Eni impulsa importantes proyectos de gas en aguas profundas con dos decisiones finales de inversión.

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Con la aprobación de los yacimientos de Gendalo, Gandang, Geng North y Gehem, Eni está preparada para suministrar hasta 2 mil millones de pies cúbicos diarios de gas y 90 000 barriles diarios de condensado en su fase de máxima producción. Estos proyectos aprovechan la infraestructura existente para acelerar la comercialización y fortalecer tanto el suministro interno como las exportaciones de GNL.

Eni ha tomado las Decisiones Finales de Inversión (FID, por sus siglas en inglés) para el proyecto de gas Gendalo y Gandang (South Hub) y para los campos Geng North y Gehem (North Hub), tan solo 18 meses después de la aprobación de los Proyectos de Desarrollo (POD, por sus siglas en inglés) en 2024. Este hito confirma el rápido ritmo de desarrollo de los proyectos de gas en aguas profundas de Eni frente a la costa de Kalimantan Oriental.

Estos proyectos combinan tecnologías de vanguardia con el aprovechamiento de la infraestructura existente, incluyendo la Unidad Flotante de Producción (FPU) de Jangkrik y la planta de licuefacción de Bontang . Este enfoque integrado permite una importante eficiencia en los costos y acelera el tiempo de comercialización.

El plan de desarrollo de Gendalo y Gandang, en profundidades de agua que oscilan entre 1.000 y 1.800 metros, incluye la perforación de siete pozos productores y la instalación de sistemas de producción submarinos en aguas profundas conectados a la plataforma flotante de producción y almacenamiento (FPSO) Jangkrik. Para el North Hub, el proyecto prevé la perforación de 16 pozos productores en profundidades de agua entre 1.700 y 2.000 metros, y la instalación de sistemas submarinos conectados a una plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de nueva construcción, capaz de procesar más de 1.000 millones de pies cúbicos estándar por día (bscfd) de gas y 90.000 barriles por día (bpd) de condensado, con una capacidad de almacenamiento de 1,4 millones de barriles.

Los volúmenes combinados de gas en producción para ambos proyectos ascienden a casi 10 Tcf de gas inicialmente en producción (GIIP), con 550 millones de barriles de condensado asociado. Se prevé que ambos proyectos entren en funcionamiento en 2028 y que Eni alcance una producción máxima de 2 bscfd de gas y 90 000 bpd de condensado en 2029. El gas se transportará a tierra firme mediante un gasoducto de exportación hasta una instalación receptora que abastecerá tanto la red de gasoductos nacionales existente como la planta de GNL de Bontang. El GNL producido abastecerá la demanda nacional y los mercados internacionales. El condensado se procesará y almacenará en alta mar en la FPSO para su exportación mediante buques cisterna.

El plan de desarrollo también incluye la prolongación de la vida útil de la planta de GNL de Bontang mediante la reactivación de uno de sus trenes de licuefacción actualmente inactivos (Tren F).