Molte sono le novità annunciate dall’Eni, in questi ultimi giorni di luglio, in relazione alle attività upstream del gruppo.
In Egitto, il ‘cane a sei zampe’ ha rivelato di aver avviato la produzione nel permesso di “South West Meleiha”, nel deserto occidentale egiziano, circa 130 chilometri a Nord dell’oasi di Siwa. La produzione attuale di 5.000 barili di olio al giorno è garantita da 2 pozzi produttori e salirà a 7.000 barili al giorno entro settembre 2019. L’olio è trasportato e trattato nell’impianto di Melehia operato da AGIBA, società detenuta pariteticamente da Eni e dall’Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC).
Le scoperte a olio nel permesso South West Melehia sono state effettuate nel 2018 e nella nuova area è stata pianificata una campagna di perforazione di nuovi pozzi esplorativi su altri prospetti situati nelle vicinanze.
Eni, attraverso la sua controllata IEOC, detiene una share del 50%, e EGPC l’altro 50%, nella development lease di South West Melehia, dove le operazioni sono condotte attraverso AGIBA.
La stessa AGIBA ha inoltre effettuato due nuove scoperte “near field” nelle sequenze geologiche profonde del permesso di sviluppo di Meleiha, precisamente sui prospetti esplorativi denominati Basma e Shemy. Su Basma sono già stati perforati 2 pozzi, entrambi già in produzione dalla formazione giurassica della Khatabta, mentre Shemy è attualmente in fase di completamento e di test, dopo aver incontrato sabbie mineralizzate a olio nella formazione Matruh.
Nel permesso, inoltre, è tuttora in corso una campagna di approfondimento di pozzi esistenti nelle sequenze profonde della Alam El Bueib. Questi nuovi pozzi produttori contribuiscono oggi per circa 6.000 barili di olio al giorno alla produzione complessiva di Meleiha.
Tutte queste attività near field, effettuate nel primo semestre del 2019, contribuiscono con oltre 15.000 barili di olio giorno alla produzione complessiva di AGIBA.
Sempre in Egitto, poi, l’Eni ha effettuato un nuova scoperta di gas nel Delta del Nilo, nella nuova licenza esplorativa onshore di El Qar’a, assegnata nel 2018. IEOC, tramite Petrobel (società operatrice detenuta pariteticamente da Eni e dalla società di stato Egyptian General Petroleum Corporation), ha perforato e testato con successo il pozzo El Qar’a North East-1, che eroga 17 milioni di piedi cubi di standard gas al giorno. Non appena ottenuto il permesso di sviluppo, il pozzo potrà essere collegato alle vicine facilities e la produzione sarà inviata all’impianto gas di Abu Madi, operato da Petrobel. Eni, attraverso la controllata IEOC, detiene una share del 37,5% nel permesso esplorativo El Qar’a assieme a BP, con il 12,5%, e EGPC con il 50%.
Infine, nel golfo di Suez, nel permesso di sviluppo di Abu Rudeis Sidri, dove IEOC ha una partecipazione del 50% e EGPC del 50%, la stessa IEOC ha perforato, attraverso Petrobel, una nuova struttura sul prospetto esplorativo denominato Sidri Sud, che è risultata una nuova scoperta a olio. La nuova scoperta è stata effettuata attraverso il pozzo Sidri-23 nelle sequenze pre-mioceniche. Si stima che la scoperta possa contenere fino a 200 milioni di barili di olio in posto. Il primo pozzo è stato completato e subito collegato alla produzione attraverso le infrastrutture esistenti nell’area. Petrobel ha messo a punto un piano di sviluppo della nuova scoperta che prevede almeno 10 pozzi.
Cambiando totalmente scenario geografico, buone notizia sono arrivate a San Donato anche dal Vietnam, dove il pozzo esplorativo perforato nel Blocco 114, situato nel bacino offshore del Song Hong, ha confermato la presenza di gas e condensati nel prospect denominato Ken Bau. I risultati del pozzo rivelano un significativo potenziale dell’accumulo di idrocarburi. Eni Vietnam è l’operatore del Blocco 114 con il 50% di partecipazione; ESSAR E&P detiene il rimanente 50%.
Il pozzo esplorativo Ken Bau 1X è situato in 95 metri di profondità d’acqua e ha raggiunto i 3.606 metri attraversando diversi intervalli mineralizzati a gas e condensati di sabbie intercalati ad argille di età Miocenica, con un spessore totale netto di reservoir di oltre 100 metri.
Il pozzo Ken-Bau 1X è stato abbandonato in anticipo rispetto al programma originario per motivi tecnici prima di raggiungere i livelli profondi che possono contenere importanti risorse aggiuntive. Eni sta già pianificando, per l’inizio del prossimo anno, una campagna di perforazione per provare il significativo potenziale aggiuntivo della scoperta.
Infine l’Eni ha reso noto di aver raggiunto un accordo con Qatar Petroleum per la vendita del 13,75% nei blocchi esplorativi L11A, L11B e L12, nelle acque profonde del Kenya. I blocchi si trovano in acque con profondità tra i 1.000 e 2.700 metri, coprono un’area totale di circa 15.000 km2 e posseggono un elevato potenziale esplorativo. Eni e Total attualmente detengono rispettivamente una partecipazione del 55% e del 45%, con Eni operatore. Qatar Petroleum acquisisce complessivamente il 25% della quota in ciascuno dei blocchi, di cui il 13.75% da Eni ed il restante da Total. A seguito dell’accordo il consorzio in ciascuno dei tre blocchi sarà composto da Eni al 41.25%, Total 33.75% e QP al 25%.
