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Angola

Eni è presente in Angola dal 1980; nel 2011 la produzione in quota Eni è stata di 102 mila barili/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore convenzionale e profondo per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 24.996 chilometri quadrati (6.218 chilometri quadrati in quota Eni). I principali blocchi produttivi partecipati da Eni sono: (i) il Blocco 0 (Eni 9,8%) nell’offshore di fronte a Cabinda nel nord della costa angolana; (ii) le Development Area dell’ex Blocco 3 (con quote comprese tra il 12% e il 15%) nell’offshore del bacino del Congo; (iii) le Development Area dell’ex Blocco 14 (Eni 20%) nell’offshore profondo a ovest del Blocco 0; e (iv) le Development Area dell’ex Blocco 15 (Eni 20%) nell’offshore profondo del bacino del Congo.

Nella fase esplorativa e di sviluppo, Eni è operatore con il 35% del Blocco 15/06.

Eni partecipa anche in altre concessioni in fase esplorativa, in particolare nella Development Area Lianzi (ex 14K/A IMI Unit Area; Eni 10%), nel Blocco 3/05-A (Eni 12%), nell’onshore di Cabinda North (Eni 15%) e nelle Open Areas (del Blocco 2) del Progetto Gas (v. di seguito) con il 20%.

Nel gennaio 2011, Eni si è aggiudicato il diritto per l’esplorazione e il ruolo di operatore del Blocco 35 nell’offshore profondo angolano, con una quota del 30%. In particolare, il contratto prevede la perforazione di 2 pozzi di commitment da effettuarsi nei primi 5 anni di attività esplorativa. L’operazione è stata approvata da parte delle competenti Autorità.

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

Blocco 0

Produzione Il Blocco 0 è suddiviso nelle due Aree A e B. Nel 2011, la produzione totale del blocco è stata di circa 364 mila barili/giorno (circa 36 mila in quota Eni). La produzione di petrolio dell’Area A, fornita principalmente dai giacimenti Takula, Malongo e Mafumeira, è stata di circa 23 mila barili/giorno in quota Eni. La produzione dell’Area B è stata di circa 13 mila barili in quota Eni, proveniente dai giacimenti di Bomboco, Kokongo, Lomba, N’Dola, Nemba e Sanha.

Sviluppo Nell’ambito delle attività di riduzione del flaring gas nel Blocco 0, sono proseguite le attività sul giacimento di Nemba nell’Area B, con completamento atteso nel 2013 e una riduzione dei volumi bruciati di circa l’85%. Le altre attività hanno riguardato: (i) il completamento delle facility di trasporto e di trattamento al terminale di Malongo; (ii) l’installazione del secondo treno di compressione sulla piattaforma del giacimento Nemba nell’Area B.

Nell’Area A si è conclusa la fase di Concept Definition dell’ulteriore fase di sviluppo del giacimento di Mafumeira. Il sanzionamento del progetto è atteso nel 2012, con start-up nel 2015.

Per contrastare il naturale declino dell’area, sono in corso attività di infilling su tutto il blocco.

Blocco 3

Produzione Il Blocco 3 è suddiviso in tre aree produttive offshore. Nel 2011 la produzione complessiva dell’area è stata di circa 65 mila barili/giorno (circa 5 mila in quota Eni).

Sviluppo Sono in corso studi di Concept Definition sulle scoperte di Punja e Caco-Gazela.

Blocco 14

Produzione Nel 2011, le Development Area dell’ex Blocco 14 hanno prodotto circa 193 mila barili/giorno (circa 23 mila in quota Eni) pari a circa il 18% della produzione Eni nel Paese. Si tratta di una delle aree più prolifiche dell’offshore dell’Africa Occidentale, annoverando a oggi 9 scoperte commerciali. I principali giacimenti del blocco sono: (i) Kuito, in produzione dal 1999, con circa 3 mila barili/giorno in quota Eni nel 2011; (ii) Landana e Tombua, avviati nel 2009, e con circa 9 mila boe/giorno in quota Eni. Lo sfruttamento avviene attraverso una Compliant Piled Tower (CPT) dotata di facility di trattamento; (iii) Benguela-Belize/Lobito-Tomboco, avviati nel 2006, con circa 11 mila barili/giorno in quota Eni. Lo sfruttamento avviene attraverso una CPT dotata di facility di trattamento per Benguela/Belize e un sistema sottomarino di collegamento per Lobito/Tomboco. Il petrolio è trattato presso il terminale di Malongo. Il gas associato di Landana/Tombua e di Benguela-Belize/Lobito-Tomboco, inizialmente re-iniettato nel reservoir di Nemba, sarà successivamente trasportato, attraverso la realizzazione di facility di trasporto, all’impianto di liquefazione A-LNG (v. di seguito). L’avvio è atteso nel 2014.

Sviluppo Sono in corso attività di Concept Selection delle recenti scoperte di Malange e Lucapa. È in corso l’attività di Concept Definition dello sviluppo del campo di Lianzi.

Blocco 15

Produzione Nel 2011 le Development Area dell’ex Blocco 15 hanno prodotto circa 453 mila barili/giorno (circa 34 mila in quota Eni). È considerata l’area con il più elevato potenziale minerario dell’offshore dell’Africa Occidentale con riserve recuperabili di petrolio stimate in 2,55 miliardi di barili. I principali giacimenti in produzione localizzati nell’area di scoperta denominata Kizomba sono: (i) Hungo/Chocalho, avviati nell’agosto 2004 nell’ambito della fase A di sviluppo delle riserve di Kizomba; (ii) Kissanje/Dikanza, avviati nel luglio 2005 nell’ambito della fase Kizomba B. Lo sfruttamento dei giacimenti avviene attraverso l’impiego di unità FPSO. Nel 2011 i quattro giacimenti hanno prodotto complessivamente circa 272 mila barili/giorno (circa 16 mila in quota Eni). Altri importanti giacimenti del Blocco 15 sono Mondo, Saxi/Batuque e Xicomba che nel 2011 hanno prodotto complessivamente circa 159 mila barili/giorno (circa 17 mila in quota Eni). Nel medio termine, il contrasto del declino produttivo dell’area sarà assicurato dal progressivo sviluppo delle scoperte satelliti.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto Kizomba satelliti-fase 1. Lo start-up è atteso entro la metà del 2012. Il picco produttivo di 100 mila barili/giorno (circa 21 mila in quota Eni) è atteso nel 2013; (ii) il proseguimento delle attività di drilling nei campi di Mondo e Saxi/Batuque per completare i rispettivi piani di sviluppo.

Sono state completate le facility subsea del progetto Gas Gathering, la pipeline che raccoglierà tutto il gas di Kizomba, Mondo e Saxi/Batuque per l’invio all’impianto di liquefazione partecipato A-LNG.

Blocco 15/06

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) la significativa scoperta a gas e condensati di Lira; (ii) la scoperta a olio Mukuvo-1, e i pozzi di appraisal Cinguvu-2 e Cabaça South East-3 mineralizzati a petrolio. Le scoperte conseguite nel Blocco 15/06 hanno incrementato il potenziale di risorse che saranno sviluppate nell’ambito dei due progetti West Hub, sanzionato nel 2010, e East Hub. Le attività di perforazione di commitment sono state completate in anticipo rispetto ai termini contrattuali, anche grazie all’applicazione delle tecnologie proprietarie Eni. Le tecnologie Enideep water dual casing (edwdctm), Depth Velocity Analysis ed Eni Circulation Device hanno permesso di massimizzare la sicurezza delle operazioni di perforazione in acque profonde attraverso un più accurato controllo idraulico del pozzo e l’aggiornamento in tempo reale dei dati di sottosuolo.

Il progetto West Hub prevede lo sviluppo delle scoperte Sangos, N’Goma e Cinguvu con risorse stimate in oltre 200 milioni di barili di petrolio. Lo schema di progetto prevede la perforazione di 16 pozzi sottomarini (10 produttori e 6 iniettori) collegati a una FPSO della capacità di 100 mila barili/giorno. Il gas associato sarà re-iniettato in giacimento. Lo start-up è atteso nel 2014 e picco produttivo pari a 80 mila barili/giorno. Il progetto East Hub prevede la messa in produzione delle scoperte Cabaça North e South-East, con potenziale minerario stimato in oltre 230 milioni di barili. Il programma di sviluppo prevede la perforazione di 23 pozzi sottomarini e l’installazione di una FPSO con una capacità di 100 mila barili/giorno. Lo start-up è atteso nel 2015. Ulteriori fasi di sviluppo sono in programma per l’avvio produttivo delle scoperte limitrofe.

Angola GNL

Eni partecipa con la quota del 13,6% nel consorzio Angola LNG Limited (A-LNG) per la realizzazione di un impianto di liquefazione del gas in grado di processare 28,3 milioni di metri cubi/giorno producendo 5,2 milioni di tonnellate/anno di GNL oltre a 50 mila barili/giorno di condensati e GPL. Il progetto, approvato dalle competenti Autorità angolane, tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas. L’inizio delle esportazioni è previsto nel secondo trimestre del 2012.

Il GNL sarà inizialmente destinato al mercato statunitense con punto di consegna al terminale di rigassificazione di Pascagoula, nel Mississipi (quota Eni di capacità pari a circa 6,8 miliardi di metri cubi/anno). È stata costituita una società congiunta tra i partner dell’iniziativa per la commercializzazione su altri mercati.

È stato inoltre costituito un consorzio con la compagnia di stato ed altri partner (Gas Project) per la valutazione e l’esplorazione di riserve di gas da destinare alla realizzazione di un secondo treno di liquefazione GNL o altri progetti alternativi per la commercializzazione del gas e dei liquidi associati. Eni con il 20% svolge il ruolo di Technical Advisor.

Le concessioni assegnate al Gas Project si trovano nel Blocco 2 e l’accordo prevede una possibile assegnazione di aree nei Blocchi 1, 3, 15 e 15/06, Lower Congo Basin nell’offshore angolano. In particolare, l’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel Blocco 2 con i pozzi di appraisal Garoupa-2 e Garoupa Norte 1 mineralizzati a gas e condensati. È in corso il progetto per il potenziamento dei servizi sanitari di base (Primary Health Care) nell’area di Luanda con la riabilitazione ed equipaggiamento di strutture, tra cui un Centro nutrizionale e una rete di Centri di salute. Inoltre, sono state supportate campagne di vaccinazione in collegamento con i programmi sanitari del Paese e organizzate sessioni di formazione del personale locale.

Congo

Eni è presente in Congo dal 1968. La produzione in quota Eni nel 2011 è stata di 108 mila boe/giorno. L’attività è condotta nell’offshore convenzionale e profondo di fronte a Pointe Noire e nell’onshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 9.516 chilometri quadrati (5.020 chilometri quadrati in quota Eni). I giacimenti operati da Eni nel Paese sono Zatchi (Eni 65%), Loango (Eni 50%), Ikalou (Eni 100%), Djambala, Foukanda e Mwafi (Eni 65%), Kitina (Eni 35,75%), Awa Paloukou (Eni 90%), M’Boundi (Eni 83%), Kouakouala (Eni 75%), Zingali e Loufika (Eni 100%).

Altre significative aree in produzione sono i permessi partecipati con una quota del 35% di Pointe Noire Grand Fond, PEX e Likouala. Nella fase esplorativa, Eni partecipa nei Blocchi Mer Très Profonde Sud (Eni 30%) nell’offshore profondo e Noumbi (Eni 37%) nell’onshore, mentre è operatore sul blocco esplorativo offshore di Marine XII (Eni 65%).

Congo

Nel 2011 è stato firmato con la Repubblica del Congo un Memorandum of Understanding per la realizzazione di un progetto integrato per il miglioramento delle condizioni di vita degli abitanti intorno all’area industriale di M’Boundi, in ambito di salute, istruzione, ambiente e sviluppo economico.

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

Produzione La produzione è fornita principalmente dai giacimenti operati di M’Boundi (43 mila boe/giorno), Awa Paloukou (6 mila boe/giorno), Zatchi (9 mila boe/giorno), Loango (6 mila boe/giorno), Ikalou (6 mila boe/giorno), Foukanda, Djambala e Mwafi e Kitina (7 mila boe/giorno complessivamente) e dai giacimenti non operati situati nei permessi produttivi PEX, Pointe Noire Grand Fond e Likouala (complessivamente 24 mila boe/giorno).

Nel corso dell’anno è stato conseguito l’avvio produttivo del giacimento offshore Libondo nel permesso di PEX, con una produzione di circa 3 mila boe/giorno in quota Eni.

Sviluppo Prosegue lo sviluppo del giacimento di M’Boundi attraverso l’applicazione di avanzate tecniche di recupero assistito Eni e la valorizzazione economica del gas associato nell’ottica dello zero gas flaring atteso nel 2012. Inoltre, a partire dal 2009, sono stati finalizzati contratti di lungo termine per la fornitura del gas associato di M’Boundi per alimentare tre facility nell’area di Pointe Noire: (i) l’impianto di potassio, in costruzione, di proprietà della società canadese MAG Industries; (ii) l’esistente impianto di generazione di energia elettrica di Djeno (CED – Centrale Elettrica di Djeno) con una produzione pari a 50 MW; (iii) la nuova centrale di produzione di energia elettrica CEC Centrale Electrique du Congo (Eni 20%) con una produzione di 300 MW. Questi impianti in futuro riceveranno anche gas dalle scoperte offshore nel permesso Marine XII. Nel 2011 le forniture di M’Boundi alle centrali elettriche CEC e CED sono state pari a circa 3 milioni di metri cubi/giorno (17 mila boe/giorno in quota Eni). Continuano le attività del progetto RIT relativo alla riabilitazione della linea elettrica di Pointe Noire-Brazzaville, nell’ambito del progetto integrato per la valorizzazione del gas del Paese. Le altre attività dell’anno hanno riguardato interventi di ottimizzazione dei giacimenti in produzione anche attraverso l’applicazione di nuove tecnologie, tra le quali: (i) in un pozzo del giacimento Loango, l’applicazione di una tecnologia di perforazione che aumenta l’area di contatto pozzo-reservoir con un incremento di produzione di circa 300 barili/giorno; (ii) nel giacimento Zatchi, un sistema innovativo di consolidamento sabbie ha consentito di mantenere sand-free la produzione.

Nel corso dell’anno è stato raggiunto l’obiettivo di zero gas flaring sul campo offshore di Kitina a seguito del completamento della seconda fase del progetto water alternate gas.

Nell’ambito degli accordi di cooperazione, uno dei progetti riguarda la ricerca e lo sfruttamento di oli non convenzionali nei due permessi onshore di sabbie bituminose di Tchikatanga e Tchikatanga-Makola della superficie complessiva di circa 1.790 chilometri quadrati. Studi preliminari hanno evidenziato un importante potenziale minerario. Eni ha in programma la valorizzazione degli oli pesanti che saranno estratti dalle sabbie anche attraverso il possibile utilizzo della tecnologia proprietaria EST. Tale tecnologia è in grado di azzerare il residuo pesante della lavorazione massimizzando la resa in prodotti leggeri. Il progetto beneficerà delle sinergie derivanti dall’utilizzo delle infrastrutture del campo operato di M’Boundi.

Ghana

Eni è presente nel Paese dal 2009, a seguito dell’acquisizione dei due blocchi esplorativi di Offshore Cape Three Point South e Offshore Cape Three Point (Eni operatore con una quota del 47,2%).

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal Sankofa-2 e la scoperta Gye Nyame entrambe mineralizzate a gas e condensati, nella licenza Offshore Cape Three Points. I successi esplorativi hanno beneficiato dell’applicazione delle tecnologie proprietarie nel campo di seismic imaging di recente sviluppo e di drilling, tra cui Eni Circulation Device per un controllo idraulico più efficace durante le attività. Sono in corso di studio possibili sinergie di sviluppo delle recenti scoperte.

Nell’anno è stato avviato un progetto a favore delle comunità di pescatori dello Jomoro District che prevede il miglioramento dell’accesso ai servizi sanitari, il sostegno dell’economia locale e programmi di formazione volti al miglioramento della gestione dell’attività economica da parte delle donne e dei giovani.

Mozambico

Eni è presente nel Paese dal 2006, a seguito dell’acquisizione del Blocco Area 4 (Eni 70%, operatore) nel bacino offshore di Rovuma.

L’attività esplorativa dell’anno ha avuto esito positivo con le scoperte giant di gas: (i) il pozzo esplorativo Mamba Sud 1 con un potenziale minerario stimato in 637,5 miliardi di metri cubi di gas in posto; (ii) Mamba Nord 1 con risorse potenziali pari a 212,5 miliardi di metri cubi; e (iii) Mamba Nord Est 1 con risorse potenziali di almeno 283 miliardi di metri cubi. I successi esplorativi conseguiti nell’area hanno beneficiato dell’applicazione di sistemi proprietari di elaborazione delle immagini sismiche. I pozzi sono stati perforati con la tecnologia proprietaria Eni deep water dual casing (edwdc™).

La scoperta a gas giant in Mozambico, una delle più importanti mai realizzate da Eni in qualità di operatore, supera ogni aspettativa e apre straordinarie opportunità di sviluppo in Asia dove il fabbisogno energetico cresce a ritmi sostenuti.

Lo schema di progetto completo prevede una produzione per pozzo pari a circa 4 milioni di metri cubi/giorno (pari a circa 25 mila boe/giorno).

Nel prossimo biennio è in programma la perforazione fino a 8 ulteriori pozzi nelle aree limitrofe al fine di valorizzare l’alto potenziale del complesso Mamba, con un investimento stimato in €400 milioni.

Nigeria

Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2011 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 160 mila boe/giorno. L’attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 40.625 chilometri quadrati (8.491 chilometri quadrati in quota Eni) concentrata nelle aree onshore e offshore del Delta del Niger.

Nella fase di produzione/sviluppo Eni è operatore dei quattro Oil Mining Leases (OML) 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) nell’onshore e nell’offshore degli OML 125 (Eni 85%) e OMLs 120-121 (Eni 40%), partecipa nell’OML 118 (Eni 12,5%), nonché nei service contract OMLs 119 e 116.

Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa in 28 blocchi onshore (Eni 5%) e in 5 blocchi dell’offshore convenzionale (Eni 12,86%).

Nella fase esplorativa Eni è operatore delle Oil Prospecting Leases (OPL) 244 (Eni 60%), OML 134 (ex OPL 211) (Eni 85%) nell’offshore e dell’OPL 282 (Eni 90%) e OPL 135 (Eni 48%) nell’onshore. Inoltre partecipa nell’OML 135 (ex OPL 219) (Eni 12,5%).

Nel corso dell’anno sono state completate alcune operazioni di ottimizzazione del portafoglio di asset in produzione nel Paese, nell’ambito di una strategia di crescita selettiva degli investimenti: (i) l’acquisizione di una quota del 49% nel Blocco OPL 2009 dalla società GEC Petroleum Development Company (GDPC) e l’assegnazione ad Eni da parte del Governo di una quota del 50% nel Blocco OPL 245 oltre alla relativa licenza e al ruolo di operatore; (ii) la cessione della partecipazione del 5% nei Blocchi OML 26 e OML 42; (iii) il perfezionamento dell’accordo di cessione del 40% nei Blocchi OML 120 e 121. L’operazione è soggetta all’approvazione delle competenti Autorità.

Nel 2011 sono state completate le facility per la fornitura di energia elettrica presso otto comunità nell’area del Delta del Niger, con un investimento complessivo di circa €1 milione. Il progetto che comprende la realizzazione di tutte le infrastrutture necessarie, prevede il raggiungimento di ulteriori diciassette comunità locali.

L’attività Eni in Nigeria è regolata sia da Production Sharing Agreement sia da contratti di concessione e, in due titoli, da contratti di servizio nei quali Eni agisce in qualità di contractor per conto delle compagnie di Stato.

Blocchi OMLs 60, 61, 62 e 63

Produzione Le quattro licenze onshore OML 60, 61, 62 e 63 hanno fornito nel 2011 il 42% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 66 mila boe/giorno. La produzione di liquidi e gas è supportata dall’impianto NGL di Obiafu-Obrikom della capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e dal terminale di carico delle petroliere a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,5 milioni di barili di petrolio. Una parte significativa delle riserve di gas delle quattro licenze è destinata all’impianto di liquefazione di Bonny Island N-LNG (v. di seguito). Parte della produzione di gas alimenta la centrale termoelettrica a ciclo combinato di Kwale-Okpai della capacità di generazione di 480 megawatt. Nel 2011, le forniture alla centrale sono state di circa 2 milioni di metri cubi/giorno, pari a circa 11 mila boe/ giorno (circa 2 mila boe/giorno in quota Eni). Il progetto è inserito nei programmi del governo nigeriano e di Eni di riduzione delle emissioni di anidride carbonica in atmosfera ed è qualificato come progetto CDM (Clean Development Mechanism) ai fini dell’implementazione del Protocollo di Kyoto.

Sviluppo Proseguono le due principali iniziative finalizzate ad assicurare le forniture di gas all’impianto GNL di Bonny e di flaring down dell’area. Nell’ambito delle iniziative relative al supply dell’impianto GNL di Bonny, è stato completato l’aumento della capacità dell’impianto di Obiafu/Obrikom per la compressione e l’esportazione del gas al fine di assicurare la fornitura da parte di Eni di 4,8 milioni di metri cubi/giorno di feed gas per vent’anni per l’alimentazione del sesto treno dell’impianto. Con lo stesso obiettivo è in sviluppo il giacimento a gas di Tuomo con start-up in early-production nel 2012. Sono stati completati nel biennio 2010-2011 i progetti di flaring down presso le unità produttive di Kwale, Obiafu/Obrikom e il centro olio di Ebocha. Il programma prosegue attraverso l’upgrading della flowstation del giacimento Idu e dell’impianto di trattamento di Ogbainbiri, con completamento atteso nel 2012.

Blocco OML 118

Produzione Nel 2011 il giacimento Bonga ha prodotto circa 14 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. La produzione è supportata da un’unità FPSO della capacità di trattamento di 225 mila barili/giorno e di stoccaggio di 2 milioni di barili. Il gas associato è convogliato su una piattaforma di raccolta situata sul campo EA e da qui inviato all’impianto di liquefazione di Bonny.

Blocco OML 119

Produzione La produzione è fornita dai giacimenti Okono/Okpoho che nel 2011 hanno prodotto circa 7 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni attraverso una FPSO con capacità di trattamento di 80 mila barili/giorno e di stoccaggio di 1 milione di barili.

È in corso di completamento il progetto Phase 2A che prevede la perforazione di due pozzi produttivi sottomarini collegati alla FPSO presente nell’area per lo sviluppo di risorse aggiuntive pari a 23 milioni di barili di petrolio. Lo start-up è previsto nel 2012.

Blocco OML 125

Produzione La produzione è fornita dal giacimento Abo che nel 2011 ha prodotto circa 21 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. La produzione è supportata da un’unità FPSO della capacità di trattamento di 45 mila barili/ giorno e di stoccaggio di 800 mila barili.

Blocco OPL 245

L’area comprende il maggiore potenziale minerario non sviluppato dell’offshore profondo del Paese. Le attività riguardano solo la fase di pre-sviluppo e esplorazione. Le riserve scoperte sono stimate in circa 500 milioni di boe. Le attività a progetto prevedono uno sviluppo in via accelerata dei giacimenti Zabazaba e Etan, con start-up in early production atteso nel 2014. Lo schema preliminare di sviluppo prevede l’installazione di una FPSO con una capacità di 120 mila boe/giorno, la perforazione di 28 pozzi produttivi e la realizzazione delle facility di collegamento all’impianto di liquefazione di Bonny.

L’attività esplorativa in programma prevede l’appraisal delle scoperte già presenti nel blocco.

SPDC Joint Venture (NASE)

Nel 2011, la produzione fornita dalla SPDC JV ha rappresentato circa il 30% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 47 mila boe/giorno. È in sviluppo il giacimento a liquidi e gas Forcados/Yokri, parte del progetto integrato associated gas gathering per assicurare, attraverso il collegamento all’esistente gas pipeline di Escravos-Lagos, le forniture al mercato domestico. Lo start-up è previsto nel 2013.

Nel Blocco OML 28 continua la campagna di drilling nell’ambito del progetto integrato di petrolio e gas naturale nell’area di Gbaran-Ubie. Il piano di sviluppo prevede la fornitura di gas naturale all’impianto di liquefazione di Bonny attraverso la realizzazione di una Central Processing Facility (CPF) con una capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e 120 mila barili/giorno di liquidi.

L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal Opugbene 2, mineralizzato a gas e condensati nel Blocco OML 36.

Nigeria GNL

Eni partecipa con il 10,4% nella jointventure Nigeria LNG Ltd che gestisce l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L’impianto è in produzione con 6 treni della capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Una settima unità di trattamento è in fase progettuale. A regime la capacità produttiva dell’impianto sarà di circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 46 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Attualmente le forniture di gas all’impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement della durata di vent’anni dalle produzioni della SPDC JV e della NAOC JV dai Blocchi OMLs 60, 61, 62 e 63 con un impegno contrattuale di fornitura pari a circa 80 milioni di metri cubi/giorno (circa 7,6 milioni in quota Eni equivalenti a circa 48 mila boe/giorno). La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sul mercato statunitense ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Co.

Eni partecipa con il 17% nel progetto Brass LNG Ltd per la realizzazione di un impianto GNL nei pressi dell’esistente terminale di Brass, a circa 100 chilometri a ovest di Bonny. L’impianto, con avvio atteso nel 2017, avrà a regime una capacità produttiva di 10 milioni di tonnellate/anno di GNL, articolata su due treni di trattamento, corrispondenti al feed gas di circa 16,7 miliardi di metri cubi/anno (circa 1,3 miliardi in quota Eni) per venti anni. Le forniture all’impianto saranno assicurate attraverso la raccolta del gas associato proveniente da giacimenti in produzione e lo sviluppo di giacimenti a gas dei Blocchi onshore OML 60 e 61. Sono stati stipulati i contratti preliminari di vendita di lungo termine dell’intera disponibilità di GNL; in tale ambito Eni ha acquisito 1,67 milioni di tonnellate/anno di GNL (pari a 2,3 miliardi di metri cubi/anno). Il GNL sarà consegnato prevalentemente al terminale di rigassificazione di Cameron in Louisiana negli Stati Uniti nel quale Eni possiede una capacità di circa 5,7 miliardi di metri cubi/anno. Proseguono le attività di front end engineering, la final investment decision è attesa nel 2012.

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