Resto dell’Asia

Eni è presente in Cina dal 1984. Nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 8 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nel Mar Cinese Meridionale su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 5.206 chilometri quadrati (5.149 chilometri quadrati in quota Eni).

Nel marzo 2013, Eni e CNPC hanno firmato un Joint Study Agreement per lo sviluppo del blocco a shale gas denominato Rongchangbei, che si estende per circa 2.000 chilometri quadrati nel Sichuan Basin, in Cina. Quest’area è a oggi la più promettente nel Paese.

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

Produzione La produzione è fornita dai Blocchi offshore 16/08 e 16/19, attraverso 8 piattaforme fisse con collegamento sottomarino a una FPSO. La produzione di gas naturale proveniente dal giacimento HZ21-1 è trasferita mediante pipeline sottomarina al terminale di Zhuhai e venduta alla compagnia di Stato cinese CNOOC. La produzione di petrolio è fornita principalmente dal giacimento HZ25-4 (Eni 49%). Le operazioni sono condotte dal consorzio CACT-OG (Eni 16,33%). Nel dicembre 2013, il Blocco 16/08 è stato rilasciato.

Eni è presente in Indonesia dal 2001; nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 16 mila boe/giorno prevalentemente gas. L’attività è concentrata nell’area offshore orientale e nell’onshore del Kalimantan orientale, nell’offshore dell’isola di Sumatra e nell’onshore/offshore di West Timor e West Papua. La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 28.999 chilometri quadrati (19.209 chilometri quadrati in quota Eni) su un totale di 13 blocchi.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.

Nel medio termine, le iniziative di sviluppo in corso consentiranno di aumentare la produzione.

Produzione La produzione deriva dal permesso Sanga Sanga (Eni 37,8%), dove sono in produzione sette giacimenti prevalentemente a gas che alimentano l’impianto di liquefazione di Bontang, uno dei più grandi al mondo. Il gas liquefatto viene esportato in Giappone, Corea del Sud e Taiwan.

Sviluppo 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.

Eni è presente in Iraq dal 2009 con attività di sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata di 1.074 chilometri quadrati (446 chilometri quadrati in quota Eni). La produzione è fornita dal giacimento Zubair (Eni 41,6%) che nel 2013 ha prodotto 22 mila barili/giorno in quota Eni.

Le attività di produzione e sviluppo sono regolate da un Technical Service Contract.

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 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.

Eni è presente in Pakistan dal 2000; nel 2013 la produzione in quota Eni è stata di 52 mila boe/giorno, prevalentemente gas. L’attività di Eni si svolge principalmente in ambito onshore, su di una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 28.121 chilometri quadrati (10.335 chilometri quadrati in quota Eni).

Le attività di esplorazione e produzione di Eni sono regolate da contratti di concessione (attività onshore) e Production Sharing Agreement (attività offshore).

Produzione I principali permessi partecipati da Eni sono Bhit/Badhra (Eni 40%, operatore), Sawan (Eni 23,68%) e Zamzama (Eni 17,75%) che nel 2013 hanno prodotto circa il 75% della produzione Eni nel Paese.

Sviluppo Le attività dell’anno hanno riguardato interventi per contrastare il declino produttivo dei giacimenti.

Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta onshore a gas di Lundali 1 nella concessione Sukhpur (Eni 45%, operatore) con un potenziale produttivo superiore alle 3 mila boe/giorno e con la scoperta a gas di Bhadra North-2.

Eni è presente in Turkmenistan dal 2008 a seguito dell’acquisizione di Burren Energy Plc. L’attività è condotta nella parte occidentale del Paese per una superficie sviluppata di 200 chilometri quadrati in quota Eni, suddivisa in quattro aree. Nel 2013, la produzione in quota Eni è stata di 10 mila boe/giorno.

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

Produzione Eni è operatore con la quota del 100% del Blocco Nebit Dag. La produzione è fornita essenzialmente dal giacimento a olio di Burun. L’olio prodotto è trattato dalla locale Raffineria di Turkmenbashi. Eni viene compensata dalle Autorità Turkmene con un’equivalente quantità, in valore, di greggio al terminale di Okarem, sulla costa meridionale del Mar Caspio, dove è venduta FOB. Il gas prodotto è utilizzato per consumi interni e per gas lift a supporto della produzione del campo di Burun. L’ammontare residuo è trasportato da Turkmenneft, tramite il grid locale.

Sviluppo Le attività dell’anno hanno riguardato interventi a sostegno della produzione.