Eni ha perforato con successo Agogo 3, il secondo pozzo di delineazione della scoperta di Agogo situata nel Blocco 15/06 nell’offshore angolano. I risultati permettono di incrementare di circa il 40% le risorse di olio in posto che vengono adesso rivalutate a 1 miliardo di barili con ulteriore potenziale da confermare nella parte settentrionale del campo.
I dati acquisiti sul pozzo confermano la comunicazione dei reservoir con Agogo 2 e l’estensione degli stessi verso nord. Il pozzo di delineazione è stato progettato ed eseguito in alta deviazione ed è stato ubicato grazie alla tecnologia proprietaria di imaging geofisico Eni.
Il pozzo ha raggiunto le sequenze obiettivo che si estendono verso nord nella megastruttura di Agogo al di sotto della spessa copertura salina. Sul pozzo è stata condotta una intensa campagna di acquisizione dati che indica una capacità produttiva superiore ai 15.000 barili/giorno.
La JV del Blocco 15/06 (Eni, operatore, 36,8421%; Sonangol P&P, 36,8421%; SSI Fifteen Limited, 26,3158%) ha annunciato a gennaio 2020 l’inizio della produzione pilota del campo di Agogo attraverso un tie-in sottomarino del pozzo Agogo 1 alla FPSO N’Goma (West Hub) appena 9 mesi dopo la scoperta. Eni ed i partner della JV hanno già iniziato gli studi per il pieno sviluppo del campo con un nuovo hub di produzione, con l’obiettivo di raggiungere un FID entro il 2021.
L’Angola è un paese chiave nella strategia di crescita organica della Società, presente nel paese sin dagli anni 80 e che oggi conta una produzione equity di circa 140.000 barili di olio equivalente al giorno. Oltre al Blocco 15/06, Eni è anche operatore del blocco onshore Cabinda Nord, e incrementerà i propri asset con l’aggiunta del Blocco 1/14 nell’offshore del Bacino del Congo, del blocco Cabinda Centro e del Blocco 28, quest’ultimo localizzato nel bacino offshore del Namibe.
