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Australia

Eni è presente in Australia dal 2001; nel 2011 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 28 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore convenzionale e profondo per una superficie sviluppata e non sviluppata di 50.520 chilometri quadrati (25.647 chilometri quadrati in quota Eni).

Le principali aree di produzione partecipate da Eni si trovano nel Blocco WA-33-L (Eni 100%), nel Blocco WA-25-L (Eni 65%, operatore), nel Blocco JPDA 03-13 (Eni 10,99%) e nel Blocco JPDA 06-105 (Eni 40%, operatore). Nella fase esplorativa Eni partecipa in 10 licenze (di cui 1 al 100%).

Nel maggio 2011 Eni ha firmato un accordo con la società MEO Australia per l’ingresso nello sviluppo delle scoperte a gas di Heron e Blackwood nel Permesso NT/P-68, nel Mar di Timor. L’accordo prevede l’acquisizione del 50% e il ruolo di operatore relativamente alla prima scoperta attraverso il finanziamento della perforazione di due pozzi di appraisal. Eni ha inoltre la facoltà di rilevare il 50% anche nel giacimento di Blackwood a fronte dell’acquisizione di rilievi sismici e della perforazione di un altro pozzo. Inoltre è riconosciuta a Eni l’opzione di acquisire un’ulteriore quota del 25% nei giacimenti attraverso il finanziamento delle attività necessarie per raggiungere la FID.

Nel novembre 2011 Eni ha acquisito la quota netta del 32,5% della scoperta a gas Evans Shoal nel Mare di Timor, in Australia, con volumi di gas in place di 198 miliardi di metri cubi.

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 (JPDA), da Production Sharing Agreement.

Blocco WA-25-L

Produzione Il giacimento di petrolio di Wollybutt, in produzione dal 2003, ha prodotto circa 3 mila barili/giorno (circa 2 mila in quota Eni) nel 2011. Lo sfruttamento del giacimento avviene attraverso pozzi orizzontali e l’utilizzo di un’unità FPSO.

Blocco JPDA 03-13

Produzione Il giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan, in produzione dal 2004, ha prodotto 190 mila boe/giorno (circa 13 mila boe in quota Eni) nel 2011. 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 3,2 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti alla carica di 4,9 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.

Blocco WA-33-L

Produzione Il giacimento a gas Blacktip (Eni 100%), in produzione dal 2009, ha prodotto 600 milioni di metri cubi/anno nel 2011. 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.

Blocco JPDA 06-105

Produzione Nell’ottobre 2011 è stata avviata la produzione del campo a olio di Kitan (Eni operatore con il 40%) situato tra Timor Leste e l’Australia. Lo start-up è stato conseguito attraverso il: (i) posizionamento ottimale dei pozzi di sviluppo in offshore profondo anche tramite l’applicazione di metodologie innovative di sviluppo Eni (Depth Velocity Analysis, e-dva™ e Reverse Time Migration) per l’elaborazione di dati sismici; (ii) collegamento ad un impianto FPSO (Floating Production Storage and Offloading). Il picco produttivo di oltre 40 mila barili/giorno è atteso nel 2012.

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