Le due macroaree East Hub e West Hub si trovano a circa 350 km a nord-ovest della città di Luanda, nel Blocco 15/06, di cui siamo operatori. West Hub è entrato in produzione dalla fine del 2014, mentre la produzione del progetto East Hub è stata avviata nel febbraio 2017, in anticipo di 5 mesi rispetto ai piani di sviluppo e con un time-to-market tra i migliori dell’industria. Gran parte delle nostre attività in quest’area riguarda lo sviluppo di giacimenti di olio offshore. Le attività nel blocco sono state le prime operate da Eni nelle acque profonde del Paese e prevedono nella prima fase lo sviluppo di 6 campi (Sangos, Cinguvu, Mpungi, Ochigufu e Vandumbu) nell’area West Hub, allacciati attraverso 31 pozzi sottomarini di cui 18 produttori e 13 iniettori alla Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) Ngoma. Per l’area East Hub lo sviluppo prevede la messa in produzione dei giacimenti di Cabaça South East e Cabaça Central UM8 con 11 pozzi, 6 produttori e 5 di iniezione, allacciati alla FPSO Olombendo. I due progetti West Hub ed East Hub nel 2020 hanno prodotto 123 mila boe al giorno (42 mila boe al giorno in quota Eni).

A gennaio 2020 abbiamo 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. Lo start-up è stato realizzato attraverso la perforazione del pozzo Agogo-1 e ha raggiunto una portata di circa 10 mila barili di olio al giorno. A febbraio dello stesso anno abbiamo perforato con successo Agogo 3, il secondo pozzo di delineazione della scoperta di Agogo. I risultati permettono di incrementare di circa il 40% le risorse di olio in posto che adesso vengono rivalutate a 1 miliardo di barili, con ulteriore potenziale da confermare, e aprono la strada al completo sviluppo del campo con un terzo hub di produzione.

Nel corso del 2020 è stata rinnovata la licenza esplorativa del Blocco 15/06 per ulteriori tre anni. L’accordo consentirà di valutare il possibile potenziale minerario addizionale dell’area. Le altre attività di sviluppo del blocco hanno riguardato:

• il progetto Cabaça North & UM 4/5 per il completamento delle facility di collegamento sottomarine, di produzione ed iniezione
• studi per la fase full field di sviluppo del campo di Agogo
• le attività inerenti per lo sviluppo della scoperta Ndungu.

Ad aprile 2021 abbiamo effettuato una nuova scoperta a olio nell’area. Il pozzo è stato perforato sul prospetto esplorativo denominato Cuica localizzato all’interno dell’area di sviluppo di Cabaca e nelle vicinanze della FPSO Armada Olombendo (East Hub). La scoperta si basa sulla strategia di esplorazione ILX_Infrastructure-led exploration, che ci dà l'opportunità di esplorare in prossimità delle infrastrutture esistenti. Abbiamo avviato la produzione del campo Cuica attraverso la FPSO a luglio 2021, dopo poco più di 4 mesi dalla scoperta.

A settembre 2021 abbiamo avviato la produzione di Cabaça North attraverso la FPSO Armada Olombendo e in linea con la nostra strategia esplorativa. Lo sviluppo del giacimento, con un tasso di produzione di picco previsto di circa 15 mila barili di olio equivalente al giorno (boed), aumenterà e sosterrà il plateau della FPSO con una capacità complessiva di 100 kbopd, progettata per operare con zero-discharge e zero-process flaring per l'intera vita produttiva. Cabaça North rappresenta il secondo avvio di produzione realizzato da Eni Angola nel 2021, dopo quello di Cuica Early Production a luglio. Un terzo start-up è previsto entro i prossimi mesi con la Ndungu Early Production, nell'area ovest del Blocco 15/06.

L’unità galleggiante di produzione e stoccaggio (FPSO) utilizzata nell’East Hub può produrre fino a 80 mila barili di petrolio e comprimere fino a 3,4 milioni di metri cubi di gas al giorno.

Consideriamo la sicurezza sul lavoro un valore imprescindibile che condividiamo con i dipendenti, i contrattisti e le comunità locali. Per questa ragione mettiamo in atto tutte le azioni necessarie per evitare gli incidenti, tra cui modelli organizzativi per la valutazione e gestione dei rischi, piani di formazione, sviluppo di competenze e promozione della cultura della sicurezza.

Le scoperte effettuate in Angola dimostrano anche l’efficacia delle tecnologie per l’esplorazione. Per esempio l’imaging sismico, che consente di acquisire dati e immagini tridimensionali ad alta risoluzione del sottosuolo. Oppure il Subsea Multiphase Boosting System, un sistema di pompaggio sottomarino multifase realizzato e installato in alto fondale o, ancora, il Gravity Gradiometry che ci consente di ricavare preziose informazioni sul tipo di rocce presenti nell’area.

Nel Blocco 15/06 abbiamo messo in atto una strategia operativa basata su diversi elementi distintivi che sono alla base del nostro modello Upstream. Prima di tutto, rispetto a quello convenzionale, il nostro modello prevede l’integrazione e la sovrapposizione tra le fasi di esplorazione e di sviluppo, cioè il cosiddetto fast track approach che permette di anticipare i flussi di cassa. La fase di sviluppo, ovvero l’allestimento e la preparazione dei siti e degli impianti estrattivi delle riserve, avviene in maniera sinergica, cioè sviluppando in parallelo le diverse fasi della progettazione e utilizzando quando possibile impianti esistenti. Infine, ma non meno importante, grazie alla cosiddetta near field exploration esploriamo vicino ai campi in produzione cogliendo tutte le possibili sinergie con le strutture già in loco, che permettono una rapida messa in produzione in caso di scoperta.

Riconvertire asset non utilizzati ci permette di risparmiare sui tempi e sui costi di sviluppo. Le due strutture galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO) dislocate sul posto, N’Goma e Olombendo, non sono state costruite da zero, ma sulla base di navi già esistenti e riconvertite per l’occasione. In particolare la Olombendo, la FPSO che opera nell’East Hub è entrata in servizio con cinque mesi d’anticipo sul programma, il suo nome deriva da uno strumento musicale a fiato tipico degli Ovimbundu, gruppo etnico Bantu della regione centrale del Paese. Frutto di competenze e tecnologie di ultima generazione, è nata a Singapore, ma alcuni elementi per l’attracco al sito offshore sono stati realizzati direttamente in Angola. La nave può produrre fino a 80.000 barili di petrolio al giorno e comprimere fino a 3,4 milioni di metri cubi di gas al giorno. Con 9 pozzi sottomarini, di cui 5 produttori e 4 iniettori d'acqua, posti a una profondità di 450 metri, la FPSO ha messo in produzione il campo di Cabaça South East, a 350 chilometri a nordovest di Luanda e 130 chilometri a ovest di Soyo.

Durante lo sviluppo dei siti West e East Hub abbiamo applicato regolamentazioni specifiche e abbiamo adottato le migliori tecniche disponibili per ridurre al minimo gli scarichi e le emissioni in atmosfera, andando oltre la normativa vigente in Angola e le best practice internazionali. Tra gli operatori Oil & Gas siamo stati i primi ad applicare nel Paese la Zero Discharge Policy per la gestione delle acque di produzione e dei residui di perforazione. Preveniamo le fuoriuscite di greggio mediante piani di emergenza approvati dalle autorità competenti e riduciamo il flaring, riutilizzando il gas associato alle estrazioni.

Non abbiamo mai svolto attività di esplorazione e sviluppo di idrocarburi all’interno dei confini dei Siti Naturali inclusi nella Lista del Patrimonio Mondiale UNESCO e a maggio 2019 ci siamo impegnati formalmente, dando riconoscimento ufficiale alla policy Biodiversità e dei Servizi Ecosistemici (BES) che già seguiamo nelle operazioni e che si inserisce nel nostro cammino di trasformazione. Ci impegniamo in investimenti a lungo termine, andando oltre le priorità di profitto a breve termine dal punto di vista operativo e sociale, così come riconosciuto dalla nuova mission aziendale, ispirata agli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite.