San Donato Milanese (MI), 6 luglio 2015 - Eni ha avviato la produzione del giacimento giant a gas di Perla, situato nel Golfo del Venezuela a circa 50 chilometri dalla costa. L’attività è partita attraverso il primo pozzo di produzione, attualmente in fase di clean up.
Il giacimento è situato nella licenza Cardon IV, operata dalla società "Cardon IV S.A.", partecipata pariteticamente da Eni (50%) e da Repsol (50%). Perla è il più grande giacimento a gas scoperto nell’offshore dell’America Latina e la prima scoperta a gas messa in produzione nell’offshore del Venezuela. Questo risultato è stato possibile grazie alla stretta e proficua collaborazione fra il Ministero del Petrolio e delle Miniere del Venezuela, la compagnia di Stato venezuelana PDVSA, Cardon IV e i suoi azionisti.
Perla ha attualmente un potenziale di 480 miliardi di metri cubi di gas in posto (3,1 miliardi di barili di olio equivalente), con potenziale addizionale. Il giacimento, composto da rocce calcaree di età Mio-Oligocenica con eccellenti caratteristiche, è situato a circa 3.000 metri sotto il fondo del mare, in una profondità d’acqua di 60 metri. I pozzi con le migliori caratteristiche produttive avranno portate di oltre 4,2 milioni di metri cubi di gas al giorno (Mmc/g) ciascuno.
Lo sviluppo di Perla è stato pianificato in tre fasi per ridurre i tempi di sviluppo ("time to market") e diluire gli investimenti: la Fase 1 (Early Production) ha un plateau di produzione di circa 13 Mmc/g (pari a circa 40.000 barili di olio equivalente in quota Eni) incrementato dagli 8,4 Mmc/g pianificati inizialmente, la Fase 2 prevede un plateau di circa 23 Mmc/g dal 2017 (pari a circa 73.000 boed in quota Eni) e la Fase 3 un plateau finale di circa 34 Mmc/g dal 2020 (corrispondenti a circa 110.000 boed in quota Eni).
L’AD di Eni, Claudio Descalzi, ha commentato: "Eni raggiunge un altro importante risultato con la messa in produzione del campo offshore di Perla, in linea con i tempi presentati al mercato a marzo in occasione della Strategy Presentation. Perla rappresentava per Eni uno dei progetti di start up più significativi del 2015, e il risultato odierno conferma la validità del nostro modello di sviluppo per fasi che ci ha consentito di arrivare alla produzione con un time to market al top del settore".
Il piano di sviluppo comprende la posa a mare di quattro piattaforme collegate da un gasdotto di 30" ad una unità centrale di trattamento (Central Processing Facility) ubicata a terra a Punto Fijo (nella penisola di Paraguanà) e l’esecuzione di 21 pozzi di produzione. Nella CPF sono stati installati due impianti con una capacità di trattamento rispettivamente di 4,2 e 8,4 Mmc/g.
Lo sviluppo del campo, scoperto a fine 2009, è stato portato a termine in soli 5 anni, un tempo che si posiziona fra i migliori nel settore. Questa eccellente performance è stata ottenuta grazie all’utilizzo di moduli prefabbricati per la costruzione degli impianti di trattamento a terra, per minimizzare i lavori di costruzione.
Cardon IV ha firmato un Gas Sales Agreement con PDVSA per le tre fasi di produzione, fino al 2036. Il gas verrà principalmente utilizzato da PDVSA nel mercato domestico.
In Venezuela, Eni è presente anche nel campo ad olio pesante di Junin-5 (PDVSA 60%, Eni 40%), ubicato nella Faja dell’Orinoco, che contiene 35 miliardi di barili in posto certificati. La produzione di Junin-5 è iniziata a marzo 2013. Eni detiene inoltre una partecipazione nella società mista PetroSucre (PDVSA 74%, Eni 26%) che opera il campo offshore di Corocoro. La produzione attuale di Eni nel Paese è di circa 12.000 boed e supererà i 50.000 boed a fine anno, principalmente grazie alla crescita della produzione di Perla.
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