Africa Settentrionale
Algeria
Eni è presente in Algeria dal 1981; nel 2013 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 88 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’area Bir Rebaa nel deserto sahariano sud-orientale nei seguenti blocchi di esplorazione e sviluppo: (i) i Blocchi 403a/d (Eni 100%); (ii) il Blocco Rom Nord (Eni 35%); (iii) i Blocchi 401a/402a (Eni 55%); (iv) i Blocchi 403 (Eni 50%) e 404 (Eni 12,25%, non operato); (v) i Blocchi 208 (Eni 12,25%, non operato) e 405b (Eni 75%); e (vi) il Blocco 212 (Eni 22,38%) in cui sono state effettuate scoperte esplorative.
Nell’anno le attività produttive dei Blocchi 403 a/d e 403 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.
La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 3.410 chilometri quadrati (1.179 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività di esplorazione e produzione Eni in Algeria sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e di concessione.
Nel medio termine, la produzione Eni nel Paese è prevista in crescita per effetto dello sviluppo dei progetti in portafoglio.
Blocchi 403a/d e Rom Nord
Produzione Nel 2013 l’area ha fornito circa il 18% della produzione in quota Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN, Rom e satelliti. La produzione di Rom e satelliti (Zea, Zek e Rec) è raccolta presso la Central Production Facilities (CPF) di Rom e inviata all’impianto di trattamento di BRN per il trattamento finale; la produzione del campo HBN è trattata nel centro olio HBN/HBNS del Groupement Berkine.
Blocchi 401a/402a
Produzione Nel 2013 l’area ha fornito circa il 20% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti ROD/SFNE e satelliti. Sono in corso interventi nell’area in produzione per il mantenimento del plateau produttivo.
Blocco 403
Produzione Nel 2013 l’area ha fornito circa il 14% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti BRN, BRW e BRSW.
Blocco 404
Produzione Nel 2013 l’area ha fornito circa il 30% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN e HBNS.
Blocco 405b
Produzione Nel 2013 l’area ha fornito circa il 14% della produzione Eni nel Paese, proveniente principalmente dallo start-up del progetto MLE-CAFC conseguito nell’anno. L’impianto di trattamento presenta una capacità produttiva ed 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.
Sviluppo Nel corso dell’anno sono stati assegnati i contratti per l’avvio del programma di sviluppo della fase a olio di CAFC. Il completamento è atteso nel 2017.
Blocco 208
Produzione Nel 2013 il blocco ha fornito circa il 4% della produzione Eni nel Paese, a seguito dell’avvio del giacimento El Merk. Lo start-up produttivo è stato conseguito attraverso 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.
Sviluppo Il programma di sviluppo di El Merk prevede principalmente la perforazione di ulteriori 25 pozzi produttivi.
Egitto
Eni è presente in Egitto dal 1954; nel 2013 la produzione di idrocarburi è stata di 227 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando il 14% della produzione annuale di idrocarburi. Eni opera su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 10.386 chilometri quadrati (3.665 chilometri quadrati in quota Eni). Le principali attività produttive Eni sono condotte: (i) nel Golfo di Suez, principalmente nel giacimento Belayim (Eni 100%) e nel Western Desert, essenzialmente nella concessione Melehia (Eni 76%) e Ras Qattara (Eni 75%) con produzione di petrolio e condensati; (ii) nelle concessioni del Delta del Nilo di North Port Said (Eni 100%), di El Temsah (Eni 50%, operatore), di Baltim (Eni 50%, operatore), di Ras el Barr (Eni 50%) con produzione prevalentemente a gas. Nel 2013, la produzione di queste concessioni ha rappresentato circa il 94% della produzione in quota Eni del Paese.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Egitto sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.
Nel prossimo quadriennio l’Egitto si confermerà tra i primi Paesi produttori di Eni.
Golfo di Suez
Produzione La produzione dell’area è fornita principalmente dal giacimento Belayim, la prima grande scoperta a olio nel Paese, che ha prodotto circa 105 mila barili/giorno (56 mila in quota Eni) nel 2013.
Sviluppo Proseguono le attività di perforazione di pozzi di infilling nell’area di Belayim al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario. Le altre attività di sviluppo hanno riguardato il potenziamento del sistema di water injection del giacimento Abu Rudeis (Eni 100%). Il livello di acqua re-iniettata è del 99,5% pari a circa 27 mila metri cubi/giorno.
Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con due scoperte near field mineralizzate a olio nell’area di Belayim.
Delta del Nilo
North Port Said
Produzione Nel 2013, la produzione della concessione è stata di 31 mila boe/giorno (24 mila in quota Eni), circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati. Parte della produzione della concessione è destinata all’impianto di proprietà United Gas Derivatives Co (Eni 33,33%) con una capacità di trattamento di 37 milioni di metri cubi di gas/giorno, incrementata nel corso dell’anno, e una produzione annua di circa 380 mila tonnellate di propano, 305 mila tonnellate di GPL e 1,5 milioni di barili di condensati.
Sviluppo Le iniziative in corso hanno l’obiettivo di mantenere la produzione di gas sul livello attuale.
Baltim
Produzione Nel 2013 la produzione della concessione è stata di circa 62 mila boe/giorno (circa 20 mila in quota Eni); circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati.
Sviluppo Le attività eseguite hanno avuto l’obiettivo di mantenere la produzione di gas sul livello attuale.
Ras el Barr
Produzione Nel 2013 la produzione dell’area è stata di circa 112 mila boe/giorno (40 mila in quota Eni), principalmente gas proveniente dai giacimenti Ha’py, Akhen, Taurt e Seth.
Sviluppo Sono state completate le attività di perforazione di sviluppo del giacimento Seth.
El Temsah
Produzione La concessione comprende principalmente i campi di Temsah, Denise e Tuna la cui produzione nel 2013 è stata di circa 174 mila boe/giorno (52 mila in quota Eni); circa 8 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati in quota Eni.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) attività di infilling nei giacimenti Denise e Tuna al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario residuo; (ii) il proseguimento del programma di sviluppo del giacimento Deka.
Esplorazione nel Delta del Nilo Nel 2013, Eni si è aggiudicata con una quota del 100%, l’operatorship di un blocco esplorativo nelle acque profonde egiziane del Mediterraneo Orientale.
Western Desert
Produzione Altre attività produttive operate da Eni sono condotte nel Western Desert, in particolare nei permessi di sviluppo di Meleiha, Ras Qattara, West Abu Gharadig (Eni 45%) e West Razzak (Eni 100%) prevalentemente di petrolio. Nel 2013, le concessioni localizzate nel Western Desert hanno fornito circa l’11% della produzione in quota Eni del Paese.
Sviluppo L’attività dell’anno ha riguardato il proseguimento del programma di sviluppo della scoperta Emry Deep e attività di infilling in tutta l’area al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario residuo.
Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nella development lease di Meleiha 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.
Libia
Eni è presente in Libia dal 1959. L’attività è condotta nell’offshore mediterraneo di fronte a Tripoli e nel deserto libico per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 26.634 chilometri quadrati (13.294 chilometri quadrati in quota Eni). L’attività di esplorazione e sviluppo è concentrata nelle seguenti aree; onshore: (i) Area A, comprendente l’ex Concessione 82 (Eni 50%); (ii) Area B, ex-Concessione 100 (Bu Attifel) e il giacimento NC125 (Eni 50%); (iii) Area E, con il giacimento El Feel (Elephant) (Eni 33,3%); (iv) Area F con il Blocco 118 (Eni 50%); offshore: (i) Area C con il giacimento a olio di Bouri (Eni 50%); (ii) Area D con i Blocchi NC41 e NC169 (onshore), facenti parte del Western Libyan Gas Project (Eni 50%).
Nella fase esplorativa, Eni è operatore nell’area di Kufra (186/1,2,3 e 4 onshore) e nelle Aree Contrattuali onshore A e B e offshore D.
Le attività Eni in Libia sono regolate da contratti di Exploration and Production Sharing (EPSA) che hanno durata fino al 2042 per le produzioni a olio e al 2047 per quelle a gas.
Nell’attuale momento storico la Libia è uno dei Paesi a maggiore rischio per Eni a causa della perdurante fase d’instabilità interna che ha fatto seguito alla rivoluzione civile del 2011, talvolta da comportare interruzioni precauzionali delle nostre attività industriali. Nel corso del 2013 la performance operativa Eni è stata penalizzata in maniera rilevante da una lunga serie di eventi di forza maggiore riconducibili a scioperi, proteste, tensioni sociali che hanno costretto Eni a sospendere completamente per alcuni giorni nella parte finale dell’anno l’attività presso l’importante sito di Mellitah e a chiudere il gasdotto GreenStream. Ricordiamo che Eni è impegnata nel pieno ripristino del plateau produttivo nel Paese dopo la rivoluzione del 2011 a causa della quale Eni fu costretta a sospendere la quasi totalità delle attività operative e le esportazioni di gas per un periodo di circa 8 mesi con pesanti ripercussioni sui volumi e i risultati operativi di quell’esercizio. Nel 2013 gli impianti Eni in Libia hanno erogato 228 mila boe/giorno con una flessione dell’11,6% rispetto al 2012.
Area A
Produzione Situata nel deserto libico orientale, l’area comprende sei giacimenti a olio la cui produzione, avviata nel 1984, è trattata presso gli impianti del vicino giacimento Bu Attifel (Area B). Nel 2013 la produzione ottenuta da questi giacimenti è stata di circa 4 mila barili/giorno.
Area B
Produzione L’area, situata nel deserto libico orientale, comprende il giacimento a olio di Bu Attifel, scoperto nel 1967 e in produzione dal 1972, e il giacimento minore situato nel Blocco NC 125. Nel 2013 la produzione dell’area è stata di circa 53 mila barili/giorno (circa 6 mila in quota Eni).
Area C
Produzione L’area, situata nell’offshore mediterraneo di fronte a Tripoli, comprende il giacimento a olio Bouri, scoperto nel 1976 e in produzione dal 1988, che nel 2013 ha fornito circa 39 mila barili/giorno (circa 15 mila in quota Eni). Lo sfruttamento avviene mediante due piattaforme di produzione collegate a un’unità navale di stoccaggio e di un terminale offshore della capacità di circa 1,5 milioni di barili.
Area D
Produzione L’area comprende il Blocco offshore NC41 e quello onshore NC169 sviluppati congiuntamente nell’ambito del Western Libyan Gas Project. La produzione è fornita: (i) dal giacimento onshore Wafa avviato nel settembre 2004, che nel 2013 ha prodotto circa 91 mila boe/giorno di liquidi e gas naturale (74 mila in quota Eni); (ii) dal giacimento offshore Bahr Essalam, avviato nell’agosto 2005, che nel 2013 ha prodotto circa 160 mila boe/giorno di liquidi e gas naturale (131 mila in quota Eni). La produzione onshore è trattata presso le facility di Wafa, il gas è commercializzato in loco o destinato all’export; i liquidi sono inviati via pipeline all’impianto di Mellitah per il frazionamento e la commercializzazione dell’olio e dei condensati. La produzione offshore è operata attraverso la piattaforma Sabratha, installata sul giacimento di Bahr Essalam, dove i liquidi e il gas sono sottoposti a pre-trattamento e, tramite condotte sottomarine, inviati all’impianto costiero di Mellitah per il trattamento finale. La maggior parte del gas prodotto dai due giacimenti è esportato in Europa attraverso il gasdotto GreenStream. Nel 2013 i volumi esportati sono stati di circa 5,5 miliardi di metri cubi, mentre sono circa 4 miliardi di metri cubi quelli venduti in Libia per la generazione di energia elettrica.
Area E
Produzione L’area, situata nella zona desertica Sud-Occidentale a circa 800 chilometri da Tripoli, comprende il giacimento a olio El Feel (Elephant) che nel 2013 ha prodotto circa 53 mila barili/giorno (circa 2 mila in quota Eni). Il petrolio è trattato presso le facility presenti nell’area e poi inviato tramite oleodotto all’impianto costiero di Mellitah per lo stoccaggio e la commercializzazione.
Tunisia
Eni è presente in Tunisia dal 1961; nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 13 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nelle aree desertiche del sud e nell’offshore mediterraneo di fronte a Hammamet, per una superficie complessiva sviluppata di 6.464 chilometri quadrati (di cui 2.274 in quota Eni).
Le attività d’esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di concessione.
Produzione La produzione è fornita principalmente dai blocchi offshore di Maamoura e Baraka (entrambi operati con una quota del 49%) e onshore di Adam (Eni 25%, operatore), Oued Zar (Eni 50%, operatore), Djebel Grouz (Eni 50%, operatore), MLD (Eni 50%) ed El Borma (Eni 50%).
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi di ottimizzazione sulle concessioni in produzione per contrastare il naturale declino produttivo.
