo Badhra B North-1 è stato collegato all’impianto di Bhit ed è stato avviato dalla metà di ottobre 2012, con una produzione pari a circa 400 mila metri cubi/giorno in quota Eni.

Nel dicembre 2012 è stato firmato con le autorità del Pakistan e la compagnia petrolifera di Stato OGDCL un accordo per l’acquisizione del 25% e dell’operatorship della licenza esplorativa Indus Block G, situata nell’offshore ultra profondo del bacino dell’Indo per un’estensione di circa 7.500 chilometri quadrati.

È in corso un importante programma presso le comunità locali con l’obiettivo di migliorare l’accesso all’istruzione, la gestione delle risorse naturali e la costruzione di infrastrutture idriche e sanitarie. In particolare, nell’area adiacente all’impianto di Bhit, gli importanti interventi in ambito sanitario hanno consentito di ridurre il tasso di mortalità infantile e materna.

Russia Nel giugno 2012 Eni e le Autorità regionali dello Yamal-Nenets hanno firmato un Memorandum d’intesa per la realizzazione di progetti socio-economici e culturali nella regione. Sono previste iniziative nella formazione nel settore oil&gas, programmi culturali e di sostegno economico.

Nell’aprile 2012, Eni e Rosneft hanno firmato un accordo di cooperazione strategica per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi nell’offshore russo del Mare di Barents e del Mar Nero. In base all’accordo saranno costituite joint venture (Eni 33,33%) per le attività nelle licenze Fedynsky e Tsentralno-Barentsevsky, nell’offshore del Mare di Barents e Zapadno-Cernomorsky nell’offshore del Mar Nero. La finalizzazione dell’accordo è prevista nel corso del 2013.

Nel 2012 è stato conseguito lo start-up del giacimento Samburgskoye (Eni 29,4%) nello Yamal-Nenets, in Siberia, attraverso l’avvio dei primi due treni di trattamento, con un livello produttivo atteso in 95 mila boe/giorno (28 mila in quota Eni). Le attività di sviluppo proseguono con completamento atteso nel 2015. Il picco produttivo stimato in 146 mila boe/giorno (43 mila boe/giorno in quota Eni) è previsto nel 2016. Il gas prodotto è venduto a Gazprom sulla base dell’agreement firmato nel settembre 2011, mentre i condensati sono venduti a Novatek sulla base di un accordo raggiunto nel corso dell’anno. Eni manterrà il diritto di riacquisto della propria quota di gas naturale per un’eventuale commercializzazione sul mercato interno.

Proseguono le attività di sviluppo sul progetto sanzionato di Urengoiskoye (Eni 29,4%). Lo start-up è atteso nel 2014.

America

Stati Uniti Nel marzo 2013, Eni si è aggiudicata cinque blocchi offshore situati nelle aree di Mississippi Canyon e Desoto Canyon, nel Golfo del Messico.

L’attività di delineazione della scoperta a olio di Heidelberg (Eni 12,5%) nell’offshore del Golfo del Messico ha avuto esito positivo, incrementando le risorse recuperabili fino a circa 200 milioni di barili. Sono in corso studi per uno sviluppo in via accelerata del giacimento.

Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente: (i) attività di perforazione di sviluppo sui giacimenti operati di Allegheny (Eni 100%), Appaloosa (Eni 100%), Devils Tower (Eni 75%) e Nikaitchuq (Eni 100%); (ii) attività di ottimizzazione della produzione sui giacimenti Front Runner (Eni 37,5%), Europa (Eni 32%), Popeye (Eni 50%), Thunderhawk (Eni 25%) e Oooguruk (Eni 30%); (iii) l’avvio delle attività di drilling sui giacimenti di Hadrian South (Eni 30%) e St. Malo (Eni 1,25%).

È proseguito lo sviluppo dell’area Alliance (Eni 27,5%), nel bacino di Fort Worth, asset acquisito a seguito dell’accordo con Quicksilver, contenente riserve di shale gas. In particolare sono stati avviati alla produzione 12 nuovi pozzi. La produzione nell’anno è stata pari a circa 10 mila boe/giorno in quota Eni.

Venezuela Nel marzo 2013 è stata avviata la produzione (Accelerated Early Production) del giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%), nella Faja dell’Orinoco, con volumi “in place” certificati di 35 miliardi di barili. La produzione della fase di Early Production è prevista raggiungere un plateau di 75 mila barili/giorno nel corso del 2015, con un plateau di lungo termine di 240 mila barili/giorno entro il 2018. Il progetto prevede anche la realizzazione di una raffineria con una capacità di circa 350 mila barili/giorno. L’attività di perforazione è stata avviata nel corso del 2012. Eni finanzierà la quota PDVSA dei costi di sviluppo per la fase di Early Production e per l’ingegneria della raffineria fino a un ammontare pari a $1,74 miliardi. Il Loan Agreement è stato firmato nel quarto trimestre 2012.

È stato approvato dalle autorità venezuelane il piano di sviluppo e la commercialità del progetto a gas di Perla, localizzato nel Blocco Cardón IV (Eni 50%), nel Golfo di Venezuela. PDVSA ha esercitato nel corso dell’anno il diritto di ingresso nella società con una partecipazione del 35%. Il trasferimento della quota è atteso perfezionarsi nel 2013. Eni conserverà la quota del 32,5% nel progetto.

La prima fase accelerata di sviluppo (early production) prevede la messa in produzione degli attuali pozzi di scoperta/appraisal e l’installazione di piattaforme collegate tramite gasdotto a un impianto di trattamento onshore. Il target produttivo stimato in circa 9 milioni di metri cubi/giorno è atteso nel 2015.

Lo sviluppo del giacimento continuerà con ulteriori due fasi che prevedono la perforazione di pozzi addizionali e l’upgrading delle facilities di trattamento. Il plateau di produzione è stimato in circa 34 milioni di metri cubi/giorno. Nel 2012 sono state sanzionate le FID per entrambe le ulteriori fasi di sviluppo.

Sono proseguite le attività di produzione nel giacimento di Corocoro (Eni 26%) nel Golfo di Paria. Nell’anno è entrata in funzione la Central Production Facility (CPF), consentendo il raggiungimento del picco produttivo di circa 42 mila barili/giorno (11 mila in quota Eni).

Torna Su

Eni S.p.a. - Sede legale
Piazzale Enrico Mattei, 1
00144 Roma

Sedi secondarie
Via Emilia, 1
e Piazza Ezio Vanoni, 1
20097 - San Donato Milanese (MI)

Partita IVA
n. 00905811006

Capitale sociale
€ 4.005.358.876,00 i.v.

C. F. e Registro Imprese di Roma
n. 00484960588

Missione
Siamo un’impresa integrata nell’energia, impegnata a crescere nell’attivita di ricerca, produzione, trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale. Tutti gli uomini e le donne di eni hanno una passione per le sfide, il miglioramento continuo, l’eccellenza e attribuiscono un valore fondamentale alla persona, all’ambiente e all’integrità.