Blocco OML 116 Produzione La produzione è fornita dal giacimento Agbara che nel 2014 ha prodotto circa barili/giorno di petrolio in quota Eni.

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1 Nigeria Exploration & Production Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2014 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 135 mila boe/giorno. L attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di chilometri quadrati (7.638 chilometri quadrati in quota Eni) concentrata nelle aree onshore e offshore del Delta del Niger. Nella fase di produzione/sviluppo Eni è operatore nell onshore dei quattro Oil Mining Leases (OML) 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) e nell offshore degli OML 125 (Eni 85%), OPL 245 (Eni 50%) e partecipa nell OML 118 (Eni 12,5%), nonché nei service contract OMLs 116 e 119. Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa con una quota del 5% in 21 blocchi onshore e in 5 blocchi nell offshore convenzionale. Nella fase esplorativa Eni è operatore delle OML 134 (Eni 85%) e OPL 2009 (Eni 49%) nell offshore e dell OPL 282 (Eni 90%) e OPL 135 (Eni 48%) nell onshore. Inoltre partecipa nell OML 135 (Eni 12,5%). È in fase di conclusione il progetto realizzato sulla pipeline di trasporto Kwale-Akri nell area del Delta del Niger. La tecnologia proprietaria e-vpms (eni-vibroacoustic pipeline monitoring system) installata consente di localizzare in tempo reale eventuali perdite, riducendo in modo significativo fenomeni di bunkering. Nel corso dell anno sono proseguiti i programmi di supporto della popolazione locale con principali iniziative nella costruzione d infrastrutture pubbliche, miglioramento della qualità nei servizi di educazione, rafforzamento della copertura sanitaria di base, ampliamento delle aree fornite di energia elettrica, nonché attività di training per favorire lo sviluppo economico in particolare nel settore agricolo. È stato inaugurato da Eni un sito web dedicato alle attività di sostenibilità realizzate nel Paese. In particolare sono disponibili le informazioni e i dati relativi agli oil spill, emissioni da flaring e una sintesi sugli studi di impatto ambientale. Nel 2014 la Petroleum Technology Association of Nigeria ha riconosciuto due società Eni come migliori organizzazioni del settore Oil & Gas nel promuovere lo sviluppo locale (Local Content Operator). Il riconoscimento sottolinea l impegno Eni nella realizzazione di iniziative efficaci per sviluppare e sostenere le attività economiche locali, anche nel raggiungimento degli standard qualitativi specifici del settore upstream. L attività Eni in Nigeria è regolata da Production Sharing Agreement e da contratti di concessione e, in due titoli, da contratti di servizio nei quali Eni agisce in qualità di contractor per conto delle compagnie di Stato. Blocchi OMLs 60, 61, 62 e 63 Produzione Le quattro licenze onshore hanno fornito nel 2014 oltre il 40% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 59 mila boe/giorno. La produzione di liquidi e gas è supportata dall impianto di Obiafu-Obrikom della capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e dal terminale di carico delle petroliere a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,5 milioni di barili di petrolio. Una parte significativa delle riserve di gas delle quattro licenze è destinata all impianto di liquefazione di Bonny Island Nigeria-LNG (v. di seguito). Parte della produzione di gas alimenta la centrale termoelettrica a ciclo combinato di Kwale-Okpai della capacità di generazione di 480 MW. Nel 2014 le forniture alla centrale sono state di circa 2 milioni di metri cubi/giorno, pari a circa 12 mila boe/giorno (circa 2 mila boe/giorno in quota Eni).

2 Sviluppo È stato avviato il progetto di trattamento e re-iniezione delle acque di produzione di Ebocha nel blocco OML 61. Il progetto prevede una capacità massima di trattamento di 60 mila barili/giorno di acqua. Proseguono le attività di valorizzazione del gas associato con continue e progressive riduzioni di gas flared. Blocco OML 118 Produzione Nel 2014 il giacimento Bonga ha prodotto circa 15 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. La produzione è supportata da un unità FPSO della capacità di trattamento di 225 mila barili/giorno e di stoccaggio di 2 milioni di barili. Il gas associato è convogliato su una piattaforma di raccolta situata sul campo EA e da qui inviato all impianto di liquefazione di Bonny. Nel corso dell anno è stato conseguito lo start-up produttivo del giacimento Bonga NW, attraverso la perforazione e il completamento di 4 pozzi produttori e di 2 pozzi iniettori. Blocco OML 119 Produzione La produzione è fornita dai giacimenti Okono/Okpoho che nel 2014 hanno prodotto circa barili/giorno di petrolio in quota Eni attraverso una FPSO con capacità di trattamento di 80 mila barili/giorno e di stoccaggio di 1 milione di barili. Blocco OML 116 Produzione La produzione è fornita dal giacimento Agbara che nel 2014 ha prodotto circa barili/giorno di petrolio in quota Eni. Blocco OML 125 Produzione La produzione è fornita dal giacimento Abo che nel 2014 ha prodotto circa 20 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. La produzione è supportata da un unità FPSO della capacità di trattamento di 45 mila barili/giorno e di stoccaggio di 800 mila barili. Esplorazione L attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo Abo 12 mineralizzato a olio. La scoperta verrà allacciata alle facility produttive di Abo nel corso del SPDC Joint Venture (NASE) Nel 2014, la produzione fornita dalla SPDC JV ha rappresentato circa il 27% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 36 mila boe/giorno. Le attività di sviluppo proseguono nel blocco OML 28: (i) continua la campagna di drilling nell ambito del progetto integrato a petrolio e gas naturale nell area di Gbaran-Ubie. Il piano di sviluppo prevede la fornitura di gas naturale all impianto di liquefazione di Bonny attraverso la realizzazione di una Central Processing Facility (CPF) con una capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e 120 mila barili/giorno di liquidi; e (ii) lo sviluppo del giacimento Forkados-Yokri prevede la perforazione di 24 pozzi produttori, l upgrading delle flowstations esistenti e la realizzazione di facility di trasporto. Lo start-up è atteso nel Nigeria GNL Eni partecipa con il 10,4% nella joint-venture Nigeria LNG Ltd che gestisce l impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L impianto è in produzione con 6 treni della capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Una settima unità di trattamento è in fase progettuale. A regime la capacità produttiva dell impianto sarà di circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 46 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Attualmente le forniture di gas all impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement della durata di venti anni dalle produzioni della SPDC JV e della NAOC JV dai blocchi OML 60, 61, 62 e 63 con un impegno contrattuale di fornitura pari a circa 80 milioni di metri cubi/giorno (circa 7,6 milioni in quota Eni equivalenti a circa 49 mila boe/giorno).la produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Co. 2

3 Gas & Power Liquefazione del Gas Naturale Nel settore della liquefazione del gas naturale Eni partecipa a due joint venture: la Nigeria LNG Ltd (NLNG) e la Brass LNG Ltd (BLNG). Nigeria LNG Ltd (NLNG) Eni partecipa con il 10,4% nella Nigeria LNG Ltd che gestisce l impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, situato nella zona orientale del Delta del Niger. L impianto è in produzione con 6 treni della capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Una settima unità di trattamento è in fase progettuale. A regime la capacità produttiva dell impianto sarà di circa 30 milioni di tonnellate/ anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 46 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Attualmente le forniture di gas all impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement della durata di venti anni dalle produzioni della SPDC JV e della NAOC JV dai Blocchi OMLs 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) con un impegno contrattuale di fornitura pari a circa 80 milioni di metri cubi/giorno (circa 7,6 milioni in quota Eni equivalenti a circa 48 mila boe/giorno). La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sul mercato statunitense ed europeo e trasportata per mezzo della flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Co. Brass LNG Ltd (BLNG) Eni detiene il 17% nel progetto Brass LNG Ltd per la realizzazione di un impianto di liquefazione nei pressi dell esistente terminale di Brass, a circa 100 chilometri a ovest di Bonny. L impianto, con avvio atteso nel 2017, avrà a regime una capacità produttiva di 10 milioni di tonnellate/anno di GNL, articolata su due treni di trattamento, corrispondenti al feed gas di circa 16,7 miliardi di metri cubi/anno (circa 1,3 miliardi in quota Eni) per venti anni. Le forniture all impianto saranno assicurate attraverso la raccolta del gas associato proveniente da giacimenti in produzione e lo sviluppo di giacimenti a gas dei Blocchi onshore OML 60 e 61. Sono stati stipulati i contratti preliminari di vendita di lungo termine dell intera disponibilità di GNL, nell ambito dei quali l Eni ha acquistato 1,67 milioni di tonnellate/anno di GNL (pari a 2,3 miliardi di metri cubi/anno). Il GNL sarà consegnato prevalentemente al terminale di rigassificazione di Cameron in Louisiana negli Stati Uniti nel quale Eni detiene una capacità di circa 5,7 miliardi di metri cubi/anno. Proseguono le attività di front end engineering e una final investment decision è attesa nel Centrale termoelettrica di Kwale-Okpai Nell aprile del 2005 è stata inaugurata la centrale termoelettrica alimentata a gas di Kwale- Okpai, nel Delta State, con una capacità installata di 480 MW. Si tratta del primo impianto di questo tipo realizzato in Nigeria da una società petrolifera e si inserisce nel piano di valorizzazione del gas naturale locale. La centrale è alimentata dal gas prodotto dalle licenze OMLs 60, 61, 62 e 63. Il progetto è inserito nei programmi del governo nigeriano e di Eni per la riduzione delle emissioni di anidride carbonica in atmosfera ed è qualificato come progetto Clean Development Mechanism (CDM) ai fini degli obiettivi indicati dal Protocollo di Kyoto. Nel 2011 le forniture alla centrale sono state di circa 2 milioni di metri cubi/giorno, pari a circa 11 mila boe/giorno (circa 2 mila boe/giorno in quota Eni). Ingegneria & Costruzioni Saipem e Snamprogetti (incorporata per fusione in Saipem ad ottobre 2008) hanno realizzato diversi importanti progetti in Nigeria, tra i quali si segnalano la raffineria di Warri, il gasdotto Escravos-Lagos (454 chilometri) e le piattaforme di produzione del campo offshore di Agbara. Snamprogetti ha inoltre fornito l ingegneria per l oleodotto Escravos-Warri e ha partecipato al consorzio costituito per la progettazione e costruzione dell impianto di liquefazione del gas naturale di Bonny Island. Saipem, in joint venture con altri partner internazionali, ha partecipato alla costruzione dell impianto per il trattamento del gas naturale di Soku, il sistema galleggiante di produzione, 3

4 stoccaggio e caricamento del greggio (FPSO) del campo di Erha, le infrastrutture di produzione dei campi offshore di Yoho e Awawa, le infrastrutture dell East Area Additional Oil Recovery Project (Qua Iboe) e i lavori d ampliamento dell impianto di liquefazione di Bonny Island. Saipem possiede inoltre una yard di fabbricazione permanente propria nel Paese. Nel primo trimestre 2005 la joint venture paritetica costituita da Snamprogetti e la società americana KBR ha acquisito per conto ChevronTexaco il contratto Escravos GTL, relativo all ingegneria, l approvvigionamento e la costruzione di un impianto GTL (Gas to Liquids) nel Delta del Niger, a circa 100 chilometri a sud-est di Lagos. Nel 2011 sono proseguite le attività relative al progetto. L impianto sarà costituito da due treni paralleli. Agli inizi del 2006 Saipem si è aggiudicata per conto Shell Petroleum Development Co of Nigeria (SPDC) i contratti per la progettazione, l approvvigionamento e la posa di condotte, cavi elettrici ad alto voltaggio e cavi in fibra ottica per collegare i campi di Gbaran, nello stato del Bayelsa nel Delta del Niger, con l impianto di trattamento dell area e per la realizzazione della base logistica del campo di Gbaran Ubie, nel Delta del Niger. Nel 2010 i lavori relativi al contratto sono stati completati. Nel 2010 è stato completato inoltre il progetto per conto Shell Petroleum Development Co. che riguardava la costruzione, l installazione e la messa in esercizio di una condotta in area paludosa del diametro di 30 pollici e lunghezza di circa 46 chilometri, che collegherà gli snodi di San Bartholomew e Cawthorne Channel, nelle regioni del Bayelsa e River State, oltre allo smantellamento della condotta esistente e degli impianti accessori. Nel 2008 è stato acquisito il contratto per conto Total Exploration and Production Nigeria Ltd (TEPNG), operatore della joint venture NNPC/TEPNG, per l upgrade del progetto OML 58 attraverso la ristrutturazione della stazione di erogazione esistente e la realizzazione di un nuovo treno di trattamento del gas. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, demolizione, smontaggio, costruzione e commissioning relative a unità esistenti e nuove presso gli impianti di trattamento gas di Obagi e Obite. Nel corso del 2011 sono proseguite le attività relative al contratto. Nell ambito delle attività di perforazione offshore nigeriano, nel corso del 2011 la piattaforma semisommergibile Scarabeo 3 ha svolto attività di perforazione per conto Addax Petroleum. Nel giugno 2012 Saipem ha firmato con Addax Petroleum l estensione del contratto fino a febbraio Lo Scarabeo 3 è un impianto di perforazione semisommergibile di seconda generazione in grado di operare fino a piedi di profondità d'acqua. Nel settembre 2010 Saipem ha acquisito dalla joint venture tra NNPC e Chevron Nigeria Limited il contratto EPC (Engineering, Procurement, Construction) per il progetto Olero Creek Restoration, per il ripristino di alcune strutture produttive nella zona paludosa di Olero Creek, nello Stato del Delta, circa 200 chilometri a nordovest di Port Harcourt. Il complesso di stazioni di erogazione di Olero Creek è composto da quattro impianti di trattamento, collocati su chiatte, che separano il gas ed il petrolio provenienti dal pozzo per la successiva esportazione e re-iniettano l acqua nel giacimento. Il contratto prevede la rimessa a nuovo di due dei quattro impianti: la North Flow Station e la North Water Station. Il progetto permetterà al cliente di ripristinare i barili al giorno di produzione persi in seguito al precedente danneggiamento del complesso di Olero Creek. Nel corso del 2011 sono proseguite le attività relative al contratto. Nel 2011 sono proseguite le attività di ingegneria e approvvigionamento relative al contratto Bonga North West situato nel BLOCCO OML 118, al largo delle coste nigeriane. Il contratto è stato assegnato dalla Shell Nigeria Exploration and Production Company Limited (SNEPCo) e prevede l ingegneria, l approvvigionamento, la fabbricazione, l installazione e la messa in opera di 4

5 condotte di produzione con tecnologia pipe-in-pipe e delle condotte per la re-iniezione in acqua nel bacino del giacimento, oltre ai relativi sistemi di produzione sottomarini. Ad ottobre 2010 Saipem, per conto Mobil Producing Nigeria Unlimited, si è aggiudicata il contratto per il progetto Critical Crude Pipeline Replacement. Lo scopo del lavoro prevede la fabbricazione, il trasporto, l installazione e il testing per la sostituzione di 6 condotte che uniscono altrettante piattaforme marine, incluso lo shore approach e le strutture di protezione sottomarine. Nel corso del 2011 sono proseguite le attività relative al contratto. Sono terminate le principali attività e sono in corso le attività di pre-commissioning relative al progetto, di tipo EPIC, Usan, per conto Elf Petroleum Nigeria (Total), che prevede lo sviluppo sottomarino del giacimento offshore di Usan, situato circa 160 chilometri a sud di Port Harcourt. Il contratto prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione, installazione e assistenza relative alla messa in servizio di condotte sottomarine, ombelicali e riser che collegheranno quarantadue teste pozzo sottomarine al sistema di produzione galleggiante (FPSO, Floating Production Storage Offloading), nonché la realizzazione del sistema di esportazione del greggio costituito da una boa di ancoraggio e due linee di esportazione e di parte del sistema di ancoraggio dell FPSO. Per conto del Governo dello Stato del Rivers è stato completato nel 2011 il contratto, di tipo EPC, che prevede le attività di ingegneria, approvvigionamento costruzione e commissioning di una OCGT (open cycle gas turbine) power generation unit, a Port Harcourt. Nel settembre 2011 Saipem si è aggiudicata un progetto EPC per la costruzione del secondo treno della Centrale Elettrica Indipendente di Afam, nello Stato del Rivers, per conto del Governo dello Stato del Rivers. Saipem, già impegnata nello sviluppo della Fase 1 del Progetto, sarà interamente responsabile per le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione della Centrale Elettrica a ciclo aperto ad eccezione della fornitura della turbina a gas, che sarà consegnata gratuitamente dal Cliente. Il progetto avrà una durata di 18 mesi. Le attività relative al contratto sono attualmente in corso. Nell ottobre 2011 Saipem ha acquisito da Total E&P Nigeria Limited il contratto OFON2 D030, per le nuove infrastrutture a mare del campo Ofon, situato circa a 50 km dalla costa meridionale della Nigeria. Saipem svolgerà le attività di ingegneria, approvvigionamento, fabbricazione e installazione del jacket OFP2 (incluse le strutture del racket e i pali di fondazione) e di trasporto e installazione della nuova piattaforma OFQ completa per gli alloggi. La fabbricazione del jacket sarà effettuata nel cantiere Saipem di RumuolumEni, presso Port Harcourt, Nigeria. Sono in corso le attività relative al contratto. Nel giugno 2012 è stato firmato con Shell Petroleum Development Company un contratto EPC per il Progetto Otumara-Saghara-Escravos Pipeline; tale firma fa seguito all aggiudicazione avvenuta nel luglio 2011 relativa al medesimo progetto. Il contratto, che sarà sviluppato a circa 65 chilometri a nord-ovest di Warri, prevede l ingegneria, l approvvigionamento, la costruzione e la messa in servizio di una rete di gasdotti, per una lunghezza totale di 40 chilometri, che connetterà, in un area paludosa, le condotte di erogazione del cliente nei campi di Otumara, Saghara e Escravos. Il progetto, che si prevede verrà completato in 18 mesi, svolge per Shell un ruolo strategico per il rispetto della Regolamentazione Ambientale della Nigeria che prevede l azzeramento delle combustioni alla torcia nel Paese. A giugno 2012 Saipem si è aggiudicata un contratto per il progetto ASASA Pressure Maintenance da Mobil Producing Nigeria Unlimited, e i progetti Usari FA-FR risers e Edop Pipeline Extension da Aveon Offshore Ltd. Questi contratti prevedono la fabbricazione e installazione di condotte, oltre che di risers e flange, nei campi di Asasa, Usari e Edop, situati al largo dello stato di Akwa Ibom, nella regione 5

6 sud-orientale della Nigeria, a una profondità massima d acqua di 50 metri. Le attività a mare saranno eseguite dal pontone posatubi e sollevamento S355. Nel luglio 2012 Saipem si è aggiudicata un nuovo contratto E&C Onshore in Nigeria del valore di oltre 800 milioni di dollari. Il contratto chiavi in mano è stato assegnato per il progetto SSAGS (Southern Swamp Associated Gas Solution) che verrà sviluppato presso siti a circa 65 chilometri sud-est di Warri, nello Stato del Delta. Lo scopo del lavoro comprende l ingegneria, l approvvigionamento, la costruzione e la messa in servizio di impianti di compressione presso i quattro siti di Ogbotobo, di Beneside, di Opukushi e di Tunu, e di nuove strutture di produzione centrali in Tunu per il trattamento del gas associato raccolto. Il progetto sarà completato in 32 mesi. La realizzazione avverrà interamente nel Paese, ed è la prima volta che un mega-progetto viene sviluppato completamente in Nigeria. 6