La strategia Upstream: modello esplorativo di Eni

Upstream: il nostro modello esplorativo

L’efficienza nell’esplorazione ci consente di mantenerci competitivi anche negli scenari energetici più sfidanti, mentre continuiamo a ridurre le emissioni.

Creare valore in modo sostenibile

Per valorizzare in un’ottica sostenibile il portafoglio upstream Oil & Gas abbiamo istituito la Direzione Generale Natural Resources, una delle due Direzioni Generali che compongono la nostra struttura organizzativa. La Direzione cura anche le attività di efficienza energetica, i progetti di cattura e stoccaggio della CO₂ e i progetti di Forestry REDD+, contribuendo al nostro percorso di riduzione delle emissioni GHG verso l’obiettivo zero emissioni nette.

Un’esplorazione efficiente per velocizzare il time to market

L’upstream comprende tutte le attività a monte della filiera produttiva del gas naturale e dell’olio, prima del trasporto e della commercializzazione: acquisizione dei diritti di sfruttamento, esplorazione, sviluppo e produzione. Il nostro modello operativo integra tutte queste fasi per aumentare velocità e produttività, in modo da rispondere con più prontezza alle richieste di energia e all’andamento dei mercati. Punto di forza rimangono le nostre tecnologie proprietarie e le competenze preziose delle nostre persone, che ci permettono di individuare nuove risorse con grande velocità ed elevata precisione.

L’esplorazione per Eni si conferma, anche nel 2021, driver di crescita e elemento distintivo del modello upstream. I risultati raggiunti in quest’ultimo anno, ci hanno inoltre consentito di ottenere il titolo di “Explorer of the Year 2021” da parte della World Energy Capital Assembly. Oltre alla scoperta di 700 milioni di boe di nuove risorse al costo competitivo di $1,3/boe, il principale successo del 2021 è stato quello della scoperta del giant Baleine nell’offshore profondo della Costa d’Avorio. Con un potenziale minerario di oltre 2 miliardi di barili di olio in posto e circa 2,4 trilioni di piedi cubi (TCF) di gas associato, che sarà sviluppato in modalità “fast-track” e per fasi, sarà il primo progetto del continente africano realizzato con zero emissioni nette (scope 1 e 2).

La carbon neutrality sarà raggiunta utilizzando una combinazione di leve di compensazione delle emissioni tramite progetti di distribuzione di Improved Cookstoves (Sviluppo Sostenibile) e di conservazione delle foreste (REDD+). La scoperta di Baleine conferma l’impegno Eni di generare valore riducendo al contempo l’impronta di carbonio e l’attenzione a migliorare il time-to-market delle scoperte esplorative.

Il nostro portafoglio esplorativo, nel 2021, è stato rinnovato con circa 15.800 chilometri quadrati di nuovi permessi in Angola, Costa d’Avorio, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Norvegia, Regno Unito e Vietnam. Diversi risultati significativi sono stati raggiunti con scoperte near-field in Angola, dove la scoperta a olio di Cuica-1 consentirà di allungare la vita utile della FPSO che opera il blocco, in Ghana, con la scoperta a olio di Eban nel blocco operato CTP 4 in prossimità dell’hub produttivo Sankofa, e in Messico, con la scoperta a olio nel prospetto esplorativo Sayulita che fa seguito a quella di Saasken nel 2020. Altri successi esplorativi sono stati conseguiti anche in Egitto, Indonesia, Norvegia e Regno Unito.

Nell’arco del Piano Strategico 2022-2025 le attività esplorative continueranno a rappresentare un fattore distintivo e la fonte principale della diversificazione di Eni verso un portafoglio caratterizzato da una definita presenza di gas, un veloce time to market e un basso breakeven. L'esplorazione si concentrerà su opportunità near field e legate a infrastrutture esistenti in bacini provati con elevato potenziale a gas.

 

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Upstream e circolarità verso la decarbonizzazione

Una piattaforma del Golfo del Messico può essere recuperata e riutilizzata in Congo. Una nave può essere completamente riconvertita a Singapore e diventare il cuore tecnologico di un grande hub offshore ancorato ai fondali oceanici dell’Angola. L’economia circolare e la decarbonizzazione sono valori centrali anche per l’upstream: ogni asset è prezioso e ogni risorsa va valorizzata in un’ottica di riduzione delle emissioni climalteranti. Nel 2021 i volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine sono stati pari a 1,16 miliardi di Sm3, in aumento del 12% rispetto al 2020, principalmente a causa della ripresa delle attività presso gli impianti di Abu-Attifel ed El Feel in Libia, rimasti fermi per quasi tutto il 2020. La riduzione complessiva rispetto al 2014 è del 31%, sempre in linea con l’obiettivo zero gas flaring di routine entro il 2025.

Sempre nel 2021 abbiamo ridotto le emissioni fuggitive da metano del 18% rispetto al 2020, grazie al monitoraggio e le manutenzioni effettuate nell’ambito delle campagne LDAR (Leak Detection And Repair) che vengono svolte con cadenza periodica.

Prendendo come riferimento il 2014, la riduzione complessiva arriva al 92% confermando il raggiungimento anticipato del target di riduzione di emissioni fuggitive di metano dell’80% che avevamo fissato per il 2025. Oltre a non essere più disperso nell’ambiente, questo gas naturale è stato immesso nel mercato contribuendo al flusso di cassa dell’azienda: un perfetto esempio del valore economico di circolarità e decarbonizzazione.  

Dal giacimento alla produzione finale

La produzione finale è l’obiettivo delle nostre operazioni fin dalle fasi di esplorazione: integrando gli studi dei nostri Centri Ricerche e la capacità d’analisi del supercomputer HPC5 acquisiamo in anteprima informazioni sul giacimento per cominciare subito a progettare lo sviluppo. Il campo viene poi portato in produzione gradualmente in modo che le nuove infrastrutture si integrino e potenzino la capacità produttiva. La rapidità nell’esplorazione e nell’estrazione ci consente di rispondere in tempi rapidi alla domanda di energia. In questo contesto, il Dual Exploration Model e cioè la cessione di quote di minoranza dei giacimenti già in fase di esplorazione, ci consente di generare cassa in anticipo, ottenendo risorse utili per essere reinvestite, rendendo il processo ancora più efficiente. 

In termini più tecnici, il successo del nostro modello di sviluppo si basa su:

  • parallelizzazione delle fasi (appraisal, pre-development, ingegneria)
  • approccio modulare che prevede avvio accelerato in early production e successivo ramp-up
  • minimizzazione dell’esposizione finanziaria
  • insourcing delle fasi critiche di progetto (ingegneria di dettaglio, supervisione della produzione, commissioning/hook-up) alle quali applicare le nostre competenze.

Le operazioni di sviluppo

Per recuperare gli idrocarburi occorre mettere in produzione il giacimento, perforando un numero ottimale di pozzi di produzione e installando le attrezzature necessarie per liberare il gas e l'olio dalle componenti indesiderate (particelle solide, acqua, sali, eccetera) e per separare la fase liquida del petrolio da quella gassosa. In mare le operazioni di sviluppo sono più complesse, i pozzi di produzione sono perforati da piattaforme fisse di vario tipo (in acciaio, in cemento, semisommergibili, ancorate con cavi) di dimensioni spesso gigantesche e canalizzati in modo da drenare la più vasta area possibile da un'unica postazione.

Le attività di produzione

Al termine della fase di sviluppo iniziano le attività di produzione, attraverso le quali gli idrocarburi sono estratti dal giacimento, trattati negli impianti e inviati al mercato tramite pipeline o navi. Durante la vita produttiva, che può durare anche decenni, il giacimento è continuamente monitorato, vengono effettuati interventi nei pozzi per ottimizzare la produzione e, in alcuni casi, si procede a progetti di recupero avanzati, con l'iniezione di gas o di acqua, per aumentare la quantità di idrocarburi recuperabili.