Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo

In Val d’Agri (Eni 60,77%) prosegue il programma di sviluppo oggetto di accordo con la Regione Basilicata nel 1998: (i) i lavori per l’installazione di una nuova linea di trattamento gas continuano con l’obiettivo di migliorare le performance ambientali della centrale di trattamento e di raggiungere la capacità produttiva autorizzata di 104 mila barili/giorno; (ii) è stata completata la perforazione con conseguente start-up del pozzo produttivo Alli 2; (iii) è in corso il Piano di Monitoraggio Ambientale che costituisce un progetto di assoluta eccellenza a tutela dell’ambiente. Inoltre Eni adotta misure di tutela ambientale, attraverso il Piano d’Azione per la Biodiversità in Val d’Agri avviato nel 2008 e finalizzato alla mitigazione degli effetti localizzati associati alle attività operative; (iv) proseguono le operazioni di continuo miglioramento e manutenzione per ottimizzare le performances ambientali e di produzione del giacimento.

Le altre principali attività hanno riguardato la manutenzione e l’ottimizzazione della produzione principalmente sui campi nell’offshore Adriatico e nell’onshore in Sicilia nonché l’upgrading dei sistemi di compressione degli idrocarburi sulle piattaforme produttive del giacimento Barbara.

Norvegia

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nella PL532 (Eni 30%) con la scoperta a olio e gas di Skavl, che si aggiunge alle recenti scoperte a olio e gas di Skrugard e Havis. Le riserve di olio recuperabili nell’intera licenza sono attualmente stimate in oltre 500 milioni di barili al 100% e saranno oggetto di un piano di sviluppo congiunto rapido ed efficiente; (ii) nella PL479 (Eni 19,6%) con la scoperta near field a gas e condensati di Smørbukk, che sfrutterà le sinergie delle facility produttive presenti nell’area.

Nell’anno è stata acquisita l’operatorship nelle licenze esplorative PL 717, PL 712 e PL 716, con una quota del 40%, e PL 697 (Eni 65%) nonché la partecipazione del 30% nelle licenze PL 696 e 714. È stato avviato il giacimento di Skuld (Eni 11,5%), con una produzione di circa 30 mila boe/giorno (circa 4 mila boe/giorno in quota Eni).

Prosegue lo sviluppo del giacimento Goliat (Eni 65%, operatore) nel Mare di Barents. Lo start-up produttivo è atteso alla fine del 2014, con una produzione a regime di circa 56 mila barili/giorno in quota Eni nel 2015.

Nel 2013 è proseguita l’implementazione dell’oil spill contingency e response per lo sviluppo di tecniche e metodologie a supporto dell’oil spill preparedness program, già riconosciuto dalle Autorità norvegesi come standard di riferimento per tutti i futuri progetti di sviluppo nell’Artico. Il progetto, lanciato da Eni, ha coinvolto le altre oil company attive nella ricerca di idrocarburi nel Mare di Barents e l’Autorità norvegese del Clean Seas (NOFO) nonché istituti di ricerca internazionale. I risultati ottenuti sono stati presentati all’Agenzia dell’Ambiente norvegese e alle amministrazioni locali e a tutti gli stakeholder dell’area, confermando 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 attività si concluderanno nel corso del 2014.

Le altre attività dell’anno hanno riguardato l’attività di mantenimento e ottimizzazione della produzione di Ekofisk (Eni 12,39%). In particolare è stato completato lo sviluppo dell’Area South, mentre proseguono i programmi di perforazione di pozzi di infilling, upgrading delle facility esistenti e ottimizzazione della water injection.

Regno Unito

Nell’ambito della strategia di ottimizzazione del portafoglio titoli nel Paese, è stata perfezionata la cessione di 19 giacimenti in produzione/sviluppo e 11 asset esplorativi.

Nell’anno è stato conseguito lo start-up del giacimento a olio e gas di Jasmine (Eni 33%) con il completamento delle attività d’installazione e allacciamento delle facility produttive e di trattamento. Il picco produttivo è stimato in 117 mila boe/giorno (circa 39 mila in quota Eni) nel 2014.

Le altre attività di sviluppo hanno riguardato il giacimento West Franklin (Eni 21,87%) con la costruzione e installazione delle piattaforme produttive e pipeline di collegamento alle facility di trattamento presenti nell’area. L’avvio produttivo è previsto a fine 2014.

Algeria

Nell’anno è stata avviata la produzione dei progetti MLE-CAFC (Eni 75%) ed El Merk (Eni 12,25%). L’impianto di trattamento gas del progetto MLE-CAFC ha una capacità produttiva e di export giornalieri di 9 milioni di metri cubi di gas, 15 mila barili di olio e condensato e 12 mila barili di GPL. Sono state realizzate quattro pipeline per l’esportazione collegate al network del Paese.

Il plateau complessivo di circa 33 mila boe/giorno (quota Eni) è previsto entro il 2017.

L’avvio del giacimento El Merk è stato raggiunto con la realizzazione di un impianto di trattamento gas di 18 milioni di metri cubi/giorno, di due treni olio da 65 mila barili/giorno e di tre pipeline di esportazione collegate al network del Paese. Il picco produttivo di circa 18 mila barili/giorno in quota Eni è previsto nel 2015.

Nell’anno le attività produttive dei Blocchi 403 a/d (Eni 100%) e 403 (Eni 50%) hanno sfruttato le sinergie tecniche del programma R&D Integrated Operations facendo leva sul Centro di Eccellenza per le Electrical Submersible Pump (ESP). In particolare, dall’analisi in tempo reale dei dati di performance dei pozzi in produzione, sono stati eseguiti interventi tempestivi di correzione al fine di evitare possibili interruzioni delle produzioni, con un risparmio dei costi e dei tempi di ripristino delle attività.

Egitto

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nella development lease di Meleiha (Eni 76%) con tre scoperte near field mineralizzate a olio e gas nonché con la scoperta a olio di Rosa North-1X. Le attività di perforazione di sviluppo di Rosa North-1X sono in corso. Il giacimento sfrutterà le sinergie con le facility produttive presenti nell’area; (ii) con due scoperte near field mineralizzate a olio nell’area di Belayim (Eni 100%).

Nel 2013, Eni si è aggiudicata con una quota del 100%, l’operatorship di un blocco esplorativo nelle acque profonde egiziane del Mediterraneo orientale.

Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente: (i) attività di infilling nei giacimenti Belayim, Denise (Eni 50%), Tuna (Eni 50%) e nell’area del Western Desert al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario residuo; (ii) il completamento delle attività di drilling del giacimento Seth (Eni 50%); (iii) il proseguimento del programma di sviluppo del giacimento DEKA (Eni 50%) e della scoperta Emry Deep (Eni 76%); (iv) il potenziamento del sistema di water injection del giacimento Abu Rudeis (Eni 100%) nel Golfo di Suez. Il livello di acqua re-iniettata è del 99,5% pari a circa 27 mila metri cubi/giorno.

Angola

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel Blocco offshore 15/06 (Eni 35%, operatore) con la scoperta a olio di Vandumbu 1.

È stato avviato l’impianto di liquefazione gestito dal consorzio Angola LNG (Eni 13,6%), con il conseguimento del first cargo nel mese di giugno 2013. L’impianto tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas.

Nell’anno è stato sanzionato nel Blocco 15/06 il progetto East Hub, con un potenziale minerario stimato in oltre 230 milioni di barili. Lo sviluppo prevede la perforazione di pozzi sottomarini collegati a una FPSO con una capacità di 80 mila barili/giorno. Il picco produttivo pari a 55 mila barili/giorno è previsto nel 2017. Le attività di sviluppo dell’area proseguono sul progetto West Hub, con start-up atteso a fine 2014.

Nel Blocco 0 (Eni 9,8%) sono proseguite le attività di riduzione del flaring gas sul giacimento Nemba. Il completamento è atteso nel 2015 con una riduzione dei volumi bruciati di circa l’85%. Le attività di sviluppo sul giacimento Mafumeira hanno riguardato l’installazione di piattaforme produttive e di trattamento e collegamento sottomarino. Lo start-up è previsto alla fine del 2015.

Nel Blocco 14 KA/IMI (Eni 10%) le attività di sviluppo del progetto Lianzi hanno riguardato il collegamento alle esistenti facility produttive presenti nell’area.

Il progetto Kizomba satelliti Fase 2 nelle Development Area dell’ex Blocco 15 (Eni 20%) prosegue secondo il programma di sviluppo. Le attività prevedono la messa in produzione di ulteriori tre scoperte attraverso il collegamento all’esistente FPSO. Lo start-up è atteso alla fine del 2015.

Congo

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel blocco offshore Marine XII (Eni 65%, operatore) con la scoperta a olio e gas e l’appraisal di Nené Marine nonché l’appraisal della scoperta a gas e condensati di Litchendjili. Complessivamente il potenziale minerario delle scoperte è stimato in 2,5 miliardi di boe in place. Il blocco ha ancora un significativo potenziale minerario residuo che verrà accertato tramite la prossima campagna esplorativa e di delineazione. La presenza di facility produttive dell’area, la buona produttività del reservoir e i bassi costi di sviluppo consentono una messa in produzione delle scoperte nel 2015.

Nel 2013 Eni ha acquisito con il ruolo di operatore il blocco esplorativo Ngolo, nel bacino geologico della Cuvette, in joint venture con la compagnia di Stato congolese Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC). Il programma esplorativo avrà durata decennale. Il bacino della Cuvette rappresenta un tema di frontiera dell’esplorazione in Africa.

Nell’anno è stata rinegoziata l’estensione dei permessi di sviluppo di Madingo, Marine VI e Marine VII con l’allineamento delle scadenze tra il 2034 e il 2039, diluizione della partecipazione Eni e assegnazione di un nuovo acreage esplorativo ad elevato potenziale. è in corso l’approvazione da parte delle autorità locali.

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. 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 potenza installata di 300 MW. Questi impianti in futuro riceveranno anche gas dalle scoperte offshore nel permesso Marine XII. Nel 2013 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). Gli ulteriori volumi di gas saranno re-iniettati in giacimento in linea con i programmi Eni di zero gas flaring.

Nell’anno è proseguito il programma per il miglioramento delle condizioni di vita della popolazione residente nell’area di M’Boundi. Le aree di intervento prioritario come l’educazione, la salute, il miglioramento della capacità produttiva in agricoltura, l’accesso all’acqua e all’energia, hanno visto il coinvolgimento di oltre 25.000 abitanti.

Prosegue il programma di sviluppo del progetto sanzionato 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. Lo start-up è previsto alla fine del 2015 con picco produttivo in quota Eni di 12 mila boe/giorno. La produzione del giacimento alimenterà la centrale elettrica CEC.

Mozambico

Il 26 luglio 2013 è avvenuto il closing della cessione a China National Petroleum Corporation (CNPC) dell’interest del 28,57% in Eni East Africa (EEA), titolare del 70% del permesso minerario relativo all’Area 4 nell’offshore del Mozambico. CNPC attraverso la partecipazione in Eni East Africa acquisisce indirettamente una quota del 20% nell’Area 4; Eni, attraverso la partecipazione residua, rimane titolare del 50% e dell’operatorship. Il corrispettivo della cessione è stato di €3.386 milioni (per ulteriori informazioni v. il capitolo “Commento ai risultati economico-finanziari”).

La campagna esplorativa dell’anno ha riguardato l’appraisal delle scoperte di Mamba e Coral. In particolare, il processo di delineazione della scoperta di Mamba si è avvalso dei risultati dell’applicazione di un processo proprietario che integra lo studio delle caratteristiche del reservoir, il processing dei dati (e-dva™) e le analisi delle ampiezze sismiche.

Nel corso dell’anno è stata effettuata la scoperta di Agulha, la decima in ordine di tempo, in un nuovo prospect nella zona meridionale dell’Area 4. Il potenziale minerario complessivo dell’Area 4 è ora stimato in 2.650 miliardi di metri cubi di gas in place. Nel 2014 proseguirà l’attività di valutazione delle risorse in particolare del nuovo fronte esplorativo nel quale si prevede la perforazione da due a tre nuovi pozzi.

Sulla base dell’applicazione del modello di cooperazione Eni, si prevede la realizzazione di una centrale elettrica alimentata a gas per il consumo nazionale, con il supporto del Governo del Mozambico.

Inoltre, è stato avviato un importante programma di valutazione degli ecosistemi del Paese e di analisi delle biodiversità, che costituiranno la base per lo sviluppo delle recenti scoperte.

Prosegue il programma di reclutamento e formazione di risorse locali a supporto delle attività di ricerca di idrocarburi nel Paese. In particolare il programma di formazione avviato con l’Università del Mozambico ha visto il coinvolgimento nell’anno di 75 studenti.

Nigeria

Nel blocco OML 125 (Eni 85%, operatore) è stato conseguito lo start-up del progetto Abo-Fase 3, sanzionato a fine 2012, con una produzione pari a circa 5 mila boe/giorno in quota Eni. Il progetto ha sfruttato una tecnologia innovativa per l’installazione di un completamento con controllo intelligente del pozzo necessario per l’avvio produttivo simultaneo da diversi livelli del reservoir, che ha ridotto sensibilmente i tempi delle attività di installazione con significativi risparmi.

Proseguono le principali iniziative finalizzate ad assicurare le forniture di gas all’impianto GNL di Bonny: (i) nei blocchi OML 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%, operatore), è stata completata la flowstation di Ogbainbiri che consente di trattare il gas proveniente dal giacimento omonimo, permettendo anche la riduzione di gas flared di 0,14 milioni di metri cubi/giorno. Il programma di flaring down nell’area ha beneficiato nell’anno del completamento a fine 2012 dell’upgrade della flowstation del giacimento Idu, con una riduzione di gas flared pari a 1,4 milioni di metri cubi/giorno e dell’ottimizzazione del flaring down di Akri con una riduzione di 0,71 milioni di metri cubi/giorno; (ii) nel blocco OML 28 (Eni 5%) nell’ambito del progetto integrato petrolio e gas naturale nell’area di Gbaran-Ubie, è stata finalizzata la campagna di drilling di sviluppo. Il progetto prevede 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 previste ulteriori fasi di sviluppo per mettere in produzione il potenziale minerario residuo dell’area.

Le altre attività dell’anno hanno riguardato: (i) il giacimento Forkados-Yokri (Eni 5%). Il progetto prevede la perforazione di 24 pozzi produttori, l’upgrading delle flowstations esistenti e la realizzazione di facility di trasporto; (ii) il giacimento Bonga NW nel blocco OML 118 (Eni 12,5%). Le attività prevedono la perforazione e completamento di pozzi produttori e iniettori; (iii) progetti a sostegno dello sviluppo locale per il miglioramento delle condizioni sanitarie, lo sviluppo in ambito agricolo e di accesso all’istruzione; (iv) il supporto tecnico del Centro di Eccellenza per le ESP per l’analisi dei dati di performance in diverse realtà produttive del Paese. Le analisi in tempo reale dei pozzi in produzione hanno consentito di evitare possibili interruzioni produttive.

Eni partecipa con il 10,4% nella joint-venture 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.

Kashagan

L’11 settembre 2013, a seguito del completamento, test e consegna di tutti gli impianti, è stata avviata la produzione del first oil del giacimento giant di Kashagan (Eni 16,81%).

Nell’ottobre 2013 la produzione è stata interrotta a causa di un problema tecnico alla pipeline che trasporta il gas acido dagli impianti offshore a quelli onshore, senza alcun impatto sull’ambiente e alla comunità circostante. Sono iniziate le operazioni di riparazione e per il 2014 è stato assunto un contributo prudenziale al profilo produttivo Eni. Si prevede dal 2015 il raggiungimento del livello di produzione originariamente pianificato.

La capacità produttiva iniziale della Fase 1 dello sviluppo (Experimental Program) è prevista a 150 mila barili/giorno, con l’obiettivo di raggiungere 370 mila barili/giorno di capacità installata grazie all’avvio del secondo treno di trattamento offshore e degli impianti di compressione per la re-iniezione del gas in giacimento. Un ulteriore incremento fino a 450 mila barili/giorno potrà essere 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.

Nel corso dell’anno è stato presentato il piano di sviluppo della sezione occidentale della scoperta adiacente di Kalamkas. Si prevede di ricevere l’approvazione per iniziare il FEED nel 2014.

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 per la candidatura all’UNESCO del delta dell’Ural per l’inserimento nel programma “Man and Biosphere” ha raccolto favorevoli consensi da parte delle Autorità kazake ed è in fase di conclusione.

Nell’ambito degli accordi raggiunti con le Autorità locali, prosegue il programma di formazione di risorse kazake per posizioni manageriali.

Al 31 dicembre 2013 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan ammontano a $8,2 miliardi pari a €5,9 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2013, formato dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2013 ($6,1 miliardi), dagli oneri finanziari capitalizzati e dall’esborso per l’acquisizione di quote in occasione dell’uscita di altri partner in esercizi precedenti ($2,1 miliardi).

Al 31 dicembre 2013 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 565 milioni di boe in linea rispetto al 2012.

Karachaganak

È attualmente allo studio l’Expansion Project del giacimento Karachaganak (Eni 29,25%). Il progetto si propone di ampliare lo sfruttamento del giacimento attraverso la realizzazione, in stadi successivi, di impianti di trattamento gas per la re-iniezione al fine di mantenere il profilo produttivo di liquidi e per incrementare le vendite di gas.

Sono in corso discussioni tecniche e commerciali per la definizione della prima fase di sviluppo per incrementare la capacità di re-iniezione, con il FEED atteso entro il 2014.

Nel 2013 è stato avviato il programma Eni di monitoraggio ambientale al fine di valutare le migliori pratiche di monitoraggio della biodiversità.

Prosegue l’impegno a sostegno delle comunità locali adiacenti al giacimento di Karachaganak. Le attività dell’anno hanno riguardato la realizzazione di infrastrutture scolastiche e ricreative nonché l’attuazione di programmi sanitari.

Al 31 dicembre 2013 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 470 milioni di boe, in linea rispetto al 2012.

Indonesia

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 2017 con picco di 80 mila boe/giorno (42 mila in quota Eni) nel 2018. Il progetto Jau comprende la perforazione di pozzi produttori e la connessione alle facility di trattamento per il trasporto onshore via pipeline. Lo start-up è atteso nel 2017.

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, con avvio atteso nel 2016. Il programma prevede successivamente lo sviluppo integrato dei quattro giacimenti su due Hub, il primo per Gendalo, Gandang, Maha e il secondo per Gehem. Lo start-up è atteso nel 2018.

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

Nel luglio 2013 è stato firmato un emendamento con la compagnia di stato irachena South Oil Company e il Ministero del Petrolio iracheno al contratto di servizio del giacimento Zubair (Eni 41,6%) che stabilisce in 850 mila barili/giorno il target di produzione e l’estensione della durata del contratto per altri cinque anni, fino al 2035.

Il Rural Support Project a sostegno delle aziende agricole e delle comunità nell’area del giacimento di Zubair è stato completato nell’anno. Il programma in collaborazione con il Dipartimento Agricoltura di Zubair, la Farmers Association e sotto la supervisione delle Autorità locali ha riguardato 165 aziende durante la stagione agricola 2012-2013.

Russia

È stata ceduta a società del Gruppo Gazprom la partecipazione del 60% nella joint venture Artic Russia che possiede il 49% di Severenergia, società titolare di quattro licenze di esplorazione e produzione d’idrocarburi nella Regione dello Yamal Nenets (Siberia), tra le quali in particolare il giacimento in produzione di Samburgskoye primo sviluppo Eni nell’upstream russo. Il corrispettivo della cessione di €2,16 miliardi ($2.940 milioni) è stato incassato il 15 gennaio 2014 (per ulteriori informazioni v. il capitolo “Commento ai risultati economico-finanziari”). Con questa dismissione Eni monetizza l’investimento giunto a un elevato grado di maturità, continuando a mantenere un forte impegno nell’upstream russo attraverso la partnership con Rosneft per l’esplorazione nell’offshore russo di Mar Nero e Mare di Barents.

Nel giugno 2013 è stato completato con Rosneft l’accordo di cooperazione strategica per la conduzione di attività esplorative nell’offshore russo del Mare di Barents (licenze di Fedynsky e Central Barents, Eni 33,33%), dove sono stati avviati i rilievi sismografici, e del Mar Nero (licenza di Western Chernomorsky, Eni 33,33%). I rilievi sismici saranno realizzati nel rispetto dei requisiti ambientali richiesti dalla legislazione russa.

Stati Uniti

Le Autorità competenti hanno ufficializzato l’assegnazione di uno dei cinque blocchi offshore, situati nelle aree di Mississippi Canyon e Desoto Canyon nel Golfo del Messico, per cui Eni era risultata migliore offerente nel corso della Lease Sale 227 del marzo 2013.

Nel novembre 2013 è stato definito con la società statunitense Quicksilver un accordo di esplorazione e sviluppo di giacimenti a olio non convenzionale (shale oil) nell’onshore degli Stati Uniti. Eni acquisirà un interest del 50% nel titolo minerario di Leon Valley, situata nel Texas occidentale. Il programma di lavoro prevede la perforazione fino a un massimo di 5 pozzi esplorativi e una prospezione geofisica per definire il potenziale minerario dell’area in base al quale sarà definito il piano di sviluppo. Eni investirà fino a $52 milioni per l’esecuzione delle attività esplorative programmate. L’accordo prevede inoltre l’acquisizione senza costi aggiuntivi della quota del 50% posseduta da Quicksilver in un titolo limitrofo.

È stata sanzionata la Fase 1 del programma di sviluppo del giacimento Heidelberg (Eni 12,5%) nell’offshore profondo del Golfo del Messico. Il progetto prevede la perforazione di 5 pozzi produttori e l’installazione di una piattaforma produttiva. Lo start-up è atteso alla fine del 2016, con una produzione pari a circa 9 mila boe/giorno in quota Eni.

Le attività di sviluppo nel Golfo del Messico hanno riguardato principalmente: (i) la perforazione e il completamento dei pozzi e installazione delle facility sui giacimenti di Hadrian South (Eni 30%), Lucius/Hadrian North (Eni 5,4%) e St. Malo (Eni 1,25%); (ii) attività di infilling sui giacimenti in produzione di Appaloosa (Eni 100%, operatore), Longhorn (Eni 75%, operatore), Pegasus (Eni 58%, operatore) e Front Runner (Eni 37,5%); (iii) attività di manutenzione sulla pipeline di collegamento alla piattaforma produttiva di Corral.

Proseguono le attività di drilling sui giacimenti di Nikaitchuq (Eni 100%, operatore) e Oooguruk (Eni 30%) in Alaska.

Venezuela

Nel marzo 2013 è stata avviata la produzione (accelerated early production) del giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%), situato 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 alla fine del 2015, con un plateau di lungo termine di 240 mila barili/giorno. Il progetto prevede anche la realizzazione di una raffineria con una capacità di circa 350 mila barili/giorno. 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. Proseguono le attività di drilling e installazione delle facility di trasporto e trattamento.

Prosegue il progetto sanzionato del giacimento a gas di Perla, localizzato nel Blocco Cardon IV (Eni 50%), nel Golfo di Venezuela. PDVSA ha esercitato il diritto di ingresso nella società con una partecipazione del 35%. Successivamente al perfezionarsi del trasferimento della quota, Eni conserverà il 32,5% nel progetto. La prima fase 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 13 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.