Eni ha perforato con successo Agogo 3, il secondo pozzo di delineazione della scoperta di Agogo situata nel Blocco 15/06, nell’offshore angolano. I risultati – spiega la stessa azienda italiana in una nota – permettono di incrementare di circa il 40% le risorse di olio in posto, che vengono adesso rivalutate a 1 miliardo di barili con ulteriore potenziale da confermare nella parte settentrionale del campo.
Agogo 3 è stato perforato dal drilling rig Libongos a circa 1,5 Km a nord-ovest di Agogo 2 e a 4,5 Km dal pozzo di scoperta Agogo 1. Il campo si trova a circa 180 Km dalle coste angolane e a 23 Km dalla infrastruttura di produzione del West Hub (FPSO N’Ggoma). Il pozzo è stato perforato in una profondità d’acqua di 1.700 m e ha raggiunto una profondità totale di 4.321 m.
Agogo 3 ha incontrato oltre 120 metri di reservoir netto mineralizzato a olio leggero (31°API) in arenarie di età Miocenica ed Oligocenica con ottime proprietà petrofisiche. I dati acquisiti sul pozzo confermano la comunicazione dei reservoir con Agogo 2 e l’estensione degli stessi verso nord. Il pozzo di delineazione è stato progettato ed eseguito in alta deviazione ed è stato ubicato grazie alla tecnologia proprietaria di imaging geofisico Eni. Il pozzo ha raggiunto le sequenze obiettivo che si estendono verso nord nella megastruttura di Agogo al di sotto della spessa copertura salina. Sul pozzo è stata condotta una intensa campagna di acquisizione dati che indica una capacità produttiva superiore ai 15.000 barili/giorno.
La JV del Blocco 15/06 (Eni, operatore, 36,8421%; Sonangol P&P, 36,8421%; SSI Fifteen Limited, 26,3158%) ha annunciato a gennaio 2020 l’inizio della produzione pilota del campo di Agogo attraverso un tie-in sottomarino del pozzo Agogo 1 alla FPSO N’Goma (West Hub) appena 9 mesi dopo la scoperta. Eni ed i partner della JV hanno già iniziato gli studi per il pieno sviluppo del campo con un nuovo hub di produzione, con l’obiettivo di raggiungere un FID entro il 2021.
