Eni приняла ОИР по газовым проектам Индонезии

Москва, 18 мар – ИА Neftegaz.RU. Итальянская Eni SpA продолжает работу над газовыми проектами на континентальном шельфе Восточного Калимантана в Индонезии – South Hub и North Hub. Компания приняла окончательное инвестиционное решение (ОИР) по месторождениям Gendalo и Gandang, Geng North и Gehem.
Об этом сообщила пресс-служба Eni.

Компания приняла ОИР спустя 18 месяцев после того, как получила одобрение на развитие газовых проектов от властей Индонезии. В августе 2024 г. местное правительство утвердило план разработки месторождений, входящих в South Hub (Gendalo и Gandang) и North Hub (Geng North и Gehem).

Принятие ОИР стало следствием тесного сотрудничества Eni с партнерами и правительством Индонезии. Власти позволили компании обеспечить поставки значительных объемов газа и сжиженного природного газа (СПГ) для поддержания энергетической безопасности страны и мира.

По данным Eni, проекты сочетают передовые технологии с использованием уже действующей инфраструктуры, включая полупогружную плавучую добычную установку (FPU) Jangkrik и завод по сжижению природного газа Bontang LNG.

О газовых проектах Eni

Разработка South Hub предполагает:

работу на глубинах от 1 тыс. до 1,8 тыс. м,
бурение семи добывающих скважин,
установку глубоководных добывающих систем, подключенных к FPU Jangkrik.

Работа по проекту South Hub подразумевает разработку совокупных запасов газа в объеме 2 трлн фут³ газа.

В рамках разработки North Hub планируется:

пробурить 16 добывающих скважин на глубине от 1,7 тыс. до 2 тыс. м,
установить подводные системы, связанные с недавно построенной FPSO:

FPSO может перерабатывать более 1 млрд фут³/сутки газа и 90 тыс. барр./сутки конденсата;
емкость хранения – 1,4 млн барр.

Напомним, Geng North, открытое в 2023 г., должно стать ресурсной базой для СПГ-завода Bontang LNG на побережье Восточного Калимантана. Месторождение примыкает к газовому проекту Indonesia Deepwater Development (IDD), в котором Eni выкупила долю участия и права оператора у американской Chevron Corp. Сделка состоялась в июле 2023 г. Там планируется добывать 5 трлн фут³ газа и 400 млн барр. газового конденсата. На близлежащем месторождении Gehem, которое будет разрабатываться с помощью новой FPSO, планируется добывать 1,6 трлн фут³.

Общие запасы двух проектов достигают около 10 трлн фут³ газа и 550 млн барр. сопутствующего конденсата. Запуск South Hub и North Hub запланирован на 2028 г. Ожидается, что уже в 2029 г. Eni будет добывать на этих площадках 2 млрд фут³/сутки газа и 90 тыс. барр./сутки сопутствующего конденсата.

В рамках проекта газ будет транспортироваться по экспортному газопроводу на береговую площадку, откуда будет поступать во внутреннюю трубопроводную сеть и на завод Bontang LNG. Затем СПГ будет направляться на внутренний и международный рынки, а конденсат будет перерабатываться и храниться на FPSO для последующей перевозки на танкерах.

Для реализации задуманных цепочек производства и поставок Eni намерена продлить срок эксплуатации завода Bontang LNG за счет возобновления работы простаивающей линии сжижения (линия F).

Оба проекта – South Hub, так и North Hub – Eni в рамках объединения бизнеса с Petronas планирует использовать для создания новой компании. Ожидается, что к 2029 г. СП будет производить более 500 тыс. бнэ/сутки.

Деятельность Eni в Индонезии

Компания работает в Индонезии с 2001 г. и является крупным производителем природного газа в стране. Eni занимается различными видами деятельности – от геологоразведочных работ (ГРР) до разработки и добычи. Разработка газовых проектов в Индонезии соответствует планам компании по изменению структуры портфеля. Eni перестраивает свою модель в сторону природного газа и СПГ. К 2030 г. доля газовых проектов должна составлять 60%.

Напомним, в декабре 2025 г. Eni обнаружила новое газовое месторождение на шельфе Восточного Калимантана в Индонезии после того, как пробурила 1 декабря 2025 г. разведочную скважину Konta-1 в северной части рабочей области Muara Bakau (бассейн Kutei).

Автор: К. Кожемяченко