Le attività di esplorazione e sviluppo

All’esplorazione può essere affidata anche l’esecuzione dei primi pozzi di sviluppo dei giacimenti. Nel 2017 abbiamo registrato la produzione record di idrocarburi pari a 1,82 milioni di boe/giorno.

Scelte e successi

Una ricerca continua: abbiamo recentemente scoperto nuovi giacimenti e ultimato nuovi pozzi esplorativi.

Il modello Upstream di Eni

Risorse a costi bassi, flessibilità nel breve termine, creazione di valore sostenibile e crescita nel lungo periodo. Con questi obiettivi favoriamo la massima integrazione tra esplorazione e sviluppo a partire dalle prime fasi della campagna esplorativa: durante l'esplorazione vengono svolte in simultanea attività di analisi propedeutiche allo sviluppo e si raccolgono e massimizzano le informazioni necessarie per migliorare l'ingegneria di progetto e ridurre il tempo per arrivare alla decisione finale di investimento (FID). L’attività esplorativa si conferma ancora elemento distintivo del modello Upstream di Eni, garantendo una grande base di risorse a costi bassi, assicurando flessibilità nel breve termine e alimentando la crescita nel lungo. Gli investimenti nell’esplorazione ammontano a 442 milioni di euro e hanno riguardato in particolare le attività in Cipro, Norvegia, Messico, Egitto, Libia e Costa d’Avorio nonché il completamento di 25 nuovi pozzi esplorativi (15,9 in quota Eni). A fine esercizio risultano 78 pozzi in progress (41,2 in quota Eni). Nel corso del 2017 sono state aggiunte 1 miliardo di boe equity di cui 800 milioni di boe da esplorazione in house al costo unitario di circa 1 $/ barile. Dal 2014 le risorse esplorative scoperte ammontano a più di 4 miliardi di boe, quasi il doppio della produzione equity dello stesso periodo. Nel febbraio 2018 è stata effettuata una scoperta gas con il pozzo Calypso 1 nel Blocco 6 (Eni 50%, operatore), nell’offshore di Cipro. Le prime analisi evidenziano la potenzialità della scoperta e confermano l’estensione del tema di ricerca di Zohr, uno dei 7 progetti record di Eni che rappresentano il successo del modello integrato di esplorazione e sviluppo messo in atto nel corso degli ultimi anni che conducendo in parallelo le fasi di esplorazione, di appraisal e di sviluppo, consente di raggiungere un time-to-market più rapido e una riduzione dei costi per la messa in produzione delle scoperte. La scoperta, che si trova nel blocco di Shorouk (Eni 60%, operatore) nell’offshore dell’Egitto, ha un potenziale di oltre 850 miliardi di metri cubi di gas in posto (circa 5,5 miliardi di boe).

I principali successi

Nel febbraio 2018 sono stati firmati 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. Eni partecipa con una quota del 40% in entrambi i blocchi. In Oman, è stato firmato con il Governo del Sultanato e la società di stato OOCEP, l’Exploration and Production Sharing Agreement per il Blocco 52 situato nell’offshore del Paese. Contestualmente Eni e la Qatar Petroleum hanno firmato un accordo di assegnazione di una quota del blocco. L'operazione è soggetta all’approvazione delle Autorità competenti del Paese. A seguito degli accordi Eni sarà operatore dell’area con una quota del 55%. In Kazakhstan, è stato firmato l’accordo con il Ministero dell’Energia e KMG per il trasferimento ad Eni del 50% dei diritti per la ricerca e la produzione di idrocarburi del blocco Isatay, situato nel Mar Caspio. Il blocco sarà operato da una joint operating company paritetica tra Eni e KMG. Eni potrà fare leva sulle sue tecnologie proprietarie, la sua leadership nell’esplorazione e la consolidata esperienza in aree sfidanti dal punto di vista tecnico e ambientale come quella del bacino del Caspio. Finalizzato nel marzo 2017 un farm-in agreement per l’acquisto del 50% del Blocco 11, operato da Total, nell’offshore di Cipro. Il blocco esplorativo di 2.215 chilometri quadrati è prossimo alla scoperta di Zohr. Completata con successo la campagna esplorativa dell’Area 1, nell’offshore del Messico. I successi esplorativi e la revisione dei modelli di reservoir hanno consentito di incrementare le risorse complessive del blocco a 2 miliardi di boe in posto, dei quali circa il 90% a olio. Eni ha presentato alle competenti Autorità del Paese il piano per lo sviluppo delle tre scoperte presenti nell’area. Il portafoglio esplorativo è stato rinnovato attraverso l’acquisizione di oltre 97.000 chilometri quadrati in quota Eni di nuovo acreage in, oltre i citati Kazakhstan e Oman, Cipro, Costa d’Avorio, Marocco e Messico.

Come si sceglie un blocco esplorativo

Le operazioni esplorative iniziano con la prospezione geofisica, che comprende le operazioni necessarie all'individuazione delle trappole (serbatoi di rocce che consentono la formazione e l'accumulo di idrocarburi). Viene di norma utilizzato un rilevamento sismico a riflessione che è in grado di ricostruire l'assetto stratigrafico delle rocce che costituiscono il sottosuolo e in casi favorevoli, di fornire, tramite ulteriori elaborazioni, anche informazioni sulla loro struttura litologica e sulla natura dei fluidi in essa contenuti. I pozzi esplorativi hanno il compito di accertare se la trappola contiene idrocarburi, di che tipo e in quale quantità, e di verificare se il modello geologico del sottosuolo che è stato adottato sia effettivamente quello previsto. Le informazioni necessarie vengono ricavate dall'esame diretto delle rocce e fluidi. Nelle aree marine i pozzi esplorativi vengono perforati da impianti montati su strutture mobili di tipo autosollevante o semisommergibile e su navi di perforazione.

Le tecnologie per l'esplorazione

La ricerca, le innovazioni e la tecnologia favoriscono i grandi successi nell’ambito della scoperta di nuovi giacimenti in tutto il mondo. Per esplorare il sottosuolo servono tecnologie all’avanguardia e Eni, grazie alla collaborazione con il Massachusetts Institute of Technology (MIT), ha potuto sviluppare studi e applicazioni utili. Grazie alle carote di fondo è possibile studiare la storia dei giacimenti per prevedere la produzione di idrocarburi nel tempo e con la tecnologia Sand-box investigare le strutture geologiche delle rocce analizzandone la geometria e l’evoluzione geologica per la ricerca di idrocarburi. Altri progetti di ricerca, come Gas Systems, permettono di simulare il sistema petrolifero per individuare le aree più interessanti per la presenza di accumuli e i fattori che concorrono al rischio esplorativo. Ancora, grazie alla tecnologia DVA (Depth Velocity Analysis) si ottiene un’immagine 3D del sottosuolo, il più simile possibile alla realtà, utile alla scoperta di nuovi giacimenti. Tra gli strumenti aziendali chiave per ottenere risultati di successo c'è la modellistica fluidodinamica di giacimento avanzata. Fa leva sulle capacità di calcolo del Green Data Center di Ferrera Erbognone (Pavia), che ospita i sistemi informatici centrali di elaborazione di Eni. L'utilizzo di algoritmi sofisticati proprietari di imaging sismico consente di ottenere modelli del sottosuolo sempre più accurati, riducendo il rischio sia nella fase esplorativa, sia in quella di sviluppo. All’interno dell’infrastruttura è presente HPC4, il supercomputer che viene usato da Eni principalmente per lo studio dei dati provenienti dal sottosuolo. Il nuovo supercalcolatore quadruplica il prestigio del Green Data Center, rendendolo il più potente al mondo a livello industriale.

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 deviati in modo da drenare la più vasta area possibile da un'unica postazione.