Il campo è collegato all'unità di produzione galleggiante di Jangkrik, gestita da Eni. Dopo il trattamento a bordo dell'FPU, il gas sarà trasferito alla rete per rifornire il mercato interno e l'impianto di liquefazione di Bontang.
Avviata da Eni la produzione di gas dal campo di Merakes East, nel bacino di Kutei, al largo dell'Indonesia: il giacimento, spiega l'azienda in una nota, si trova nel blocco East Sepinggan e produrrà fino a 2,9 milioni di metri cubi di gas al giorno o circa 18mila barili di olio equivalente al giorno alla produzione di Eni.
Il campo, continua la nota, si trova a 1,600 metri di profondità, circa 10 km a est di Merakes: è collegato tramite una connessione sottomarina all'unità di produzione galleggiante (FPU) di Jangkrik gestita da Eni, situata a circa 50 km di distanza. Dopo il trattamento iniziale a bordo dell'FPU, spiega l'azienda, il gas sarà trasferito alla rete per rifornire il mercato interno e l'impianto di liquefazione di Bontang, che fornisce GNL sia per il mercato interno che per l'esportazione.
L'avvio di Merakes East, si legge, rientra nella più ampia strategia di Eni per la valorizzazione delle consistenti risorse di gas presenti nel bacino indonesiano del Kutei: insieme allo sviluppo in corso del campo di Maha e alla recente approvazione dei piani di sviluppo del Northern Hub e di Gendalo-Gendang, l'avvio della produzione di Merakes Est è il risultato della stretta collaborazione tra Eni e SKK Migas, il Regolatore e Supervisore nel settore Upstream indonesiano.
Negli ultimi anni, informa la nota, Eni si è posizionata come il principale operatore del bacino di Kutei e uno dei principali attori del mercato indonesiano del gas: la società prevede di produrre fino a 56 milioni di metri cubi al giorno di gas e 90mila bopd di olio con l'avvio dei campi North Hub e Gendalo-Gandang.
Inoltre, Eni ha recentemente annunciato l'avvio di trattative con Petronas per la costituzione di una joint venture per la gestione di alcuni asset Upstream in Indonesia e Malesia, che combinerà circa 3 miliardi di barili di petrolio equivalente (boe) di riserve con altri 10 miliardi di boe di potenziale esplorativo aggiuntivo.
