EniRecord, ovvero i 7 progetti in tempi da record che confermano il successo della strategia Eni

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Eni: una società che è riuscita ad adattarsi a un contesto sempre più denso di sfide e a riportare risultati esemplari, nonostante gli shock che hanno travolto il settore dell’energia: il crollo dei prezzi del petrolio; il forte calo dei consumi di gas in Europa e la flessione della domanda di petrolio e di raffinazione.

L’ultimo triennio è stato sicuramente cruciale per l’azienda che, grazie alla guida dell’AD Claudio Descalzi, ha dato prova di grande flessibilità, riuscendo a evitare il taglio di investimenti e di posti di lavoro e concentrando i suoi sforzi, piuttosto, sulla sua trasformazione. E’ stato grazie al cambiamento strutturale, seguito alla trasformazione del modello di business, che Eni è riuscita non solo a resistere, ma a crescere.

Grazie alla metamorfosi degli ultimi tre anni, Eni si è trasformata in una società oil&gas integrata; ha ristrutturato il mid-downstream per recuperare redditività; e ha rafforzato il business upstream, il suo settore chiave, per renderlo competitivo anche in un contesto di prezzi bassi del greggio. 

E’ nata così EniRecord, la storia di 7 progetti accomunati da un fattore ben preciso: lo sviluppo e la messa in produzione in tempi da record, in base alla filosofia di Eni, che si riassume in queste parole: “esploriamo, scopriamo, realizziamo. In anticipo sui tempi”

I progetti sono localizzati in Angola (con il West Hub e l’East Hub), Repubblica del Congo (con il campo Nené Marine); Egitto (progetti Zohr e Nooros), Ghana (OCTP); Indonesia (progetto Jangkrik).

Il progetto East Hub Development Project è caratterizzato da un time-to-market tra i migliori del settore. Basti pensare che in soli tre anni, e con cinque mesi di anticipo sul programma, Eni ha avviato la produzione del campo di Cabaca South Est, nel Blocco 15/06 del deep offshore angolano. I pozzi raggiungono la profondità di 2.700 metri dal livello del mare. Per il 2017, si prevede un picco di produzione del blocco di 150.000 barili. La produzione avviene attraverso l’unità galleggiante di produzione e stoccaggio (Floating Production Storage and Offloading, FPSO) Armada Olombendo, una nave che può produrre fino a 80.000 barili di petrolio al giorno e comprimere fino a 3,4 milioni di metri cubi di gas al giorno.

Nel dicembre 2014 è stata avviata la produzione di West Hub Development nel Blocco 15/06, primo progetto in produzione operato da Eni in Angola, con un livello iniziale di 45.000 barili di olio al giorno ottenuti attraverso la FPSO ‘Ngoma. Il progetto è stato sviluppato in soli  44 mesi a partire dalla dichiarazione di scoperta commerciale e rappresenta un risultato al top dell’industria per gli sviluppi in acque profonde. I pozzi sono disposti in gruppi e collegati alla FPSO (Floating Production Storage e Offloading Unit) di N’Goma, che ha una capacità di trattamento di 100.000 barili di petrolio al giorno.

Congo, Nené Marine
. Come ha detto lo stesso AD Claudio Descalzi, “l’avvio della produzione del campo di Nené Marine a soli 8 mesi dall’ottenimento del permesso di produzione rappresenta un grande risultato per Eni”. Il campo, nel Blocco Marine XII, è entrato in produzione il 29 dicembre del 2014. Nel corso degli ultimi anni Eni ha scoperto nel Blocco Marine XII 3,5 miliardi di barili di olio equivalente di risorse, di cui 1,5 miliardi attribuibili al campo di Nené Marine. Lo sviluppo completo avverrà con la perforazione di oltre 30 pozzi, con plateau di più di 140.000 boe/giorno.

Egitto, Nooros
. Il campo si trova in Egitto, nell’offshore del Delta del Nilo, ed è stato scoperto nel luglio del 2015, per poi essere messo in produzione a settembre dello stesso anno. Nell’arco di soli 13 mesi ha raggiunto, prima delle previsioni, una produzione di gas di 20 milioni di metri cubi di gas al giorno, record straordinario. Dal dicembre del 2016 sono 25 milioni i metri cubi di gas che vengono prodotti da Nooros ogni giorno. Sono inoltre 83.000 i boe prodotti al giorno, di cui 41.500 in quota Eni nel 2016. Il campo Noor conferma l’efficacia della strategia esplorativa near-field. Eni prevede che il giacimento possa raggiungere una massima capacità produttiva di 160.000 boed nella primavera del 2017.

Egitto, Zohr
: La scoperta di Zohr, più grande giacimento di gas naturale mai rinvenuto nel Mediterraneo, avviene nel 2015. Con una estensione totale pari a 100 chilometri quadrati, il giacimento presenta un potenziale di risorse di gas pari a 850 miliardi di metri cubi e di 5,5 miliardi di barili di olio equivalente. Si tratta , come la definisce Eni, di una sfida coraggiosa e di un progetto che si prevede andrà in produzione alla fine del 2017. Lo scorso 13 febbraio, alla presenza del primo ministro Sherif Ismail, l’AD di Eni Claudio Descalzi, l’AD di BP Bob Dudley e il ministro del Petrolio egiziano Tarek El Molla hanno firmato al Cairo l’atto che ha perfezionato la cessione a BP della quota del 10% nella concessione di Shorouk, nell’offshore dell’Egitto, in cui si trova il giacimento di Zohr.

OCTP, Ghana
. Per questo progetto – integrato di sviluppo dell’Oil & Gas- si stima che l’avvio della produzione avverrà alla metà del 2017, appena 2 anni e mezzo dalla data di sanzionamento del 30 dicembre del 2014. L’obiettivo dell’OCTP (acronimo per Offshore Cape Three Points) è quello di fornire gas domestico alle centrali termoelettriche del Ghana per più di 15 anni.  Il progetto sarà realizzato attraverso l’unità galleggiante di produzione e stoccaggio FPSO “John Agyekum Kufuor”, che opererà nel campo di Sankofa-Gye Nyame nel bacino di Tano, nell’offshore del Ghana.  L’OCTP si trova a circa 60 chilometri al largo dalla costa occidentale del Ghana e ha la capacità di 41 miliardi di metri cubi di gas non associato e 500 milioni di barili di petrolio. La produzione di petrolio è prevista per il 2017 e quella del gas per il 2018: Eni stima un picco produttivo nel 2019, quando sarà raggiunto il target di 80.000 barili di petrolio equivalente (olio + gas), al giorno.

Jangrik, Indonesia. La produzione dei campi di Jangkrik e Jangkrik NE è prevista a metà 2017, con un time to market di appena 3 anni e mezzo dal sanzionamento. Eni opererà nel cosiddetto Jangkrik complex, nel blocco Muara Bakau situato nel bacino del Kutei, nelle acque dello stretto di Makassar. L’Unità Galleggiante di Produzione (FPU) sarà collegata a 10 pozzi di produzione sottomarini in acque profonde. Nel mese di giugno è previsto il primo gas con una produzione lorda di 80.000 boe al giorno.

I progetti da record di Eni