پارس جنوبی؛ پایتخت انرژی دنیا شد

دکترعباد الله قمبری - کارکنان اداره اکتشاف شرکت ملی نفت ایران در اوایل دهه 1350 خورشیدی هنگام لرزه نگاری در آب های نیلگون خلیج فارس بر روی خط مرزی مشترک ایران و قطر در فاصله 100 کیلومتری سواحل جنوبی ایران به وجود ذخایر قابل توجه هیدرو کربوری پی بردند. این اکتشافات موجب تشکیل پرونده محرمانه ای در وزارت نفت ایران در آن سال ها شد. در نهایت پیروزی انقلاب اسلامی و هشت سال جنگ تحمیلی وقفه ای حدود 20 سال را در ظهور بزرگ ترین سفره گازی مستقل آبی در دنیا ایجاد کرد، که با حفر اولین چاه اکتشافی در سال 1369 پارس جنوبی به عنوان قطب جدید انرژی دنیا ظهور کرد. بر اساس برآوردهای صورت گرفته حدود 3700 کیلومتر از مساحت میدان پارس جنوبی 9700 کیلومتر مربعی در آب های جمهوری اسلامی ایران قرار گرفته که پردازش اطلاعات اکتشافی و ژئو فیزیکی حاکی از آن است که بالغ بر 2/14 تریلیون متر مکعب گاز طبیعی نهفته در این میدان به ایران تعلق خواهد داشت( در صورت شتاب در برداشت)، علاوه بر گاز خشک، همچنین امکان استحصال 18 میلیارد بشکه مایعات گازی نیز از این حوزه عظیم هیدروکربوری دنیا نیز وجود دارد. اقتصاد دانان معتقدند این میزان ذخیره هیدروکربوری با فرض تعیین ارزش هر متر مکعب گاز 5 سنت و هر بشکه مایعات گازی 25 دلار، بیش از یک هزار و 150 میلیارد دلار درآمد نصیب ایرانیان خواهد کرد.
بررسی وضع موجود در توسعه میدان پارس جنوبی نشان می دهد، در شرایط فعلی ایران با راه اندازی 10 فاز و استحصال روزانه 10 میلیارد فوت مکعب گاز طبیعی( معادل 200 میلیون متر مکعب) کمی از شریک قطری خود در برداشت گاز عقب است. اما مرور برنامه های توسعه ای کلان این ذخیره بزرگ گازی این امید را زنده نگه می دارد که با اجرای به موقع طرح های آتی ضمن کنار زدن شریک قطری، دگردیسی کاملی را در مناسبات صنعتی، اقتصادی و اشتغال کشور ایجاد کند.
از نظر صاحب نظران حوزه اقتصاد انرژی بدون شک اجرای کامل برنامه های توسعه ای در پارس جنوبی شامل ایجاد حداقل 28 فاز پالایشگاهی گاز، 3 کارخانه تولید ال ان جی و دهها واحد پایین دستی پتروشیمی در منطقه ویژه انرژی پارس با توجه به شرایط تحریم و فشارهای بین الملی در گروی اعتماد و اتکا به پیمانکاران، سازندگان و مشاوران داخلی خواهد بود. در این راستا شرکت پتروپارس که تاکنون در آزمون های مختلف سر بلند بیرون آمده یک نقطه اتکا خواهد بود. آن چه در ذیل آمده مروری بر توسعه میدان پارس جنوبی در سالگرد سی امین پیروزی انقلاب در ایران است:

افزایش 100 درصدی ظرفیت تولید در فاز یک
طرح‌ توسعه‌ فاز یک‌ پارس‌جنوبی به‌ منظور برداشت‌ روزانه‌ 28 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی‌ طراحی‌ و اجرا شده‌ است‌ . مهمترین اهداف‌ این‌ طرح‌ شامل تولید روزانه‌ ٢٥میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی، ٤٠ هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی جهت صادرات و نیز تولید ٢٠٠ تن‌ گوگرد جهت صادرات بوده است که این قرارداد به مبلغ ٧٨٠ میلیون دلار به امضا رسیده است؛ قابل ذکر است، در راستای تقویت صنایع داخلی و در اجرای این پروژه میزان سهم داخلی تا ٦٥درصد تحقق یافته است.
در این طرح تاسیسات‌ دریایی‌ مورد نیاز در فاصله‌ حدود ١٠٥ کیلومتری‌ از ساحل‌ بندر عسلویه‌ قرار دارند که شامل دو سکوی‌ تولید با 12 حلقه‌ چاه‌، یک‌ سکوی‌ فرآورش‌، یک‌ سکوی‌ مسکونی‌ برای‌ اسکان‌ 92 نفر، مشعل‌، خط‌ لوله‌ زیر دریایی‌ 18 اینچ‌ به‌ طول‌ تقریبی‌ 5/5 کیلومتر جهت‌ انتقال‌ گاز از سکوی‌ تولید به‌ سکوی‌ فرآورش‌، خط‌ لوله‌ 32 اینچ‌ زیر دریایی‌ به‌ طول‌ 105 کیلومتر جهت‌ انتقال‌ گاز و مایعات‌ گازی‌ به‌ پالایشگاه‌ ساحلی‌ و خط‌ لوله‌ 30 اینچ‌ صادرات‌ میعانات‌ گازی‌ به‌ طول‌ 3 کیلومتر و ترمینال‌ گوی‌ شناور (SBM) است که گاز و میعانات‌ گازی‌ به‌صورت‌ 2 فازه‌ منتقل می‌شوند.
همچنین در بخش تاسیسات‌ ساحلی‌ این‌ فاز لازم است، واحدهای‌ دریافت‌ و جداسازی‌ گاز و میعانات‌ گازی‌، تثبیت‌ میعانات‌ گازی‌، شیرین‌سازی‌، نم‌زدایی‌، مرکپتان‌زدایی‌، تنظیم‌ نقطه‌ شبنم‌ و تراکم‌ گاز جهت‌ انتقال‌ و بازیافت‌ و همچنین‌ دانه‌بندی‌ گوگرد ساخته شود.
طرح‌ توسعه‌ فاز یک‌ میدان‌ گازی‌ پارس‌ جنوبی‌ در بهمن‌ 1376 به‌ شرکت‌ پتروپارس‌ در قالب‌ بیع‌ متقابل‌ واگذار شده و در آبان‌ ماه‌ 1383 توسط‌ دکتر خاتمی-‌ رئیس‌ جمهوری‌وقت- مورد بهره‌برداری‌ قرار گرفته است‌.
براساس اسن گزارش، درحال حاضر بیش از 160 میلیون فوت مکعب گاز از فاز یک اضافه‌ بر برنامه تولید برداشت می‌شود؛ به‌طوری‌که سکوی اول فاز یک به تنهایی روزانه حدود 700 میلیون فوت مکعب و سکوی دوم فاز یک حدود 200 میلیون فوت مکعب گازتولید می‌کند و برنامه‌ریزی شده تا سکوی اول و چاه‌های آن افزایش ظرفیت داده شوند تا به‌ظرفیت یک میلیارد فوت مکعب در روز برسد. در عین حال قرار است سکوی دوم فاز یک به فاز 19 وصل و جزئی‌ از آن فاز شود. به منظور افزایش ظرفیت فاز یک، پیمانکار که یک شرکت خصوصی است انتخاب شده و نیاز است سه چاه جدید در فاز یک حفر کند.

توسعه فازهای 6تا 8 نماد خودباوری
طرح‌ توسعه‌ فازهای‌ 6، 7 و 8 به‌ منظور تولید روزانه‌ 104 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز ترش‌ و خشک‌ از مخزن‌ طراحی‌ شده است؛ هدف‌ از توسعه‌ این سه فاز تولید روزانه‌ 104 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز ترش‌ و خشک، 158 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی و تولید سالیانه‌ 6/1 میلیون‌ تن‌ گاز مایع‌ (پروپان‌ و بوتان‌) "LPG" جهت‌ صادرات بوده است. گاز ترش‌ تولیدی‌ از این‌ فازها از طریق‌ یک‌ خط‌ لوله‌ 512 کیلومتری‌ به‌ میدان‌ نفتی‌ آغاجاری‌ در خوزستان‌ انتقال‌ و به‌ منظور ازدیاد ضریب‌ برداشت‌ نفت‌ از مخزن‌ به‌ این‌ میادین‌ تزریق‌ می‌شود.
تاسیسات‌ دریایی‌ این‌ فازها شامل سه‌ سکوی‌ تولید و حفاری‌ 30 حلقه‌ چاه، سه‌ رشته‌ خط‌ لوله‌ 32 اینچ‌ دریایی‌ به‌ منظور انتقال‌ گاز به‌ پالایشگاه‌ ساحلی‌ هر کدام‌ به‌ طول‌ 105 کیلومتر و سه‌ رشته‌ خط‌ لوله‌ 5/4 اینچی‌ انتقال‌ محلول‌ گلایکول‌ است.
همچنین لازم است دومین‌ ترمینال‌ گوی‌ شناور به‌ منظور صادرات‌ میعانات‌ گازی و یک‌ رشته‌ خط‌ لوله‌ 30 اینچ‌ دریایی‌ به‌ طول‌ 4/5 کیلومتر به‌ منظور انتقال‌ میعانات‌ گازی‌ به‌ گوی‌ شناور ساخته و نصب شود.
در فازهای 6 تا 8 پارس‌جنوبی تاسیسات‌ ساحلی‌ مانند واحدهای‌ دریافت‌ و جداسازی‌ گاز و میعانات‌ گازی‌، تثبیت‌ میعانات‌ گازی‌، نم‌زدایی‌ گاز، استحصال‌ گاز مایع‌، تنظیم‌ نقطه‌ شبنم‌ و تراکم‌ گاز و تغلیظ‌ محلول‌ گلایکول‌ جهت‌ ارسال‌ به‌ تاسیسات‌ دریایی‌ ساخته شده است؛ عملیات‌ توسعه‌ فازهای‌ 6، 7 و 8 میدان‌ گازی‌ پارس‌ جنوبی‌ در تیرماه‌ 1379 به‌ شرکت‌ پتروپارس‌ واگذار شد.
گفتنی است، طرح‌ شیرین‌سازی‌ گاز پالایشگاه‌ فازهای‌ 6، 7 و 8 نیز با توجه‌ به‌ برنامه‌ریزی‌های‌ به‌عمل‌ آمده‌ به‌‌منظور پاسخگویی‌ به‌ نیاز مصارف‌ داخلی‌ کشور برنامه‌ریزی شده تا با ساخت تاسیساتی‌ در کنار پالایشگاه‌ فازهای‌ 6، 7 و 8 ، قسمتی‌ از گاز تولیدی‌ این‌ پالایشگاه‌ را شیرین‌کند؛ به‌ همین‌ منظور 4 واحد شیرین‌سازی‌ و فرآوری‌ گاز ساخته و روزانه‌ 4000 میلیون‌ فوت‌ مکعب‌ از گاز تولیدی‌ شیرین‌ و فرآوری‌ خواهد شد. گاز شیرین‌ شده‌ سپس‌ از طریق‌ خط‌ لوله‌ احداثی‌ به‌ شبکه‌ مصرف‌ داخلی‌ و یا به‌ میادین‌ نفتی‌ برای‌ تزریق‌ ارسال‌ می‌شود.
ازسوی دیگر طرح‌ استحصال‌ اتان‌ از کل‌ گاز شیرین‌ تولیدی به‌ میزان‌ 5/2 میلیون‌ تن‌ در سال‌ نیز در مرحله‌ مطالعه‌ است.
این گزارش می‌افزاید: هم‌اکنون روزانه 80 هزار بشکه میعانات گازی در فازهای 6 تا 8 تولید می‌شود که تاکنون بیش از 4 میلیون بشکه آن صادر شده است؛ لوکه‌گذاری خط سوم دریا به پایان رسیده و در خصوص سکوی سوم فازهای 6 تا 8 نیز ساخت آن تمام شده و در مراحل نصب است.
درباره برنامه ساخت واحد شیرین‌سازی فازهای 6 تا 8 پارس جنوبی، شرکت‌های بین‌المللی زیادی تقاضای مشارکت در ساخت واحد شیرین سازی کرده‌اند؛ به‌این منظور همچنین با حضور پیمانکاران داخلی مناقصه برگزار شده وتا پایان امسال نهایی خواهد شد. این فازها از نظر منابع مالی تحت فشار هستند و به همین دلیل تاکنون این طرح شروع نشده ولی امیدواریم برای سال آینده دستور آغاز عملیات اجرایی به پیمانکار ابلاغ شود؛ ظرفیت این واحد حدود 75 میلیون متر مکعب در روز است.
براساس برنامه‌های موجود واحد شیرین‌سازی دو وظیفه اصلی دارد، یعنی این واحد می‌تواند در ماه‌های خیلی سرد که نیاز شبکه داخلی به گاز بیشتر می شود، گاز ترش را شیرین و به شبکه تزریق کند. همچنین از آنجا که هم اکنون همه پالایشگاه‌های فعال پارس جنوبی به هم وصل شده‌اند و از سوی دیگر ظرفیت اضافی در فازهای 6 تا 8 ایجاد کرده‌ایم که یک سوم ظرفیت اسمی است، یعنی ظرفیت اسمی برای سه میلیارد فوت مکعب در روز بوده و به چهار میلیارد فوت مکعب افزایش داده‌ایم که بیشتر از ظرفیت خط پنج سراسری که مسوول انتقال گاز ترش به آغاجاری است، به این ترتیب این واحد می‌تواند به عنوان یک واحد حامی و پشتیبان، وقتی پالایشگاه‌های فعال به مرحله تعمیرات اساسی وارد می‌شوند و یا به هر دلیلی قادر به فعالیت نباشند، چاه‌های تولیدی آنها دیگرمتوقف نشود و توسط این واحد پالایش صورت گیرد که به این ترتیب تداوم تولید خواهیم داشت.
هزینه فازهای 6 تا 8 پارس جنوبی با بازگشت سرمایه، حدود پنج میلیارد دلار خواهد شد که بازگشت سرمایه حدود 8 سال خواهد بود.

رکورد دار پیشرفت 365 روزه
طرح‌ توسعه‌ فازهای‌ 9 و 10 به‌ منظور تولید روزانه‌ 56 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز از مخزن‌ طراحی‌ و در حال‌ اجراست که تا کمتر از یک ماه آینده پالایشگاه آن به افتتاح رسمی رییس‌جمهور خواهد رسید.
هدف‌ از توسعه‌ این فازها تولید روزانه‌ 50 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی‌، 80 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی و 400 تن گوگرد؛ همچنین تولید سالیانه‌ یک‌ میلیون‌ تن‌ اتان و یک‌ میلیون‌ و پنجاه‌ هزار تن‌ گاز مایع‌ پروپان‌ و بوتان‌ "LPG" است.
تاسیسات‌ دریایی‌ این‌ دو فاز شامل دو سکوی‌ دریایی‌ تولید گاز در فاصله‌ 105 کیلومتری‌ از ساحل‌ است که حفاری‌ 24 حلقه‌ چاه، ساخت دو خط‌ لوله‌ 32 اینچ‌ دریایی‌ به‌ منظور انتقال‌ گاز به‌ پالایشگاه‌ ساحلی و دو رشته‌ خط‌ لوله‌ 5/4 اینچی‌ انتقال‌ گلایکول را دربرمی‌گیرد.
همچنین تاسیسات‌ ساحلی‌ این‌ فازها را واحدهای‌ دریافت‌ و جداسازی‌ گاز و میعانات‌ گازی‌، تثبیت‌ میعانات‌ گازی‌، شیرین‌سازی‌ و نم‌زدایی‌ گاز، تبرید گاز و جداسازی‌ گاز طبیعی‌، اتان‌، پروپان‌ و بوتان‌، مرکپتان‌زدایی‌ و تراکم‌ گاز جهت‌ انتقال‌، واحد بازیافت‌ و دانه‌بندی‌ گوگرد و واحد احیای‌ منواتیلن‌ گلایکول تشکیل می‌دهد.
عملیات‌ توسعه‌ این‌ فازها در شهریور ماه‌ 1381 به‌ مشارکت‌ شرکت‌های‌ GS کره‌ جنوبی‌، شرکت‌ مهندسی‌ و ساختمان‌ صنایع‌ نفت OIEC و شرکت‌ مهندسی‌ و ساخت‌ تاسیسات‌ دریایی‌ ایران واگذار شد؛ میزان سهم داخل در توسعه این فازها 60 درصد و تأمین‌ مالی‌ این‌ پروژه‌ به‌ صورت‌ فاینانس‌ توسط‌ شرکت‌ ملی‌ نفت‌ ایران‌درنظر گرفته شده است.
براساس این گزارش و مطابق آخرین اطلاعات موجود هم‌اکنون گاز ترش مورد نیاز پالایشگاه فازهای 9و 10 پارس‌جنوبی از فازهای 6 تا 8 تامین می‌شود؛ در حال حاضر دو ترین فاز 9با ظرفیت کامل و ترین‌های فاز 10 درحال فعالیت هستند که به این منظور خط دوم ارتباط فازهای 6 تا 8 پارس جنوبی به فازهای 9 و 10تکمیل و متصل شده است.
درخصوص بخش دریایی فازهای 9 و 10 باتوجه به مشکل تحریم‌های شرکتی که مسوول تامین تجهیزات درون‌چاهی فازهای 9 و 10 بوده، این شرکت تجهیزات را ساخته ولی تحویل نداده است. به این منظور علیه این شرکت به دادگاه ادعا شده که این شرکت جریمه نیز خواهد شد ولی درنتیجه تجهیزات در زمان طولانی‌تر از جایی دیگر خریداری ولی هنوز تحویل داده نشده است.
به گفته مسئولان برای رفع این مشکل چند راهکار در نظر گرفته شده است؛ به‌طوری‌که قرار شده برای دو چاه تجهیزات از محل‌های دیگری تامین شود، همچنین به‌تازگی روشی برای تکمیل‌کردن چاه‌ها در دنیا ایجاد شده که نیاز به تجهیزات درون‌چاهی ندارد که این روش را امتحان کرده و یکی از چاه‌های فاز 9 با این روش تکمیل شده و چاه‌های بعدی دردست بررسی است.
در این راستا مدیران مربوطه امیدوارند امسال گاز دریای فاز 9 به بخش خشکی منتقل شود، برنامه پالایش گاز دریای فاز 9 مربوط به امسال است و برای فاز10 هم تجهیزاتی از سایر منابع سفارش داده‌ شده که در حال ساخت و حمل است وبه زودی نهایی شود.
موضوع دیگر در این زمینه بحث حمایت از ساخت داخل است که به این منظور شرکت نفت‌و گاز پارس با دو شرکت داخلی قراردادهایی امضا کرده تا تجهیزات پیچیده درون چاهی را در داخل بسازند، آنها نیز قول داده‌اند که تا پایان سال 5 سری از تجهیزات درون چاهی را تحویل دهند که در این صورت چاه‌های فاز 9 تکمیل و سراغ فاز 10 خواهند رفت؛ درواقع این شرکت‌ها می‌توانند از طریق مهندسی معکوس و روش‌های دیگر این کار را عملیاتی کنند.


انگشت گاز فاز 12 روی زنگ تولید ال ان جی
طرح‌ توسعه‌ فاز 12 به‌ منظور تولید روزانه‌ 3000 میلیون‌ فوت‌ مکعب‌ گاز از مخزن‌ طراحی‌ و اجرا خواهد شد. هدف‌ از توسعه‌ این‌ فاز تولید روزانه‌ 78 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی‌ جهت‌ تزریق‌ به‌ خط‌ IGAT6 (خط‌ لوله‌ ششم‌ گاز کشور) و یا تحویل‌ بخشی‌ از آن‌ بصورت‌ غنی‌ و ترش‌ به‌ واحدهای‌ مایع‌سازی‌ گاز .(IRAN LNG)، 110 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی‌ سنگین و 750 تن‌ گوگرد دانه‌بندی‌ شده است‌.
تاسیسات‌ دریایی‌ این‌ طرح‌ شامل سه‌ سکوی‌ مستقل‌ و مجهز به‌ تاسیسات‌ 12 حلقه‌ چاه‌ جهت‌ تولید 1000 میلیون‌ فوت‌ مکعب‌ گاز در روز، تفکیک‌کننده‌ سه‌ فازه‌ (گاز مایعات‌ آب‌) جهت‌ آزمایش‌ چاه‌ها، دو واحد تفکیک‌کننده‌ سه‌ فازه‌ (گاز مایعات‌ آب‌) جهت‌ جداسازی‌ آب‌ و تصفیه‌کننده‌ آبهای‌ آلوده‌ به‌ مواد نفتی‌ قبل‌ از تخلیه‌ به‌ دریا است. همچنین سکوی‌ مشعل‌ سه‌ پایه‌ در فاصله‌ 160 متری‌ از سکوی‌ اصلی‌ جهت‌ تخلیه‌ اضطراری‌، سه رشته خط‌ لوله‌ دریایی‌ 32 اینچی‌ به‌ طول‌ 145 کیلومتر جهت‌ انتقال‌ گاز تولیدی‌ به‌ پالایشگاه‌ و سه رشته خط‌ دریایی‌ 5/4 اینچی‌ انتقال‌ محلول‌ گلایکول از دیگر تاسیسات دریایی این فاز هستند‌.
همچنین برنامه ساخت واحدهای‌ دریافت‌ و جداسازی‌ گاز و مایعات‌، تثبیت‌ میعانات‌ گازی، 6 ردیف‌ تصفیه‌ گاز هر یک‌ شامل‌ واحدهای‌ شیرین‌سازی‌، نم‌زدایی‌، تنظیم‌ نقطه‌ شبنم‌ و مرکاپتان‌زدایی‌ هر یک‌ به‌ ظرفیت‌ پالایش‌ 500 میلیون‌ فوت‌ مکعب‌ در روز، واحد تراکم‌ گاز جهت‌ صادرات، استحصال‌ و دانه‌بندی‌ گوگرد و واحد احیا منواتیلن‌ گلایکول مجموعه تاسیسات ساحلی فاز 12 را تشکیل می‌دهند‌.
در این زمنیه سرویس‌های‌ جانبی‌ شامل‌ برق‌، بخار، آب‌ و سرویس‌های‌ متفرقه‌ از قبیل‌ نیتروژن‌، هوا و غیره‌، تصفیه‌ آبهای‌ صنعتی‌ و فاضلاب‌، سیستم‌های‌ مشعل‌ جهت‌ تخلیه‌ اضطراری‌، سیستم‌ سوخت‌ گاز و دیزل‌ پالایشگاه‌، سیستم‌ آب‌ آتش‌نشانی‌ (مخزن‌ و تلمبه‌ها و شبکه‌)، اطاقهای‌ کنترل‌، پستهای‌ برق‌، آزمایشگاه‌، انبار، کارگاه‌، دفاتر و چهار مخزن‌ جهت‌ ذخیره‌ و صادرات‌ میعانات‌ گازی‌ می‌شود. طرح‌ توسعه‌ این‌ فاز در مرداد سال 1384 به‌ شرکت‌ پتروپارس‌ واگذار شده است.
طبق آخرین آمار این گزارش، پیمانکار 3,2 EPC توسط شرکت پتروپارس انتخاب شده و به زودی کارش را شروع می‌کند. همچنین EPC1 در حال فعالیت است و پیشرفت خوبی دارد. در این فاز شرکت نیکو مسوول تامین منابع مالی است که نیکو به عنوان فایناسور پروژه بای بک فازهای 6 تا 8 که به تولید رسیده، پولش را برداشت می‌کند. بنابراین هم اکنون با افزایش منابع مالی باید سرمایه لازم فاز 12 را نیز تامین کند و شروع به پرداخت منابع مالی در این فاز کرده ولی هنوز ضعیف است و باید تقویت کند.

15 و 16 امید اول تولید گاز پس از 9 و 10
هدف‌ از توسعه‌ فازهای 15 و 16 پارس‌جنوبی تولید روزانه‌ 50 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی، 80 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی، ‌400 تن گوگرد و تولید سالیانه‌ 05/1 میلیون‌ تن‌ گاز مایع‌ "LPG" (پروپان و بوتان) و یک میلیون‌ تن‌ اتان‌ به‌ منظور تامین‌ خوراک‌ واحدهای‌ پتروشیمی برنامه‌ریزی شده است.‌
درخصوص تاسیسات‌ دریایی‌ و ساحلی‌ این‌ فازها می‌توان به ضرورت ساخت دو سکوی‌ حفاری‌ تولید شامل‌ 24 حلقه‌ چاه‌، دو رشته‌ خط‌ لوله‌ 32 اینچ‌ دریایی‌ انتقال‌ گاز به‌ طول‌ تقریبی‌ 100 کیلومتر، دو خط‌ لوله‌ 5/4 اینچی‌ انتقال‌ محلول‌ گلایکول‌ به‌ طول‌ تقریبی‌ 100 کیلومتر، واحدهای‌ شیرین‌سازی‌ گاز و سرویس‌های‌ وابسته‌ اشاره کرد.
همچنین پالایشگاه‌ ساحلی‌ این‌ طرح‌ در منطقه‌ عسلویه‌ و مجاور فازهای‌ 17 و 18 ساخته خواهد شد. اجرای‌ پروژه‌ فازهای‌ 15 و 16 به‌ قرارگاه‌ خاتم‌الانبیاء به‌ عنوان‌ رهبر کنسرسیوم‌ و مسئول‌ بخش‌ خشکی‌ و شرکت‌های‌ مهندسی‌ و ساخت‌ تأسیسات‌ دریایی‌ ایران‌، شرکت‌ صف‌ و شرکت‌ ایزو ایکو برای‌ بخش‌ دریا واگذار و عملیات اجرایی این فازها ، تیرماه سال 1386 با دکتر احمدی‌نژاد- رییس جمهور آغاز شده است.
در این زمینه هم‌اکنون ساخت جکت‌های فازهای 15 و 16 در حال اتمام است و یک تا دو ماه دیگر سکوها برای نصب برده می‌شوند. مصالح مورد نیاز سکوها خریداری شده و به تدریج وارد می‌شود تا عملیات اجرایی شروع شود.
همچنین قراردادهای حفاری با یک شرکت خصوصی امضا شده که از اردیبهشت ماه سال آینده عملیات حفاری آغاز خواهد شد. پیشرفت فاز 15 و 16 تاکنون بیش از 23 درصد اعلام شده است؛ به‌طوری که در بخش خشکی تمام قراردادها وEPCها امضا و به پیمانکارها ابلاغ شده است. همچنین 90 درصد تجهیزات و وسایل مورد نیاز خریداری شده و در حال ساخت و حمل است؛ به نظر می‌رسد سال 1388 سال شکوفایی برای فازهای 15 و 16 خواهد بود.
در خصوص تامین مالی فازهای 15 و 16 پارس جنوبی تصویب شده بود یک میلیارد دلار از حساب ذخیره ارزی برداشت شود که در مرحله تحویل از بانک مرکزی است. مدیران مربوطه معتقدند اگر این مبلغ پرداخت شود، امکان توجه بیشتر به فازهای 17 و18 هم پیدا می‌شود. هم اکنون در این دو فاز خریدهای بیشتری شده و نیاز جدی به تامین منابع مالی است.

توسعه 17 و 18 در نقطه صفر مرزی
توسعه‌ فازهای‌ 17 و 18 میدان‌ گازی‌ پارس‌ جنوبی‌ به‌ منظور تولید روزانه‌ 50 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز طبیعی‌، 80 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی‌ و 400تن‌ گوگرد و تولید سالیانه‌ 1 میلیون‌ تن‌ اتان‌ و 05/1 میلیون‌ تن‌ گاز مایع‌ (پروپان‌ و بوتان‌)"LPG" انجام‌ می‌شود.
تاسیسات‌ فرا ساحلی‌ این‌ طرح‌ در فاصله‌ 100 کیلومتری‌ از ساحل‌ عسلویه‌ ساخته می‌شود که شامل چهار سکوی‌ حفاری‌ تولیدی‌ شامل‌ 44 حلقه‌ چاه‌، دو رشته‌ خط‌ لوله‌ 32 اینچ‌ دریایی‌ انتقال‌ گاز، دو خط‌ لوله‌ 5/4 اینچ‌ انتقال‌ محلول‌ گلایکول است.
پالایشگاه ساحلی این طرح در زمینی به مساحت تقریبی 155 هکتار و در مجاورت فازهای 9 و 10 پارس جنوبی ساخته می‌شود و شامل چهار واحد شیرین‌سازی گاز، واحد تثبیت میعانات گازی و مخازن ذخیره آن، واحد شیرین‌سازی و نم‌زدایی گاز، تبرید گاز و جداسازی گازاتان، پروپان و بوتان، واحد سولفور و مرکپتان‌زدایی و تراکم گاز جهت انتقال، واحد بازیافت و دانه‌بندی گوگرد و واحد احیای منواتیلن گلایکول است. همچنین بخار، آب شیرین و خنک‌کردن پالایشگاه توسط واحدهای پشتیبانی پالایشگاه و برق موردنیاز نیز از نیروگاه مشترک طرحها تأمین خواهد شد.

اجرای پروژه فازهای 17 و 18 به مشارکت سازمان گسترش و نوسازی ایران (IDRO) ، شرکت مهندسی و ساخت تأسیسات دریایی ایران (IOEC) و شرکت مهندسی و ساختمان صنایع نفت (OIEC) واگذار شده است که طی مدت 52 ماه اجرا خواهد شد که عملیات اجرایی این فازها، تیرماه سال 1386 با حضور دکتر احمدی‌نژاد آغاز شده است.
براساس این گزارش، درحال حاضر جکت‌های فازهای 17 و 18 در حال ساخت است و به احتمال قوی این جکت‌ها همزمان با فازهای 15 و 16 به آب انداخته و نصب می‌شوند. در این راستا نیز قرارداد حفاری به صورت کلید در دست با شرکت‌ ملی حفاری امضا شده است. در فازهای 17 و 18 مجموع پیشرفت فیزیکی بیش از 19 درصد است و در این فاز نیاز است برای تولید گاز چهار سکو نصب شود. همچنین در بخش خشکی تعدادی از EPCها امضا شده است.
کارشناسان حوزه انرژی به‌ویژه بخش گازی در پارس جنوبی معتقدند هیچ پروژه گازی بزرگی پس از فازهای 9 و 10 پارس جنوبی وجود ندارد، مگر فازهای 15 و 16 ؛ 17 و 18 و فاز 12 ؛ فاز 12 که مربوط به ایران ال.ان.جی است. بنابراین با توجه به مصرف بالای گاز در بخش داخلی نیاز است دولت با توجه ویژه منابع مالی مورد نیاز را تزریق کند تا عملیات انجام شود ولی اگر با روند کنونی که منابع مالی مورد نیاز در منابع بودجه‌ای سالانه تخصیص داده می‌شود، قطعا با تاخیر مواجه خواهند شد؛ به طوری که کشور یک تا دو سال آینده با کمبود گاز طبیعی جدی روبه‌رو می‌شود. پس لازم است هم اکنون توجه ویژه به منابع مالی این دو فاز شود.

توسعه فاز 19 پیش قراول مشارکت با بخش خصوصی
پیش‌تر قرار بود طرح‌ توسعه‌ میدان‌ گازی‌ پارس‌ جنوبی‌ فازهای‌ 19، 20 و 21 به‌ روش‌ بیع‌ متقابل‌ و با به‌کارگرفتن‌ پیمان‌کاران‌ و سازندگان‌ ایرانی‌ به‌ میزان‌ حداقل‌ معادل‌ 51 درصد ارزش‌ قرارداد اجرا شود که محل‌ اجرای‌ این‌ فازها در خلیج‌فارس‌ و سایت‌ 2 منطقه‌ ویژه‌ اقتصادی‌ انرژی‌ پارس ‌است.
هدف‌از توسعه همزمان سه فاز 19، 20 و 21 تامین‌ روزانه‌ 80 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز تصفیه‌ شده‌ برای‌ شبکه‌ مصارف‌ داخلی‌، بازیافت‌ سالیانه‌ حداقل‌ 6/1 میلیون‌ تن‌ گاز اتان‌ قابل‌ مصرف‌ در صنایع‌ پتروشیمی‌ و ‌ حداقل‌ 6/1 میلیون‌ تن‌ گاز مایع‌ مرغوب‌ جهت‌ صادرات‌، تولید روزانه‌ 120هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی‌ تثبیت‌ و گوگردزدایی‌ شده‌ جهت‌ صادرات‌ و بازیافت‌ روزانه‌ 750 تن‌ گوگرد جهت‌ صادرات بود.
ولی براساس برنامه‌های جدید مقرر شد فاز 19 با ظرفیت معادل 5/1 فاز جداگانه و فازهای 20 و 21 نیز در قالب یک پروژه دیگر توسعه پیدا کنند؛ به این ترتیب ظرفیت تولید فاز 19 روزانه 50 میلیون متر مکعب در برنامه است؛ در این فاز شرکت‌های خصوصی و شرکت‌ دولتی در مناقصه شرکت کرده‌اند و در حال بررسی‌اند و پیش‌بینی می‌شود تا پایان سال پیشنهاد قیمت را بدهند تا نتیجه مناقصه اعلام شود. حجم سرمایه‌گذاری حدود 5 میلیارد دلار پیش‌بینی می‌شود.

تکرار بلند پروازی های 9 و 10 این بار با توسعه فازهای 20 و 21
پس از برگزاری مناقصه و انتخاب پیمانکار برای این دو فاز، قرارداد فازهای 20 و 21 با شرکت اویک به زودی امضا می‌شود؛ البته هنوز شریک خارجی این شرکت نهایی نشده و هم‌اکنون با شرکت‌های کره‌ جنوبی، کانادایی و دیگر شرکت‌های خارجی در حال مذاکره است؛ کارشناسان معتقدند اویک و GS در فازهای 9و10 پارس جنوبی رکورد زده‌اند.

فاز 22 تا 24 شمارش معکوس برای ورود گاز ایرانی به قاره سبز
درحال حاضر مذاکرات با طرف ترکیه‌ای برای توسعه فازهای ‌ 22، 23 و 24 میدان‌ گازی‌ پارس‌ جنوبی‌ ادامه دارد. اگرچه براساس آخرین برنامه‌های اعلام شده طرح توسعه این سه فاز قرار بوده به‌ روش EPPSC (طراحی‌، تدارک‌ و تامین‌، ساخت‌ و راه‌اندازی‌) به‌ صورت‌ بیع‌ متقابل‌ و با به‌ کار گرفتن‌ پیمانکاران‌ و سازندگان‌ ایرانی‌ به‌ میزان‌ حداقل‌ 51 درصد ارزش‌ قرارداد اجرا شود.
اهداف‌ اصلی‌ این‌ طرح‌ تامین‌ روزانه‌ 40 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز تصفیه‌ شده‌ برای‌ شبکه‌ مصارف‌ داخلی، بازیافت‌ سالیانه‌ حداقل‌ 75 میلیون‌ تن‌ گاز اتان‌ قابل‌ مصرف‌ در صنایع‌ پتروشیمی و حداقل‌ 80 میلیون‌ تن‌ گاز مایع‌ مرغوب‌ جهت‌ صادرات‌، تولید روزانه‌ 55000 بشکه‌ میعانات‌ گازی‌ تثبیت‌ و گوگردزدایی‌ شده‌ جهت‌ صادرات‌ و بازیافت‌ روزانه‌ 350 تن‌ گوگرد جهت‌ صادرات اعلام شده است.‌
همچنین شرح‌ کار این‌ طرح‌ توسعه‌، به‌منظور ساخت و نصب‌ 3 سکوی‌ سرچاهی‌ مجهز به‌ تسهیلات‌ جداسازی‌ آب‌ آزاد و آزمایش‌ سرچاهی‌، سرویس‌های‌ جانبی‌، پل‌های‌ ارتباطی‌ و سکوی‌ مشعل، حفر 29 حلقه‌ چاه‌ تولیدی‌، از چاه‌های‌ توصیفی‌ پس‌ از تکمیل‌ جهت‌ تولید استفاده‌ خواهد شد، نصب‌ سه‌ رشته‌ لوله‌ دریایی‌ 42 اینچی‌ و سه‌ رشته‌ لوله‌ 5/4 اینچی‌ سوار بر لوله‌ اصلی‌ هر یک‌ به‌ طول‌ تقریبی‌ 135 کیلومتر بوده است.
ساخت پالایشگاه‌ مستقل‌ تصفیه‌ گاز در منطقه‌ ویژه‌ اقتصادی‌ انرژی‌ پارس‌ سایت 2 خواهد بود. این‌ پالایشگاه‌ دارای‌ سه‌ ردیف‌ مشابه‌ تصفیه‌ گاز هر یک‌ به‌ ظرفیت‌ روزانه‌ 500 میلیون‌ فوت‌ مکعب‌ است که تامین‌ برق‌ از نیروگاه‌ مشترک‌ طرح‌ها انجام می‌شود.

شکوفایی پتروپارس این بار در آزمون 27 و 28
فازهای 27 و 28 شرکت پتروپارس به‌عنوان لیدر انتخاب شده است. در این فازها نیز با شرکت‌های ژاپنی و کره‌ای مذاکره می‌شود، همچنین در خصوص فاینانس پروژه‌های 20 و 21 ؛ 27 و 28 توسط شرکت‌های خارجی خبرهای امیدوارکننده‌ای وجود دارد. هزینه فازهای 21 و 20 ؛ 27 و 28 نیز هرکدام حدود 5 میلیارد دلار برآورد می‌شود.
درخصوص طراحی بخش خشکی و دریای فازهای 20 و 21 و 27 و 28 بحث یکسان‌سازی آن‌ها مطابق فازهای 9 و 10 نهایی شده که به این ترتیب پروژه حداقل یکسال زمان در بخش‌های مشاوره و طراحی صرفه‌جویی شده و زودتر وارد روند تولید می‌شود. این طرح همچنین کاهش هزینه‌ها را هم به دنبال دارد در مقابل سود ناشی از یکسال زودتر به مدار آمدن پروژه با ارزش روزی 5 میلیون دلار عددی نمی‌شود. این هزینه‌های صرفه‌جویی شده شامل مشاور، طراحی، شباهت پروژه‌ها نسبت به هم و تسهیل تامین قطعات یدکی و فرآیندهای بهره‌برداری ، آموزش بهره‌برداران و نیز یکسال زودتر به تولید آمدن پروژه است.
*کارشناس اقتصاد انرژی - منبع خبرگزاری اقتصادی فراز نیوز