L’Eni ha ceduto il 35% dell’Area 1 nell’offshore del Messico a Qatar Petroleum, mentre in Indonesia ha ottenuto dalle autorità locali il ‘via libera’ al progetto di sviluppo del giacimento di Merakes.
A firmare il passaggio di quote della concessione centroamericana sono stati il CEO del ‘cane a sei zampe’ Claudio Descalzi e Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro di Stato per gli Affari Energetici e Presidente & CEO di Qatar Petroleum, con cui il gruppo italiano è già partner in Messico nel Blocco 24, situato nelle acque profonde del bacino di Cuenca Salina. In base all’accordo, soggetto all’autorizzazione delle autorità messicane, Eni continuerà ad essere l’operatore dall’Area 1, situata nelle acque poco profonde della baia di Campeche e assegnata alla corporation di San Donato Milanese con una partecipazione del 100% in un bid round competitivo nel settembre 2015. Il Production Sharing Agreement (contratto di condivisione della produzione) è stato firmato nel dicembre dello stesso anno. Si stima che l’Area 1 – scrive l’Eni in una nota – contenga 2,1 miliardi di barili di olio equivalente in posto (90% olio) nei campi di Amoca, Miztón e Tecoalli. Eni ad oggi ha perforato 5 pozzi di nell’Area 1 e lo scorso luglio la Commissione Nazionale per gli Idrocarburi del Messico (Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH) ha approvato il Piano di Sviluppo per l’Area 1.
Lo svilup
po avverrà per fasi, con l’inizio della fase di produzione anticipata (early production) previsto nel primo semestre del 2019 tramite una piattaforma situata sul campo di Miztón. La produzione verrà trasportata a terra da una linea multifase da 10” e poi trattata in impianto esistente di Pemex. Il plateau di produzione anticipata sarà di 8.000 barili di olio al giorno (bopd). La fase di produzione principale del campo (full field) inizierà a fine 2020, attraverso una unità flottante di produzione, stoccaggio e offloading (Floating Production, Storage and Offloading, FPSO) con una capacità di trattamento di 90.000 bopd. Saranno inoltre installate altre due piattaforme sul campo di Amoca e una sul campo di Tecoalli.
Il plateau di produzione di petrolio di Area 1 sarà di 90.000 bopd e 65 milioni di piedi cubi di gas al giorno (Mscfd), per un totale di 102.000 barili di petrolio equivalente, a partire dal 2021. Questa settimana Eni ha preso la decisione finale sugli investimenti (Final Investment Decision, FID) per lo sviluppo dell’Area 1, con investimenti stimati in 2 miliardi di dollari.
In Indonesia, invece, l’Eni ha ottenuto l’approvazione del Ministro dell’Energia dell’Indonesia per il del progetto di sviluppo del giacimento di Merakes, il cui piano d’investimento è stato parallelamente autorizzato da parte del Consiglio di Amministrazione della società.
Il progetto di sviluppo Merakes, situato nel Bacino del Kutei nelle acque dell’East Kalimantan, prevede la perforazione di pozzi sottomarini e la realizzazione un sistema di trasporto dedicato, in una profondità d’acqua di circa 1500 metri, e connesso alla Jangkrik Floating Production Unit (FPU), situata a circa 35 chilometri a Nord Est. Il gas prodotto sarà inviato all’impianto di liquefazione di Bontang attraverso l’utilizzo di tutte le altre infrastrutture esistenti del campo di Jangkrik nonché della la rete di trasporto dell’East Kalimantan. La nuova produzione contribuirà così anche all’estensione della vita produttiva dell’impianto.
L’approvazione del Consiglio di Amministrazione Eni – si legge in una nota – avviene appena pochi giorni dopo dalla conversione allo schema contrattuale Gross Split, del PSC (Production Sharing Contract) East Seppingan, e dell’approvazione del Piano di Sviluppo di Merakes, aggiornato secondo i termini del Gross Split, da parte del Ministro dell’Energia indonesiano.
Eni è l’operatore con una quota dell’85% dell’area contrattuale East Sepinggan, attraverso la sua controllata Eni East Sepinggan Limited, mentre Pertamina Hulu Energy detiene il restante 15%.
