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Algeria

Eni è presente in Algeria dal 1981; nel 2011 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 72 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’area Bir Rebaa nel deserto sahariano sud-orientale nei seguenti blocchi di esplorazione e sviluppo: (i) i Blocchi 403a/d (Eni fino al 100%); (ii) il Blocco Rom Nord (Eni 35%); (iii) i Blocchi 401a/402a (Eni 55%); (iv) i Blocchi 403 (Eni 50%) e 404a (Eni 12,25%); (v) il Blocco 212 (Eni 22,38%) in cui sono state già effettuate scoperte esplorative; (vi) i Blocchi 208 (Eni 12,25%) e 405b (Eni 75%) in fase di sviluppo; (vii) i Blocchi in fase esplorativa 316b, 319a e 321a (permesso di Kerzaz) operati da Eni con una quota del 49%. La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 19.619 chilometri quadrati (9.065 chilometri quadrati in quota Eni).

Algeria

Nell’aprile 2011 Eni e Sonatrach hanno firmato un accordo di cooperazione per l’esplorazione e sviluppo di idrocarburi non convenzionali, in particolare di risorse di shale gas.

Le attività di esplorazione e produzione Eni in Algeria sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e di concessione.

Blocchi 403a/d e Rom Nord

Produzione Nel 2011 l’area ha fornito circa il 20% della produzione in quota Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN, Rom e satelliti. La produzione di Rom e satelliti (Zea, Zek e Rec) è raccolta presso la Central Production Facilities (CPF) di Rom ed inviata all’impianto di trattamento di BRN per il trattamento finale; la produzione del campo HBN è trattata nel centro olio HBN/HBNS del Groupement Berkine.

Sviluppo È in corso di finalizzazione un nuovo sistema di pompaggio multi-fase della produzione per l’azzeramento del gas flaring dal 2012 in compliance alla legge del Paese.

Blocchi 401a/402a

Produzione Nel 2011 l’area ha fornito circa il 25% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti ROD/SFNE e satelliti. Sono in corso interventi di infilling nell’area in produzione per il mantenimento del plateau produttivo.

Blocco 403

Produzione Nel 2011 l’area ha fornito circa il 18% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti BRN, BRW e BRSW.

Blocco 405b

Sviluppo L’attività condotta nell’area riguarda lo sviluppo del progetto congiunto MLE e CAFC, asset acquisiti nel 2008 dalla società canadese First Calgary. La final investment decision è stata raggiunta per entrambi i programmi di sviluppo (progetto MLE nel 2009; CAFC nell’aprile 2010). Il progetto MLE prevede la realizzazione di un impianto di trattamento del gas della capacità di 10 milioni di metri cubi/giorno, che tratterà anche il gas prodotto dal giacimento CAFC, e la realizzazione di quattro pipeline di esportazione che saranno collegate al network del Paese. L’avvio produttivo è previsto nel 2012.

Il progetto CAFC prevede la realizzazione di un impianto per il trattamento dell’olio e sfrutterà le sinergie con gli impianti di produzione di MLE. Gli avvii della produzione del gas e del petrolio del giacimento CAFC sono previsti rispettivamente nel 2012 e 2014.

Il progetto congiunto prevede il raggiungimento di un plateau complessivo di circa 33 mila boe/giorno (quota Eni) entro il 2015.

Blocco 208

Sviluppo È localizzato a sud dell’area di Bir Rebaa. Il progetto El Merk prevede lo sviluppo di quattro giacimenti che si estendono nel Blocco 208 e in un’area contrattuale adiacente di altri operatori. La final investment decision è stata raggiunta nel 2009. Proseguono le attività di drilling nell’area e sono in corso di realizzazione gli impianti di trattamento. Il programma di sviluppo prevede la realizzazione di un impianto di trattamento di gas di 18 milioni di metri cubi/giorno, di due treni olio da 65 mila barili/giorno e di tre pipeline di esportazione collegate al network del Paese per la produzione di circa 11 mila barili/giorno in quota Eni. Lo start-up è previsto nel 2013.

Egitto

Eni è presente in Egitto dal 1954 ed è il primo operatore internazionale di idrocarburi con una produzione nel 2011 di 236 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando il 15% della produzione annuale di idrocarburi. Eni opera su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 15.836 chilometri quadrati (5.898 chilometri quadrati in quota Eni). Le principali attività produttive Eni sono condotte: (i) nel Golfo di Suez, principalmente nel giacimento Belayim (Eni 100%) e nel Western Desert, essenzialmente nella concessione Melehia (Eni 56%) e Ras Qattara (Eni 75%) con produzione di petrolio e condensati; (ii) nelle concessioni del delta del Nilo di North Port Said (Eni 100%), di El Temsah (Eni 50%, operatore), di Baltim (Eni 50%, operatore), di Ras el Barr (Eni 50%) con produzione prevalentemente a gas. Nel 2011, la produzione di queste concessioni ha rappresentato circa il 91% della produzione in quota Eni del Paese.

Nel luglio 2011 Eni e le Autorità di Stato dell’Egitto hanno raggiunto un accordo per rilanciare le attività petrolifere nel Paese in particolare nelle aree del Deserto Occidentale, nel Mar Mediterraneo e nella zona del Sinai, che riguarderanno sia lo sviluppo, attraverso la perforazione di pozzi aggiuntivi e l’accelerazione della produzione da nuove scoperte, sia l’esplorazione, con la perforazione di 12 pozzi.

Continua lo sviluppo nel Paese di tecnologie innovative di proprietà Eni quali la Circulation Device per un migliore controllo idraulico nelle attività di drilling, la realizzazione di un processo di recupero assistito innovativo (acoustic stimulation) e l’applicazione di un sistema di consolidamento sabbie che consente di mantenere sand-free la produzione.

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

Golfo di Suez

Produzione La produzione dell’area è fornita principalmente dal giacimento Belayim, la prima grande scoperta a olio nel Paese, che ha prodotto circa 59 mila barili/giorno in quota Eni nel 2011.

Sviluppo Sono proseguite le attività di perforazione di pozzi di infilling e l’ingegneria di base per l’upgrading del sistema di water injection del giacimento Belayim al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario.

Esplorazione L’attività esplorativa near field ha avuto esito positivo con i pozzi di scoperta a olio di BB-10, BLNE-1 e EBLS-1 in prossimità del giacimento Belayim. I pozzi sono stati allacciati nel corso dell’anno alle facility presenti nell’area.

Golfo di Suez

Delta del Nilo

North Port Said

Produzione Nel 2011, la produzione della concessione è stata di 31 mila boe/giorno in quota Eni (circa 4 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 4 mila barili/giorno di condensati). Parte della produzione della concessione è destinata all’impianto di proprietà United Gas Derivatives Co (Eni 33%) con una capacità di trattamento di 31 milioni di metri cubi di gas/giorno e una produzione annua di circa 380 mila tonnellate di propano, 305 mila tonnellate di GPL e 1,5 milioni di barili di condensati. È in programma l’incremento della capacità di trattamento fino a 37 milioni di metri cubi/giorno.

Sviluppo Le iniziative in corso hanno l’obiettivo di mantenere la produzione di gas sul livello attuale. Sono stati eseguiti, inoltre, i lavori di potenziamento del terminale di El Gamil per incrementare la capacità di compressione a supporto della produzione di North Port Said, el Temsah e di Ras el Barr.

Mar Mediterraneo

Baltim

Produzione Nel 2011 la produzione della concessione è stata di circa 20 mila boe/giorno (circa 3 milioni di metri/cubi giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati) in quota Eni.

Sviluppo Nell’anno sono state completate le attività di potenziamento del terminale Abu Madi per incrementare la capacità di compressione a supporto della produzione di Baltim.

Ras el Barr

Produzione La concessione comprende i tre giacimenti Ha’py, Akhen e Taurt. Nel 2011, la produzione è stata di circa 5 milioni di metri cubi/giorno di gas in quota Eni.

El Temsah

Produzione La concessione comprende principalmente i campi di Temsah, Denise e Tuna la cui produzione nel 2011 è stata di circa 63 mila boe/ giorno (circa 9 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 6 mila barili/ giorno di condensati) in quota Eni. Nel 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Denise B, seconda fase di sviluppo del giacimento omonimo, attraverso la perforazione di ulteriori 3 pozzi subsea collegati alle facility di produzione di Tuna e collegate alla piattaforma produttiva TNW2/Denise A. La produzione iniziale è pari a circa 7 mila boe/giorno. Il picco produttivo di circa 14 mila boe/giorno è atteso nel 2012.

La produzione della concessione è fornita, con volumi di circa 1 miliardo di metri cubi/anno per venti anni, all’impianto di liquefazione di Damietta di proprietà della Unión Fenosa Gas.

Sviluppo Proseguono le seguenti attività: (i) il potenziamento dell’impianto di El Gamil; (ii) il progetto Seth (Eni 50%). Il programma di sviluppo prevede la perforazione di due pozzi e l’installazione di una piattaforma produttiva. L’avvio è previsto nel 2012.

Esplorazione nel Delta del Nilo

L’area presenta un importante potenziale minerario residuo. Nell’anno l’attività esplorativa ha avuto esito positivo in prossimità di Abu Madi West (Eni 75%)con le due scoperte a gas di Nidoco West e Nidoco East allacciate alle facility produttive nell’area.

Western Desert

Produzione Altre attività produttive operate da Eni sono condotte nel Western Desert, in particolare nei permessi di sviluppo di Meleiha (Eni 56%), Ras Qattara (Eni 75%), West Abu Gharadig (Eni 45%) e West Razzak (Eni 80%) prevalentemente di petrolio. Nel 2011, le concessioni localizzate nel Western Desert hanno fornito circa il 5% della produzione in quota Eni del Paese.

Esplorazione L’attività esplorativa near-field ha avuto esito positivo: (i) nella development lease Meleiha con i pozzi di scoperta mineralizzati a olio di Aman SW, Dorra-1X e Melehia North-1X, avviati in produzione; (ii) nella concessione East Kanayis (Eni 100%) con le due scoperte ad olio di Qattara Rim-3 e Qattara North-1.

Libia

Eni è presente in Libia dal 1959. La produzione del 2011 in quota Eni è stata pari a 112 mila boe/giorno. L’attività è condotta nell’offshore mediterraneo di fronte a Tripoli e nel deserto libico per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 26.634 chilometri quadrati (13.295 chilometri quadrati in quota Eni). L’attività di esplorazione e sviluppo è concentrata nelle seguenti aree; onshore: (i) Area A, comprendente l’ex Concessione 82 (Eni 50%); (ii) Area B, ex- Concessione 100 (Bu Attifel) e il giacimento NC125 (Eni 50%); (iii) Area E, con il giacimento El Feel (Elephant) (Eni 33,3%); (iv) Area F con l’ex- Blocco NC118 (Eni 50%); offshore: (i) Area C con il giacimento a olio di Bouri (Eni 50%); (ii) Area D con i Blocchi NC41 e NC169 (onshore), facenti parte del Western Libyan Gas Project (Eni 50%). Nella fase esplorativa, Eni è operatore nell’area di Kufra (186/1,2,3 e 4) e nelle Aree Contrattuali A, B e D.

Le attività Eni in Libia sono regolate da contratti di Exploration and Production Sharing (EPSA) che hanno durata fino al 2042 per le produzioni ad olio e al 2047 per quelle a gas.

Nel 2011, a causa del conflitto interno, la maggior parte delle attività produttive Eni nel Paese e le esportazioni di gas attraverso il gasdotto GreenStream sono state sospese per un periodo di circa 8 mesi, con la sola eccezione di alcune produzioni destinate ad alimentare le centrali di energia elettrica del Paese per finalità umanitarie. Le attività destinate all’esportazione di gas sono riprese in ottobre con la riapertura del gasdotto GreenStream, incrementando i volumi di gas esportati in novembre con il riavvio della produzione del giacimento Bahr Essalam nell’offshore di fronte a Tripoli. Il management prevede il recupero e la piena regimazione del plateau ante crisi di 280 mila boe/giorno entro il secondo semestre del 2012.

Mar Mediterraneo

Tunisia

Eni è presente in Tunisia dal 1961; nel 2011 la produzione in quota Eni è stata di 18 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nelle aree desertiche del sud e nell’offshore mediterraneo di fronte a Hammamet, per una superficie complessiva sviluppata di 6.464 chilometri quadrati (di cui 2.274 in quota Eni).

Le attività d’esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di concessione.

Produzione La produzione è fornita principalmente dai blocchi offshore di Maamoura e Baraka (entrambi operati con una quota del 49%) e onshore di Adam (Eni 25%, operatore), Oued Zar (Eni 50%, operatore), MLD (Eni 50%) ed El Borma (Eni 50%).

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi di ottimizzazione della produzione sulle concessioni Adam, Djebel Grouz (Eni 50%), Oued Zar ed El Borma.

Esplorazione Sono stati avviati una campagna esplorativa, studi geologici e geofisici per la valutazione del potenziale minerario residuo, sia nelle strutture convenzionali che non convenzionali di gas.

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