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Ecuador

Eni è presente in Ecuador dal 1988, nel 2011 la produzione in quota Eni è stata di 7 mila barili/giorno. L’attività è condotta nel Blocco 10 (Eni 100%) situato nella Foresta Amazzonica, per una superficie sviluppata di 1.985 chilometri quadrati in quota Eni.

Le attività di Eni nel Paese sono regolate da un contratto di servizio, con durata fino al 2023.

Produzione La produzione è fornita dal giacimento a olio di Villano, avviato nel 1999. Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una Central Production Facility collegata via pipeline alle facility di stoccaggio sulla costa pacifica. Le attività dell’anno hanno riguardato interventi per contrastare il naturale declino produttivo.

Stati Uniti

Eni è presente negli Stati Uniti dal 1968 ed opera nel Golfo del Messico, Alaska e, più recentemente, nell’onshore del Texas.

La superficie sviluppata e non sviluppata si estende per 8.982 chilometri quadrati (5.123 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2011 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 98 mila boe/giorno.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni negli Stati Uniti sono regolate da contratti di concessione.

Golfo del Messico

Eni partecipa in 307 blocchi di esplorazione e sviluppo nell’offshore profondo e convenzionale del Golfo del Messico, di cui 191 come operatore.

Produzione I principali giacimenti operati sono Allegheny, Appaloosa e Morphet (Eni 100%); Longhorn-Leo, Devils Towers e Triton (Eni 75%) nonché King Kong (Eni 54%) e Pegasus (Eni 58%). Inoltre Eni partecipa nei giacimenti di Medusa (Eni 25%), Europa (Eni 32%) e Thunder Hawk (Eni 25%).

Nel 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Appaloosa, nel Golfo del Messico, con una produzione pari a circa 7 mila barili/giorno. Il petrolio è trattato presso la piattaforma operata Corral con una capacità di 33 mila barili/giorno in quota Eni.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi di workover sul giacimento Goldfinger (Eni 100%) e Spiderman (Eni 36,7%) nonché la perforazione di pozzi di sviluppo su Triton.

Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal ad olio e gas Hadrian North nel Blocco KC919 (Eni 25%), consentendo il sanzionamento del progetto di sviluppo della Greater Hadrian Area.

Texas

Sviluppo È proseguito lo sviluppo dell’area Alliance (Eni 27,5%), nel bacino di Fort Worth, asset acquisito a seguito dell’accordo siglato con Quicksilver Resources Inc. nel 2009, contenente riserve di gas shale. La produzione è prevista raggiungere il plateau di circa 9 mila boe/ giorno in quota Eni nel 2012.

Alaska

Eni partecipa in 135 blocchi di esplorazione e sviluppo con quote comprese tra il 10% e il 100%, dei quali 59 operati.

Produzione Il giacimento offshore a olio di Oooguruk (Eni 30%) ha prodotto 7 mila barili/giorno (circa 2 mila in quota Eni) nel 2011. La produzione è trattata presso l’impianto onshore DS- 3H.

Nel 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), nell’offshore dell’Alaska, nell’area del North Slope, che contiene risorse di 220 milioni di barili. Continuano le attività di drilling a progetto. Lo sviluppo di Nikaitchuq è stato reso possibile dall’utilizzo di tecnologie innovative: (i) la tecnologia proprietaria Eni Circulation Device che ha permesso di massimizzare il tratto orizzontale dei pozzi, anche a profondità ridotte; (ii) il completamento con il rilevamento della temperatura nel tratto orizzontale del pozzo attraverso sensori a fibra ottica per aumentare il fattore di recupero (Distributed Temperature Sensing e Injection Control Devices); (iii) la prima installazione mondiale di una pompa elettrica sommersa completamente estraibile senza l’uso di impianti di workover. Il completamento è atteso nel 2014. La produzione media annua raggiungerà un plateau di circa 21 mila barili/giorno in quota Eni nel 2016.

Trinidad e Tobago

Eni è presente in Trinidad e Tobago dal 1970; nel 2011 la produzione in quota Eni è stata di 2 milioni di metri cubi/giorno (pari a 10 mila boe/giorno). L’attività è concentrata nell’offshore settentrionale di Trinidad, per una superficie sviluppata di 382 chilometri quadrati (66 chilometri quadrati in quota Eni).

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

Produzione La produzione è fornita dai giacimenti a gas di Chaconia, Ixora, Hibiscus, Poinsettia, Bougainvillea e Heliconia nel Blocco North Coast Marine Area 1 (Eni 17,3%). Lo sfruttamento dei giacimenti avviene mediante l’utilizzo di due piattaforme fisse collegate alle facility di trattamento di Hibiscus. Il gas prodotto è utilizzato per alimentare i treni 2, 3 e 4 dell’impianto di liquefazione Atlantic LNG in base a contratti di lungo termine. La produzione di GNL è venduta principalmente sul mercato statunitense e su altri mercati su base spot.

Venezuela

Eni è presente in Venezuela dal 1998; nel 2011 la produzione in quota Eni è stata di 9 mila barili/giorno. L’attività è concentrata nel Golfo del Venezuela, nel Golfo di Paria e nell’onshore dell’Orinoco per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.427 chilometri quadrati (914 chilometri quadrati in quota Eni).

Le attività di esplorazione e produzione dei giacimenti di petrolio di Eni in Venezuela sono regolate dal regime di “Impresa Mista”. Nel regime di Impresa Mista una società di diritto venezuelano è titolare dei relativi diritti minerari, svolge direttamente le operazioni petrolifere ed è partecipata da CVP (Corporación Venezuelana de Petróleo) o altra affiliata di PDVSA con una quota minima pari al 60%.

Produzione La produzione è fornita dal giacimento di petrolio Corocoro (Eni 26%) nel Golfo di Paria Ovest. Nel corso del 2012, con l’entrata in funzione della Central Production Facility (CPF), si prevede di superare il picco di 42 mila barili/giorno (circa 11 mila in quota Eni). L’ulteriore fase di sviluppo permetterà di raggiungere un livello produttivo di oltre 51 mila barili/giorno nel 2015.

Sviluppo Sono proseguite le attività progettuali per lo sviluppo del giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%), nella Faja dell’Orinoco, con volumi “in place” certificati di 35 miliardi di barili. La produzione è prevista in avvio nel 2012 con un plateau produttivo nella prima fase di 75 mila barili/giorno, e un plateau di lungo termine di 240 mila barili/ giorno entro il 2018. Il progetto prevede anche la realizzazione di una raffineria con una capacità di circa 350 mila barili/giorno che consentirà di processare anche semilavorati provenienti da altri impianti di PDVSA. Nel corso del 2011 sono stati assegnati i contratti di ingegneria upstream relativi agli impianti di trattamento. L’avvio delle attività di perforazione è previsto nel 2012. Eni ha concordato di finanziare la quota PDVSA dei costi di sviluppo per la fase di produzione anticipata fino ad un ammontare pari a $1,5 miliardi. Inoltre Eni dedicherà una parte del bonus di Junin 5 e fornirà un finanziamento a PDVSA per un totale combinato di $500 milioni per la realizzazione di una centrale elettrica nella penisola di Guiria, confermando il proprio impegno nella promozione di un modello di sviluppo sostenibile.

Esplorazione Sono terminate le attività di appraisal e pre-sviluppo della grande scoperta a gas di Perla, localizzata nel Blocco Cardon IV (Eni 50%), nel Golfo del Venezuela. La perforazione dei pozzi Perla 4 e 5 ha incrementato il potenziale del giacimento ad oltre 450 miliardi di metri cubi di gas in posto. PDVSA detiene il diritto di entrare nella società durante la fase di sviluppo con una partecipazione del 35%. Eni conserverà la quota del 32,5% nel progetto, che sarà operato congiuntamente. La FID della prima fase di sviluppo è stata sanzionata nel corso dell’anno ed è stato firmato un Gas Sale Agreement con PDVSA. Sono in corso di assegnazione i contratti EPC per la realizzazione del progetto. Inoltre, nell’ambito delle iniziative Eni a sostegno delle comunità locali sono state avviate le attività per la realizzazione di edifici adibiti all’istruzione primaria in prossimità dell’area costiera del blocco.

La prima fase accelerata di sviluppo (early-production) della scoperta Perla, prevede la messa in produzione degli attuali pozzi di scoperta e l’installazione di piattaforme collegate tramite gasdotto ad un impianto di trattamento onshore. Il target produttivo stimato in circa 10 milioni di metri cubi/giorno è atteso nel 2014. Lo sviluppo del giacimento continuerà con ulteriori due fasi di sviluppo che prevedono la perforazione di pozzi addizionali e l’upgrading delle facility di trattamento. Il plateau di produzione è stimato in circa 34 milioni di metri cubi/giorno.

Altre attività esplorative riguardano il Golfo di Paria Centrale (Eni 19,5%), dove è situata la scoperta a olio Punta Sur nonché i permessi esplorativi di Punta Pescador e Golfo de Paria Ovest (Eni 40%), quest’ultimo coincidente con il permesso del giacimento a petrolio di Corocoro.

Cash flow * 2012-2015 USA

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