Africa Sub-Sahariana

Eni è presente in Angola dal 1980; nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 87 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore convenzionale e profondo per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 21.489 chilometri quadrati (4.443 in quota Eni). I principali blocchi produttivi partecipati da Eni sono: (i) il Blocco 0 (Eni 9,8%) nell’offshore di fronte a Cabinda nel nord della costa angolana; (ii) le Development Area dell’ex Blocco 3 (Eni 12%) nell’offshore del bacino del Congo; (iii) le Development Area del Blocco 14 (Eni 20%) nell’offshore profondo a ovest del Blocco 0; (iv) le Development Area dell’ex Blocco 15 (Eni 20%) nell’offshore profondo del bacino del Congo; e (v) Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore) in fase di sviluppo.

Eni partecipa in concessioni non in produzione, in particolare nella Development Area Lianzi (14K/A Imi Unit Area; Eni 10%), nel Blocco 35/11 (Eni 30%, operatore), nel Blocco 3/05-A (Eni 12%), nell’onshore di Cabinda North (Eni 15%) e nelle Open Areas (del Blocco 2) del Progetto Gas con il 20%.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Angola sono regolate da contratti di concessione e da Production Sharing Agreement.

Nel prossimo quadriennio, grazie al contributo dei progetti in fase di sviluppo, la produzione di Eni è prevista in crescita.

Blocco 0

Enlarge image Produzione Il blocco è suddiviso nelle due Aree A e B. Nel 2013 la produzione di petrolio del blocco è stata di circa 303 mila barili/giorno (circa 30 mila in quota Eni) fornita principalmente dai giacimenti Takula, Malongo e Mafumeira nell’Area A (circa 19 mila barili/giorno in quota Eni) e dai giacimenti di Bomboco, Kokongo, Lomba, N’Dola, Nemba e Sanha nell’Area B (circa 11 mila barili in quota Eni).

Sviluppo Sono proseguite le attività di riduzione del flaring gas sul giacimento Nemba nell’Area B. Il completamento è atteso nel 2015 con una riduzione dei volumi bruciati di circa l’85%. Nell’area A, 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. Per contrastare il naturale declino dell’area, sono in corso attività di infilling ed esplorative near field.

Blocco 3

Produzione Il Blocco 3 è suddiviso in tre aree produttive offshore. Nel 2013 la produzione complessiva dell’area è stata di circa 50 mila barili/giorno (circa 3 mila in quota Eni).

Sviluppo Sono in corso studi di Concept Definition sulle scoperte di Punja e Caco-Gazela.

Blocco 14

Produzione Nel 2013 le Development Area del Blocco 14 hanno prodotto circa 139 mila barili/giorno (circa 18 mila in quota Eni) pari a circa il 20% della produzione Eni nel Paese. Si tratta di una delle aree più prolifiche dell’offshore dell’Africa Occidentale, annoverando a oggi 9 scoperte commerciali. I principali giacimenti del blocco sono: (i) Kuito, in produzione dal 1999, con circa 3 mila barili/giorno in quota Eni nel 2013; (ii) Landana e Tombua, avviati nel 2009, con circa 9 mila boe/giorno in quota Eni. Lo sfruttamento avviene attraverso una Compliant Piled Tower (CPT) dotata di facility di trattamento; (iii) Benguela-Belize/Lobito-Tomboco, avviati nel 2006, con circa 6 mila barili/giorno in quota Eni. Lo sfruttamento avviene attraverso una CPT dotata di facility di trattamento per Benguela/Belize e un sistema sottomarino di collegamento per Lobito/Tomboco. Il petrolio è trattato presso il terminale di Malongo. Il gas associato prodotto nell’area, inizialmente re-iniettato nel reservoir di Nemba, sarà successivamente trasportato, attraverso la realizzazione di facility di trasporto, all’impianto di liquefazione A-LNG (v. di seguito).

Sviluppo Le attività hanno riguardato principalmente il progetto Lianzi nel Blocco 14 K/A Imi (Eni 10%) attraverso il collegamento alle facility produttive presenti nell’area. Sono in corso attività di Concept Selection delle recenti scoperte di Malange e Lucapa.

Blocco 15

Produzione Nel 2013 il blocco ha prodotto circa 385 mila barili/giorno (circa 33 mila in quota Eni). È considerata l’area con il più elevato potenziale minerario dell’offshore dell’Africa Occidentale con riserve recuperabili di petrolio stimate in 2,55 miliardi di barili. I principali giacimenti in produzione localizzati nell’area di scoperta denominata Kizomba sono: (i) Hungo/Chocalho, avviati nell’agosto 2004 nell’ambito della fase A di sviluppo delle riserve di Kizomba; (ii) Kissanje/Dikanza, avviati nel luglio 2005 nell’ambito della fase Kizomba B; (iii) il progetto Kizomba satelliti-fase 1, avviato nel 2012. Lo sfruttamento dei giacimenti avviene attraverso l’impiego di unità FPSO. Nel 2013 i giacimenti dell’area Kizomba hanno prodotto complessivamente circa 278 mila barili/giorno (circa 27 mila in quota Eni). Altri importanti giacimenti del Blocco 15 sono Mondo e Saxi/Batuque, che nel 2013 hanno prodotto complessivamente circa 107 mila barili/giorno (circa 6 mila in quota Eni).

Nel medio termine, il contrasto del declino produttivo dell’area sarà assicurato dal progressivo sviluppo delle scoperte satelliti.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il progetto Kizomba satelliti Fase 2. 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.

Blocco 15/06

Le attività dell’area riguardano il programma di sviluppo dei due progetti West Hub, sanzionato nel 2010, ed East Hub, sanzionato nel corso del 2013.

Il progetto West Hub prevede lo sviluppo delle scoperte di Sangos, Cinguvu e Mpungi cui saranno aggiunte, in fase successiva, l’importante ritrovamento di Vandumbu per un totale di circa 200 milioni di barili di petrolio. La prima fase del progetto West Hub prevede la perforazione di 21 pozzi sottomarini (12 produttori e 9 iniettori) collegati a FPSO della capacità di 100 mila barili/giorno con start-up atteso alla fine del 2014, al quale si aggiungerà l’inclusione del campo di Vandumbu collegato alla stessa FPSO. Il picco produttivo stimato è pari a circa 80 mila barili/giorno nel 2016.

Il progetto East Hub prevede la messa in produzione della scoperta Cabaça South-East, con potenziale minerario complessivo stimato in oltre 230 milioni di barili. Il programma di sviluppo prevede la perforazione di 10 pozzi sottomarini collegati ad una FPSO con una capacità di 80 mila barili/giorno. Il picco produttivo pari a 55 mila barili/giorno è previsto nel 2017.

Ulteriori studi di sviluppo sono in corso per l’avvio produttivo delle scoperte limitrofe.

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel blocco con la scoperta a olio di Vandumbu 1.

Angola LNG

Nel corso dell’anno 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 di liquefazione del gas è 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 tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas.

Eni partecipa inoltre con il 20% nel consorzio Gas Project per la valutazione e l’esplorazione di riserve di gas da destinare alla realizzazione di un secondo treno di liquefazione GNL o a progetti alternativi per la commercializzazione del gas e dei liquidi associati.

Enlarge image Eni è presente in Congo dal 1968. La produzione in quota Eni nel 2013 è stata di 120 mila boe/giorno. L’attività è condotta nell’offshore convenzionale e profondo di fronte a Pointe-Noire e nell’onshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 4.725 chilometri quadrati (3.125 in quota Eni).

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.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Congo sono regolate da Production Sharing Agreement.

Nel medio termine, la produzione di Eni è prevista in crescita per effetto dello sviluppo dei progetti in corso.

Produzione La produzione è fornita principalmente dai giacimenti operati di Zatchi (Eni 65%), Loango (Eni 50%), Ikalou (Eni 100%), Djambala, Foukanda e Mwafi (Eni 35%), Kitina (Eni 65%), Awa Paloukou (Eni 90%), M’Boundi (Eni 83%), Kouakouala (Eni 75%), Zingali e Loufika (Eni 85%), con una produzione nel 2013 di circa 90 mila boe/giorno. I giacimenti non operati situati nei permessi produttivi PEX, Pointe Noire Grand Fond e Likouala (Eni 35%) hanno fornito complessivamente circa 30 mila boe/giorno.

Sviluppo 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 (Eni 65%, operatore). 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.

Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel Blocco offshore Marine XII con la scoperta a olio e gas e l’appraisal di Nenè 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.

Eni è presente nel Paese dal 2006 ed è operatore dell’Area 4 esplorativa nel bacino offshore di Rovuma. Si tratta di una nuova frontiera nell’industria mondiale degli idrocarburi grazie alle straordinarie scoperte di gas che sono state realizzate a esito di un’intensa campagna esplorativa nell’arco di 2 anni. Ad oggi sono state accertate risorse pari a 2.650 miliardi di metri cubi localizzate in differenti sezioni dell’area.

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. 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. 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.

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Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2013 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 125 mila boe/giorno. L’attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 36.286 chilometri quadrati (7.646 chilometri quadrati in quota Eni) concentrata nelle aree onshore e offshore del Delta del Niger.

Nella fase di produzione/sviluppo Eni è operatore nell’onshore dei quattro Oil Mining Leases (OML) 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) e nell’offshore degli OML 125 (Eni 85%), OPL 245 (Eni 50%) e partecipa nell’OML 118 (Eni 12,5%), nonché nei service contract OMLs 116 e 119.

Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa in 22 blocchi onshore (Eni 5%) e in 5 blocchi dell’offshore convenzionale (Eni 12,86%).

Nella fase esplorativa Eni è operatore delle OML 134 (Eni 85%) e OPL 2009 (Eni 49%) nell’offshore e dell’OPL 282 (Eni 90%) e OPL 135 (Eni 48%) nell’onshore. Inoltre partecipa nell’OML 135 (Eni 12,5%).

Nell’anno, sono stati avviati: (i) progetti a sostegno dello sviluppo locale per il miglioramento delle condizioni sanitarie, lo sviluppo in ambito agricolo e di accesso all’istruzione; (ii) 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.

L’attività Eni in Nigeria è regolata da Production Sharing Agreement e da contratti di concessione e, in due titoli, da contratti di servizio nei quali Eni agisce in qualità di contractor per conto delle compagnie di Stato.

Blocchi OMLs 60, 61, 62 e 63

Produzione Le quattro licenze onshore hanno fornito nel 2013 il 43% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 53 mila boe/giorno. La produzione di liquidi e gas è supportata dall’impianto di Obiafu-Obrikom della capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e dal terminale di carico delle petroliere a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,5 milioni di barili di petrolio. Una parte significativa delle riserve di gas delle quattro licenze è destinata all’impianto di liquefazione di Bonny Island N-LNG (v. di seguito). Parte della produzione di gas alimenta la centrale termoelettrica a ciclo combinato di Kwale-Okpai della capacità di generazione di 480 megawatt. Nel 2013 le forniture alla centrale sono state di circa 2 milioni di metri cubi/giorno, pari a circa 10 mila boe/giorno (circa 2 mila boe/giorno in quota Eni).

Sviluppo Proseguono le principali iniziative finalizzate ad assicurare le forniture di gas all’impianto GNL di Bonny. In particolare, 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.

Blocco OML 118

Produzione Nel 2013 il giacimento Bonga ha prodotto circa 13 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. La produzione è supportata da un’unità FPSO della capacità di trattamento di 225 mila barili/giorno e di stoccaggio di 2 milioni di barili. Il gas associato è convogliato su una piattaforma di raccolta situata sul campo EA e da qui inviato all’impianto di liquefazione di Bonny.

Sviluppo Le attività dell’anno hanno riguardato il giacimento Bonga NW. Il programma di sviluppo prevede la perforazione e completamento di pozzi produttori e iniettori.

Blocco OML 119

Produzione La produzione è fornita dai giacimenti Okono/Okpoho che nel 2013 hanno prodotto circa 2 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni attraverso una FPSO con capacità di trattamento di 80 mila barili/giorno e di stoccaggio di 1 milione di barili.

Blocco OML 116

Produzione La produzione è fornita dal giacimento Agbara che nel 2013 ha prodotto circa 3 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni.

Blocco OML 125

Produzione La produzione è fornita dal giacimento Abo che nel 2013 ha prodotto circa 19 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. La produzione è supportata da un’unità FPSO della capacità di trattamento di 45 mila barili/giorno e di stoccaggio di 800 mila barili.

Nell’anno è stato conseguito lo start-up del progetto Abo-Fase 3, sanzionato a fine 2012, con una produzione pari a circa 5 mila barili/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.

SPDC Joint Venture (NASE)

Nel 2013, la produzione fornita dalla SPDC JV ha rappresentato circa il 28% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 35 mila boe/giorno.

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 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.

Nigeria GNL

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 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.

Eni partecipa con il 17% nel progetto Brass LNG Ltd per la realizzazione di un impianto GNL nei pressi dell’esistente terminale di Brass, a circa 100 chilometri a ovest di Bonny. L’impianto avrà a regime una capacità produttiva di 10 milioni di tonnellate/anno di GNL, articolata su due treni di trattamento, corrispondenti al feed gas di circa 16,7 miliardi di metri cubi/anno (circa 1,3 miliardi di metri cubi in quota Eni) per venti anni. Le forniture all’impianto saranno assicurate attraverso la raccolta del gas associato proveniente da giacimenti in produzione e lo sviluppo di giacimenti a gas dei Blocchi onshore OMLs 60 e 61.