Australia e Oceania

Australia

Eni è presente in Australia dal 2001; nel 2013 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 30 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore convenzionale e profondo per una superficie sviluppata e non sviluppata di 23.576 chilometri quadrati (13.622 chilometri quadrati in quota Eni).

Le principali aree di produzione partecipate da Eni si trovano nei Blocchi WA-33-L (Eni 100%), JPDA 03-13 (Eni 10,99%) e JPDA 06-105 (Eni 40%, operatore).

Nella fase di appraisal/sviluppo Eni partecipa nelle aree NT/P68 (Eni 50%) e NT/P48 (Eni 32,5%). Nell’ottobre 2013 è stata effettuata la scoperta a gas con il pozzo di appraisal Evans Shoal North-1 nel permesso NT/P48. Il potenziale della scoperta è stimato in circa 226 miliardi di metri cubi di gas in place.

Inoltre Eni detiene quote in ulteriori 7 licenze esplorative, di cui una in JPDA.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Australia sono regolate da contratti di concessione e, limitatamente alla zona di cooperazione tra Australia e Timor Leste (Joint Petroleum Development Area - JPDA), da Production Sharing Agreement.

Blocco JPDA 03-13

Produzione Il giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan, in produzione dal 2004, ha prodotto 173 mila boe/giorno (circa 13 mila boe in quota Eni) nel 2013. La produzione di liquidi è supportata da tre piattaforme di trattamento e da un’unità FSO. Il gas è trattato presso l’impianto di liquefazione di Darwin della capacità di 3,6 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti alla carica di 5 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale) collegato attraverso un gasdotto della lunghezza di circa 500 chilometri. Il GNL è venduto a operatori elettrici giapponesi sulla base di contratti di lungo termine.

Sviluppo Sono in corso le attività della fase 3 di sviluppo con l’obiettivo d’incrementare la produzione di liquidi e sostenere la produzione di GNL.

Blocco JPDA 06-105

Produzione Il giacimento a olio di Kitan (Eni operatore con il 40%), in produzione dal 2011, ha prodotto 16 mila barili/giorno nel 2013 (circa 5 mila in quota Eni). Lo sfruttamento del giacimento avviene attraverso 3 pozzi di produzione sottomarini e un impianto FPSO per il trattamento dell’olio.

Sviluppo Sono state avviate le attività della Fase 2 di sviluppo del giacimento Kitan che prevede la perforazione e il completamento di un pozzo di sviluppo nella parte orientale del giacimento e collegamento all’esistente FPSO.

Blocco WA-33-L

Produzione Il giacimento a gas Blacktip (Eni 100%), in produzione dal 2009, ha prodotto 662 milioni di metri cubi/anno nel 2013. Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una piattaforma di produzione collegata attraverso una pipeline della lunghezza di 108 chilometri a un impianto di trattamento del gas onshore della capacità di 1,2 miliardi di metri cubi/anno. Il gas è fornito alla società australiana Power & Water Utility Co per l’alimentazione di una centrale di generazione elettrica sulla base di un contratto della durata di 25 anni.