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Cina

Eni è presente in Cina dal 1984. Nel 2011 la produzione in quota Eni è stata di 8 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore del Mar Cinese Meridionale su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 5.526 chilometri quadrati (5.365 chilometri quadrati in quota Eni).

Nel gennaio 2011 Eni e Petrochina hanno firmato un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all’estero. L’accordo prevede l’applicazione di tecnologie avanzate nell’ambito dello sfruttamento di risorse non convenzionali. Analogo accordo strategico è stato firmato nel luglio 2011 con Sinopec.

Nell’aprile 2012 Eni e China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) hanno firmato un Production Sharing Contract per l’esplorazione del Blocco 30/27, situato in una delle zone più promettenti dell’offshore cinese e presenta un alto potenziale esplorativo. Il contratto prevede l’acquisizione di un rilievo sismico 3D e la perforazione di un pozzo da realizzare durante il primo periodo di esplorazione. Eni sarà operatore del progetto con una partecipazione del 100%. In caso di scoperta, CNOOC avrà diritto di entrare nel contratto con una partecipazione che potrà arrivare fino al 51%.

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 ad 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%).

India

Eni è presente in India dal 2005 con attività di esplorazione e sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata e non sviluppata di 25.570 chilometri quadrati (9.206 chilometri quadrati in quota Eni). La produzione dell’anno è stata pari a 4 mila boe/giorno in quota Eni.

I principali giacimenti in produzione/sviluppo sono localizzati nell’offshore del Cauvery Basin in prossimità della costa sud-orientale del Paese.

Produzione La produzione è fornita essenzialmente dal giacimento a gas di PY-1, asset detenuto dalla società Hindustan Oil Exploration Company Ltd (Eni 47,18%), acquisita nell’ambito dell’operazione Burren. La produzione è venduta alla società di Stato del Paese.

Indonesia

Eni è presente in Indonesia dal 2001; nel 2011 la produzione in quota Eni è stata di 18 mila boe/giorno prevalentemente gas. L’attività è concentrata nell’area offshore orientale e nell’onshore del Kalimatan orientale, nell’offshore dell’isola di Sumatra e nell’onshore/offshore di West Timor. La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 28.841 chilometri quadrati (17.719 chilometri quadrati in quota Eni) su un totale di 12 blocchi.

Indonesia

Nel 2011 sono stati assegnati a Eni due contratti esplorativi su temi a gas, entrambi con il ruolo di operatore: (i) il Blocco Arguni I al 100% situato offshore e onshore nel bacino di Bintuni, nelle vicinanze di un terminale di liquefazione. Il programma di commitment prevede l’acquisizione di sismica e la perforazione di due pozzi nei primi tre anni della licenza; (ii) il Blocco North Ganal in consorzio con altre compagnie internazionali, situato nell’offshore indonesiano nei pressi delle importanti scoperte di Jangkrik e del terminale di liquefazione partecipato di Bontang. Il programma di commitment prevede l’acquisizione di sismica e la perforazione di un pozzo durante i primi tre anni della licenza.

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

Produzione La produzione deriva dal permesso Sanga Sanga (Eni 37,81%), 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 Nel corso dell’anno, il piano di sviluppo su temi a gas dei progetti operati Jangkrik (Eni 55%) e Jau (Eni 85%) è stato approvato dalle competenti Autorità del Paese. Le attività di sviluppo offshore del giacimento Jangkrik comprendono la perforazione di pozzi produttori, l’installazione di una Floating Production Unit per il trattamento del gas e dei condensati prodotti nonché la realizzazione delle facility di trasporto per la connessione al network onshore esistente per il collegamento all’impianto di Bontang per il gas; i condensati saranno trasportati agli impianti di trattamento esistenti nell’area. L’avvio produttivo è atteso nel 2016.

Il progetto offshore del giacimento Jau prevede la perforazione di pozzi produttori e la connessione alle facility di trattamento per il trasporto onshore via pipeline. Lo start-up è atteso nel 2016.

Nel PSC di Sanga Sanga relativo al coal bed methane (CBM), continua l’attività di accertamento del potenziale minerario. Sono state avviate le attività di pre-sviluppo che sfrutteranno le importanti sinergie con gli impianti di produzione e di trattamento esistenti in Sanga Sanga, compreso l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bontang. Lo start-up è atteso nel 2013. Nel novembre 2011, è stato firmato con la compagnia elettrica di Stato Indonesiana PT Perusahaan Listrik Negara, un Memorandum of Understanding per la fornitura di gas da CBM per circa 14 mila metri cubi/giorno per almeno 5 anni (pari a circa 5 milioni di metri cubi/anno) per l’alimentazione di una centrale elettrica. La finalizzazione del contratto di fornitura è in corso.

Nell’ambito delle attività condotte da Eni a sostegno delle comunità locali, sono stati effettuati attività medico-chirurgiche sulla popolazione infantile, in particolare nell’East Kalimantan, in prossimità del permesso di Bukat (Eni 66,25%, operatore).

Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas di Jangkrik Nord Est nel Blocco Muara Bakau (Eni 55%, operatore), nel bacino di Kutei.

Iran

È in fase di finalizzazione l’hand over formale ai partner locali del progetto Darquain, unica attività ancora condotta da Eni nel Paese. Una volta completato, le attività Eni si limiteranno al recupero degli investimenti sostenuti.

Iraq

Eni è presente in Iraq dal 2009 con attività di sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata di 1.074 chilometri quadrati (352 chilometri quadrati in quota Eni). La produzione è fornita dal giacimento Zubair (Eni 32,8%) che nel 2011 ha prodotto 7 mila barili/giorno in quota Eni.

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

Il progetto della durata di 20 anni estendibili per ulteriori 5, prevede il raggiungimento progressivo del target di produzione di 1,2 milioni di barili/giorno entro il 2016. Sono previste due fasi integrate e consequenziali: (i) Rehabilitation Plan finalizzato sia al miglioramento delle attuali condizioni operative e ad arrestare il declino produttivo sia a svolgere attività di appraisal sui giacimenti in produzione o scoperti, ma non ancora sviluppati; (ii) Enhanced Redevelopment Plan che consentirà il raggiungimento del target plateau.

Sono state avviate le attività del progetto pilota Water Agribusiness nell’area di Zubair. Il programma ha l’obiettivo di implementare un modello di produzione rurale sostenibile che si basa sul riutilizzo dell’acqua proveniente dalle produzioni agricole creando unità produttive con bassi costi di gestione anche attraverso una maggiore efficienza energetica. Il progetto mira alla creazione di un modello di sviluppo di riferimento a livello internazionale per accrescere le opportunità d’investimento e creare occupazione.

Iraq

Pakistan

Eni è presente in Pakistan dal 2000; nel 2011 la produzione media giornaliera in quota Eni è stata di 58 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 22.953 chilometri quadrati (9.289 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 (Eni 40%, operatore), Sawan (Eni 23,68%) e Zamzama (Eni 17,75%) che nel 2011 hanno prodotto circa l’81% della produzione Eni nel Paese.

Sviluppo Le principali attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato il contrasto del declino naturale dei giacimenti in produzione: (i) nel campo di Bhit dove è stato completato il sistema di compressione. Sono in corso attività di drilling e interventi di ottimizzazione della produzione al fine di estendere il plateau produttivo; (ii) nel campo di Zamzama dove si è conclusa la prima fase del progetto Front End Compression. È in programma la perforazione di due pozzi nel 2012; (iii) i progetti Miano Front End Compression (Eni 15%) e Badhra Field Compression (Eni 40%, operatore) sono stati completati nel corso dell’anno.

Nell’ambito delle iniziative a sostegno delle comunità locali, sono state realizzate strutture sanitarie e facility di distribuzione e gestione di acqua potabile in prossimità delle aree di Bhit, Bahdra e Kadanwari.

L’utilizzo di algoritmi innovativi proprietari di elaborazione dei dati sismici tra i quali Common Reflection Surface Stack (e-crs™) ha permesso di evidenziare chiaramente la struttura mineralizzata e quindi di posizionare con successo il pozzo Badhra 6.

Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) il pozzo esplorativo Kadanwari-27, nell’omonimo permesso (Eni 18,42%), che ha prodotto in fase di test fino a 1,4 milioni di metri cubi/giorno; (ii) il pozzo di scoperta Lundo e di appraisal Tajjal 4, nel permesso di Gambat (Eni 23,7%). Il secondo con avvio produttivo atteso nel 2012; (iii) con il pozzo esplorativo Misri Bhambroo nel permesso SW Miano II (Eni 33,3%).

Russia

Eni è presente in Russia dal 2007 a seguito dell’acquisizione di asset nell’ambito della liquidazione della società locale Yukos. Gli asset acquisiti in joint-venture con Enel (60% Eni; 40% Enel) includono tre società attive nella ricerca e sviluppo di gas naturale: OAO Arctic Gas Company, ZAO Urengoil Inc e OAO Neftegaztechnologia delle quali è stato ceduto nel settembre 2009 il 51% a Gazprom in forza dell’esercizio della call option da parte della società russa.

Le tre società, gestite dalla subholding OOO SeverEnergia (Eni 29,4%, dopo la cessione a Gazprom), possiedono 4 blocchi esplorativi/in sviluppo, localizzate nella regione di Yamal Nenets, con importanti risorse a gas e condensati stimate pari a 1,6 miliardi di boe: (i) la OAO Arctic Gas Company possiede le due licenze di esplorazione e sviluppo di Sambursky e Yevo-Yakhinsky, che includono sette giacimenti a gas e condensati in fase di appraisal/sviluppo. I principali giacimenti sono Samburgskoye, Urengoiskoye e Yevo. Il giacimento Samburgskoye è stato il primo ad essere sviluppato. Nel settembre 2011 è stato firmato il contratto che sancisce l’impegno di Gazprom ad acquistare il gas prodotto dal giacimento. Tale accordo ha consentito di approvare la Final Investment Decision (FID) per lo sviluppo del giacimento e nell’aprile 2012 è stata avviata la produzione, con un livello produttivo stimato in circa 43 mila boe/ giorno (circa 14 mila boe/giorno in quota Eni).

Nel corso dell’anno è stata conseguita la FID anche per il giacimento onshore a gas e condensati di Urengoiskoye. Lo start-up è atteso nel 2014; (ii) la ZAO Urengoil Inc possiede la licenza di esplorazione e sviluppo del giacimento a gas e condensati di Yaro-Yakhinskoye. Lo schema iniziale di sviluppo è in corso di autorizzazione da parte delle competenti Autorità. Lo start-up è atteso nel 2012; (iii) la OAO Neftegaztechnologia possiede la licenza di esplorazione e sviluppo del giacimento Severo Chaselskoye.

Il plateau produttivo stimato in 200 mila boe/giorno dei progetti di sviluppo in corso è atteso nel 2019, a seguito dell’ulteriore start-up nel 2018 dei due giacimenti Yevo e Severo.

Turkmenistan

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 2011, la produzione in quota Eni è stata di 11 mila barili/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 al Turkmenneft, tramite il grid locale.

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