Resto d'Europa
Norvegia
Eni è presente in Norvegia dal 1965. L’attività è condotta nel Mare di Norvegia, nel Mare del Nord norvegese e nel Mare di Barents per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 11.566 chilometri quadrati (3.779 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2013 la produzione Eni nel Paese è stata di 106 mila boe/giorno.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Norvegia sono regolate da Production License. La Production License (PL) autorizza il detentore a effettuare rilievi sismografici, attività di perforazione e produzione sino alla scadenza contrattuale, con possibilità di rinnovo.
Nel medio termine, la produzione Eni nel Paese è prevista in crescita per effetto dello sviluppo dei progetti in portafoglio.
Mare di Norvegia
Produzione Eni partecipa in 10 licenze produttive. I principali giacimenti sono Åsgard (Eni 14,82%), Kristin (Eni 8,25%), Heidrun (Eni 5,17%), Mikkel (Eni 14,9%), Tyrihans (Eni 6,2%), Marulk (Eni 20%, operatore) e Morvin (Eni 30%) che nel 2013 hanno fornito il 79% della produzione Eni del Paese.
Nell’anno 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).
Le facility di Åsgard raccolgono la produzione gas dei giacimenti della zona per il successivo trasferimento via pipeline al centro di trattamento di Karsto e da lì in Europa presso il terminale di Dornum in Germania. La produzione di liquidi dell’area, ottenuta prevalentemente mediante FPSO, è venduta FOB.
Sviluppo Sono proseguite le attività di installazione di una stazione di compressione sottomarina del giacimento Åsgard. Il programma in corso ha l’obiettivo di mantenere l’attuale profilo produttivo del giacimento. Continuano le attività di valorizzazione delle recenti scoperte nei pressi di Åsgard, in particolare su Midgard e Mikkel.
Esplorazione Eni partecipa in 33 Prospecting License con quote comprese tra il 5% e il 50%, 4 delle quali operate.
Mare del Nord Norvegese
Produzione Eni partecipa in 5 licenze produttive. Il principale giacimento è Ekofisk (Eni 12,39%) nella PL 018, che nel 2013 ha prodotto circa 22 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando il 21% della produzione Eni del Paese. La produzione di Ekofisk e dei satelliti è trasportata via pipeline presso il terminale di Teesside nel Regno Unito per il petrolio e il terminale di Emden in Germania per il gas.
Sviluppo Le attività dell’anno hanno riguardato l’attività di mantenimento e ottimizzazione della produzione di Ekofisk. 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.
Esplorazione Eni partecipa in 6 Prospecting License con quote comprese tra il 12% e il 45%, una delle quali operate. Nell’anno l’attività esplorativa ha avuto esito positivo 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.
Mare di Barents
L’attività condotta nel Mare di Barents riguarda attualmente la fase esplorativa e di sviluppo. Eni partecipa in 18 licenze, di cui 13 come operatore. Si tratta di un’area strategica considerata l’entità delle risorse in sviluppo che dovrà avvenire nel rispetto dei più rigorosi standard di sicurezza e tutela delle persone e dell’ambiente considerata la delicatezza dell’ecosistema.
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.
Sviluppo L’attività di sviluppo è concentrata sul giacimento Goliat nella PL 229 (Eni 65%, operatore), la principale scoperta dell’area effettuata nel 2000 a una profondità d’acqua di 370 metri. Il progetto è in fase di realizzazione con start-up produttivo atteso alla fine del 2014 e 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.
Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo 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.
Regno Unito
Eni è presente nel Regno Unito dal 1964. L’attività è condotta nel Mare del Nord inglese, nel Mare d’Irlanda e nell’oceano Atlantico per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 1.441 chilometri quadrati (638 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2013, la produzione in quota Eni nel Paese è stata di 41 mila boe/giorno (di cui circa il 40% di liquidi).
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.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Regno Unito sono regolate da contratti di concessione.
Produzione Eni partecipa in 5 aree produttive, di cui la Hewett Area come operatore con una quota dell’89,3%. Gli altri principali giacimenti sono Elgin/Franklin, West Franklin (Eni 21,87%), Liverpool Bay (Eni 53,9%, 100% a seguito dell’acquisizione nel 2014 della quota residua), J Block Area (Eni 33%) e MacCulloch (Eni 40%) che nel 2013 hanno fornito l’80% della produzione Eni del Paese.
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.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il giacimento West Franklin 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.
Esplorazione Eni partecipa in 12 blocchi esplorativi con quote comprese tra il 7% e il 60%, 3 dei quali operati.
