OCTP è l’unico progetto di sviluppo di gas non associato interamente dedicato al consumo domestico nell’Africa Sub-Sahariana, e garantirà al Ghana almeno 15 anni di forniture di gas stabili, affidabili, e convenienti.
Eni ha finalizzato la cessione a Mubadala Petroleum, società interamente posseduta da Mubadala Investment Company, di una quota del 10% nella concessione di Shorouk, nell’offshore dell’Egitto, nella quale si trova il giacimento super-giant a gas di Zohr. Eni, attraverso la sua controllata IEOC, detiene ora una quota di partecipazione nel blocco del 50%, mentre gli altri partner sono Rosneft con il 30%, Bp con il 10% e Mubadala Petroleum con un altro 10%.
Eni annuncia che il Ministero dell’Energia e delle Risorse Minerarie della Repubblica di Indonesia ha approvato il Piano di Sviluppo del giacimento denominato Merakes, situato nel Production Sharing Contract (PSC) di East Sepinggan, Stretto di Makassar, offshore di East Kalimantan, in Indonesia. L’approvazione è stata concessa in soli tre mesi dalla data di presentazione del progetto e meno di undici mesi dopo dall’avvio della produzione del campo in acque profonde Jangkrik Complex nel PSC Muara Bakau.
Questo risultato permette ad Eni di consolidare ulteriormente la propria presenza nel Paese, realizzando significative sinergie operative.
Nooros rappresenta ad oggi il maggior campo produttivo a gas nel portfolio egiziano di Eni ed un caso di successo del modello integrato della società
Eni ha concordato la cessione a Mubadala Petroleum, consociata di Mubadala Investment Company, di una quota del 10% nella concessione di Shorouk, nell’offshore dell’Egitto, nella quale si trova il giacimento super-giant a gas di Zohr. Eni, attraverso la sua controllata IEOC, detiene attualmente una quota di partecipazione nel blocco del 60%, mentre gli altri partner sono Rosneft con il 30% e Bp con il 10%.
Eni ha firmato oggi ad Abu Dhabi due Concession Agreement per l’ingresso con una quota del 5% nel giacimento a olio di Lower Zakum e con una quota del 10% nei giacimenti a olio, condensati e gas di Umm Shaif e Nasr, nell’offshore del Paese, per un corrispettivo di circa 875 milioni di dollari complessivi e una durata di 40 anni.
Eni ha firmato con la Repubblica del Libano due contratti di Esplorazione e Produzione per i blocchi 4 e 9, situati nelle acque profonde dell’offshore del Libano. I blocchi sono stati assegnati nell’ambito della prima gara competitiva internazionale lanciata dalle autorità libanesi per blocchi nell’offshore del paese.
Eni annuncia di avere effettuato una scoperta a gas nel Blocco 6, nell’Offshore di Cipro, attraverso il pozzo Calypso 1. Il pozzo, perforato in 2.074 metri di profondità d’acqua e a una profondità totale di 3.827 metri, ha incontrato una estesa colonna mineralizzata a gas metano in rocce di età Miocenica e Cretacica. Le sequenza Cretacica ha ottime proprietà di reservoir. Calypso 1 è una promettente scoperta a gas e conferma l’estensione del tema di ricerca di Zohr nelle acque economiche esclusive di Cipro.
Il Blocco 24, vinto nell’ambito della quarta asta internazionale “Ronda 2” indetta dalla Commissione Nazionale per gli Idrocarburi, permette ad Eni di consolidare una nuova area core con sinergie significative nel Paese.
Questi risultati e la revisione dei modelli di reservoir dei campi di Amoca e Miztón, hanno recentemente consentito di incrementare la stima totale di idrocarburi in posto nell’Area 1 a 2 miliardi di barili di olio equivalente, dei quali circa il 90% olio e il rimanente gas associato.
Questa acquisizione rappresenta un rafforzamento della posizione di Eni nella regione dell’Australasia, e segue l’avvio, nel maggio 2017, del progetto di produzione di gas dal giacimento di Jangkrik, situato nell’offshore dell’isola di Kalimantan, in Indonesia, che fornisce gas all’ impianto LNG di Bontang.
Eni ha firmato oggi con la compagnia di stato marocchina ONHYM un accordo per l’acquisizione dei permessi esplorativi I-XII della licenza Tarfaya Offshore Shallow. L’accordo prevede l’assegnazione a Eni del ruolo di operatore con una quota di partecipazione del 75% ed il restante 25% alla compagnia di stato ONHYM.
Grazie ai risultati di questo pozzo e alla revisione dei modelli di reservoir dei campi di Amoca e Miztón, la stima totale di idrocarburi in posto nell’Area 1 sale da 1,4 a 2 miliardi di barili di olio equivalente (Bboe), dei quali circa il 90% olio e il rimanente gas associato.
A seguito della finalizzazione, Eni detiene ora una quota di partecipazione in Shorouk del 60%, Rosneft il 30% e BP il 10%.
