Eni ha ufficialmente annunciato il successo dei test di produzione eseguiti sulla scoperta Geliga-1, situata nel prolifico Bacino del Kutei, nell’offshore indonesiano. Le prove tecniche condotte sul campo hanno confermato le eccellenti caratteristiche del giacimento, evidenziando una capacità di sostenere livelli produttivi di assoluto rilievo che superano le aspettative iniziali della compagnia. I dati emersi durante le operazioni di monitoraggio rafforzano notevolmente il potenziale strategico dell’area e permettono di delineare opzioni di sviluppo in modalità fast-track, sfruttando le sinergie con le infrastrutture già presenti o in fase di completamento nella regione. Questo traguardo rappresenta un elemento chiave per la strategia di crescita nel Sud/Est asiatico, dove il gruppo intende consolidare la propria posizione di operatore di riferimento attraverso l’integrazione di nuove risorse energetiche. L’eccellente risposta del pozzo durante le prove di flusso garantisce una stabilità operativa che facilita la pianificazione industriale dei prossimi anni, confermando l’importanza del Kalimantan Orientale come centro nevralgico per l’estrazione di gas naturale.
Prestazioni record e stime delle risorse in posto
Durante la fase sperimentale, il pozzo Geliga-1 ha erogato portate fino a 1,7 milioni di metri cubi standard di gas al giorno. Tale limite è stato imposto esclusivamente dalla capacità tecnica dell’impianto di perforazione, poiché il giacimento ha mostrato una variazione di pressione del tutto marginale, segno di una straordinaria capacità produttiva latente. Sulla base di questi rilievi, le stime attuali indicano che il pozzo potrebbe produrre in modo sostenibile circa 5,7 milioni di metri cubi di gas e 10.000 barili di condensati ogni giorno.
La scoperta si trova nel Blocco Ganal, a circa 70 chilometri dalla costa del Kalimantan orientale. Il pozzo è stato spinto fino a una profondità totale di 5.100 metri, operando in un fondale marino di 2.000 metri. Le indagini petrofisiche hanno rilevato una colonna a gas significativa nell’intervallo miocenico, con proprietà della roccia definite eccellenti dagli esperti. Complessivamente, le stime preliminari parlano di circa 140 miliardi di metri cubi di gas e 300 milioni di barili di condensati in posto.
Uno sviluppo integrato per il terzo hub produttivo
L’aspetto più rilevante dal punto di vista industriale riguarda la vicinanza di Geliga-1 alla scoperta di Gula, un altro giacimento non ancora sviluppato che vanta circa 56 miliardi di metri cubi di gas. L’unione dei due asset permetterebbe di sostenere una produzione incrementale massiccia, stimata in 28 milioni di metri cubi di gas e 80.000 barili di condensati al giorno. Per questo motivo, Eni sta definendo un Piano di Sviluppo (POD) da sottoporre al governo indonesiano nelle prossime settimane.
L’obiettivo è la creazione di un terzo hub produttivo nel Bacino del Kutei, che andrebbe ad affiancarsi ai progetti Gendalo-Gandang (South Hub) e Geng North-Gehem (North Hub). Questo approccio “fast-track” mira a velocizzare i tempi di messa in produzione, seguendo il modello già implementato per il North Hub. Parallelamente, si ipotizza il potenziamento dell’impianto di liquefazione di Bontang, con la possibile riattivazione di due treni di produzione attualmente fermi per gestire l’aumento dei volumi estratti.
La nuova frontiera societaria con Searah e PETRONAS
La scoperta di Geliga-1 non ha solo una valenza tecnica, ma accresce il valore degli asset di Eni in vista di importanti operazioni societarie. Il Blocco Ganal, operato da Eni (82%) insieme a Sinopec (18%), confluirà infatti in Searah, la nuova realtà nata dalla collaborazione paritetica tra Eni e PETRONAS, il cui closing è previsto per il secondo trimestre del 2026. La nuova società gestirà un portafoglio di 19 blocchi tra Indonesia e Malesia, puntando a valorizzare circa 3 miliardi di barili di olio equivalente.
Presente in Indonesia dal 2001, Eni vanta oggi una produzione netta di circa 90.000 barili di olio equivalente al giorno. Il successo di Geliga-1 conferma l’efficacia della strategia esplorativa del gruppo, orientata verso bacini già noti ma ad alto potenziale residuo, garantendo al contempo una maggiore sicurezza energetica e una transizione operativa verso risorse a minore impatto relativo come il gas naturale.
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