Eni informa di aver avviato la produzione di olio del giacimento offshore di Agogo, situato nel Blocco 15/06 nelle acque angolane, dopo appena nove mesi dalla sua scoperta, grazie alle sinergie operative sviluppate con il Floating Production Storage Offloading (FPSO) Ngoma, centro di produzione del West Hub, localizzato a circa 15 km dal giacimento
Dopo Kalimba, Afoxé e Agogo, la nuova scoperta di Ndungu dimostra il potenziale esplorativo del blocco nelle sequenze profonde.
La scoperta è stata effettuata con il pozzo 24/9-14S e con il pozzo orizzontale di delineazione 24/9-14A nel prospetto esplorativo denominato Froskelår Main. Vår Energi AS detiene il 20% di interesse partecipativo nella licenza dove Aker BP è l’operatore con il 60% e Lundin Norway AS è l’altro partner con il 20%.
La scoperta apre nuove opportunità per l’esplorazione a olio nella parte occidentale del prolifico Blocco 15/06.
La scoperta di Afoxé è una ulteriore conferma del potenziale esplorativo ad olio della parte meridionale del Blocco 15/06, che finora si riteneva contenere gas.
Eni annuncia una nuova scoperta a olio nella licenza PL532 nel Mare di Barents Occidentale, realizzata attraverso il pozzo esplorativo 7220/5-3, perforato in 409 metri d’acqua sul prospetto denominato Skruis nella licenza PL532 (Equinor 50% Op., Eni 30% e Petoro 20%).
Confermato l’elevato potenziale delle sequenze profonde del bacino del Faghur
Eni annuncia una scoperta a olio nel prospetto esplorativo A-2X situato nel permesso di South West Meleiha, nel deserto occidentale egiziano, a circa 130 Km a Nord dell’oasi di Siwa. Il pozzo è il primo perforato da Eni sui temi geologici profondi nel bacino del Faghur.
L’accordo permetterà a Eni di siglare, con le diverse aziende di raccolta e gestione dei rifiuti che operano nelle città dove la società è presente, accordi specifici per l’installazione e gestione di sistemi di recupero degli oli.
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.
Eni ha effettuato la nuova scoperta attraverso il pozzo 7219/9-2, perforato in 336 metri d’acqua, sul prospect denominato Kayak nella licenza PL532. Il pozzo si trova a circa 23 chilometri a sud ovest del pozzo di scoperta di Johan Castberg, a circa 226 chilometri a nord ovest di Hammerfest.
La stima preliminare di olio in posto è compresa tra 70 e 200 milioni di barili, con un ulteriore potenziale addizionale da testare.
La scoperta di Baltim South West, avvenuta attraverso il pozzo Baltim South West 1X, si trova a 12 chilometri dalla costa, in 25 metri di profondità d’acqua, e 10 a nord del campo di Nooros, scoperto a luglio 2015, che sta già producendo 65.000 barili di olio equivalente al giorno (boed) e che dovrebbe arrivare a circa 120.000 boed entro il 2016. Questa nuova scoperta è una ulteriore conferma dell’ importante potenziale a gas della cosiddetta “Great Nooros Area”, che ora è stimata contenere complessivamente circa 70-80 miliardi di metri cubi di gas in posto.
Eni, attraverso la messa in produzione del pozzo esplorativo Nidoco North 1X e del pozzo di sviluppo Nidoco North West 4, ha portato la produzione del campo di Nooros, nella concessione di Abu Madi West, a circa 65.000 barili di olio equivalente al giorno (33.000 in quota Eni). Questo nuovo traguardo, raggiunto in soli 10 mesi dalla scoperta avvenuta a luglio 2015, rappresenta un’ulteriore conferma della strategia di Eni di esplorazione near field indirizzata su attività a elevato valore che consentano un rapido sviluppo delle scoperte attraverso le infrastrutture già esistenti.
Eni annuncia una nuova scoperta a olio e gas nel prospetto esplorativo Melehia West Deep, situato nella concessione di Melehia, nel deserto occidentale egiziano, a 300 chilometri a ovest di Alessandria d’Egitto.
Il pozzo esplorativo che ha consentito la scoperta, Melehia West Deep 1X è stato perforato a 4.175 metri di profondità e ha incontrato uno spessore netto mineralizzato a olio leggero di 20 metri nella formazione Alam El Bueib di età cretacico inferiore. Il pozzo ha anche incontrato un’importante spessore mineralizzato a gas e condensati nella formazione Upper Safa di età giurassica.
