Eni ha avviato la produzione di gas dal campo di Merakes East, nel bacino di Kutei, al largo dell'Indonesia. Il giacimento si trova nel blocco East Sepinggan (Eni 85%) e produrrà fino a 2,9 milioni di metri cubi di gas al giorno o circa 18.000 barili di olio equivalente al giorno alla produzione di Eni.

Il campo 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. Questo startup è un ulteriore esempio di sviluppo fast track, dato che il pozzo è entrato in produzione in circa due anni dalla decisione finale di investimento. Dopo il trattamento iniziale a bordo dell'FPU, 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 è un altro importante passo della più ampia strategia di Eni per la valorizzazione delle consistenti risorse di gas presenti nel prolifico 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, a seguito di importanti successi esplorativi e acquisizioni, 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 90.000 bopd di olio con l'avvio dei campi North Hub e Gendalo-Gandang.

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. Questa joint venture genererà sinergie sostanziali per renderla uno dei principali operatori di GNL nella regione e combinerà circa 3 miliardi di barili di petrolio equivalente (boe) di riserve con altri 10 miliardi di boe di potenziale esplorativo aggiuntivo.