Газовое месторождение Южный Парс

Газовое месторождение Южный Парс является крупнейшим независимым месторождением природного газа в мире, совместно принадлежащим Ирану и Катару. Оно расположено примерно в 105 километрах от Особой энергетической экономической зоны Парс (PSEEZ).

Общая площадь месторождения составляет около 9 700 кв. км, из которых приблизительно 3 700 кв. км принадлежат Ирану. По последним данным, запасы природного газа превышают 51 триллион кубических метров, что составляет около 48% подтвержденных газовых запасов Ирана.

Учитывая огромные масштабы месторождения, его разработка была разделена на несколько этапов. Цель проекта Южный Парс заключается в:

• удовлетворении растущего внутреннего спроса на природный газ;

• закачке газа в нефтяные месторождения;

• экспорте газа и газового конденсата;

• обеспечении нефтехимической промышленности сырьевым газом.

Национальная иранская нефтяная компания (NIOC) рассматривает поставку газа для нефтехимической отрасли как одно из приоритетных направлений.

В настоящее время месторождение развивается поэтапно. На сегодняшний день запланировано строительство 14 газоперерабатывающих заводов. С учетом потенциала месторождения число этапов разработки может увеличиться до 28 и более.

Кроме того, в данной зоне предусматривается строительство 15 крупных нефтехимических комплексов, большого количества нефтехимических перерабатывающих предприятий, связанных отраслей промышленности, полутяжелой промышленности, морской индустрии и различных сервисных объектов.

План развития Южного Парса

Фаза 1

Контракт на разработку данной фазы был передан иранской компании Petro Pars в феврале 1998 года. Стоимость проекта по схеме buyback составила около 910 миллионов долларов США.

После завершения морских и береговых объектов первая производственная установка начала работу в апреле 2004 года, а полный ввод фазы в эксплуатацию состоялся в ноябре 2004 года.

Фазы 2 и 3

Разработка этих фаз была поручена консорциуму компаний:

• TOTAL (Франция)

• Petronas (Малайзия)

• Gazprom (Россия)

Управление проектом осуществляла компания Total South Pars (TSP).

Общий объем инвестиций превысил 2 миллиарда долларов США. Проект был официально введен в эксплуатацию в феврале 2003 года.

Фазы 4 и 5

Разработка проекта началась в августе 2000 года при инвестициях около 2 миллиардов долларов США.

Проект реализовывался итальянской компанией Agip (дочерняя структура ENI) совместно с иранской компанией Petro Pars.

Официальное открытие состоялось 23 апреля 2005 года.

Фазы 6, 7 и 8

Данные фазы были разработаны для закачки кислого газа в нефтяные месторождения Агаджари.

Проект стартовал в феврале 2004 года с инвестициями около 1,964 миллиарда долларов США.

В проекте участвовали:

• IDRO (Организация промышленного развития и реконструкции Ирана)

• Petro Pars

• Toyo и JGC (Япония)

• Daelim (Южная Корея)

Производство началось в 2008 году.

Фазы 9 и 10

Контракты были подписаны в сентябре 2002 года с консорциумом:

• GS

• Oil Industries Engineering and Construction (OIEC)

• Iranian Offshore Engineering and Construction Company (IOEC)

Общий объем инвестиций превысил 2 миллиарда долларов США.

Обе фазы начали производство в 2009 году и производят около 5,56 млн кубометров газа в сутки.

Фаза 11

Разработка фазы 11 направлена на поставку кислого газа для проекта Iran LNG.

Контракт был передан китайской компании CNPC по схеме buyback.

Фаза 12

Фаза 12 рассчитана на производство 78 млн кубометров газа в сутки.

Из этого объема:

• около 56 млн кубометров будут направляться на проект NIOC LNG;

• кислый газ будет закачиваться в нефтяные месторождения;

• оставшийся объем предназначен для внутреннего потребления страны.

Фаза 13

Проект предназначен для поставки кислого газа в проект Iran LNG.

Фаза 14

Проект находится на стадии изучения.

Предполагаемая производственная мощность:

• 2 млрд кубических футов газа в сутки.

Также планируется строительство перерабатывающего завода для производства:

• 50 млн кубометров очищенного газа в сутки;

• 1,1 млн тонн сжиженного газа в год;

• 77 000 баррелей конденсата в сутки;

• 1 млн тонн этана в год.

Фазы 15 и 16

Проект предусматривает производство:

• 50 млн кубометров природного газа в сутки;

• 80 000 баррелей конденсата в сутки;

• 400 тонн серы в сутки;

• 1,05 млн тонн LPG в год;

• 1 млн тонн этана в год для нефтехимической промышленности.

Фазы 17 и 18

Проектная мощность:

• 50 млн кубометров природного газа в сутки;

• 80 000 баррелей конденсата;

• 400 тонн серы в сутки;

• 1 млн тонн этана в год;

• 1,05 млн тонн LPG в год.

Фаза 19

Производственная мощность данной фазы оценивается в 2 млрд кубических футов газа в сутки.

Также планируется строительство перерабатывающего завода для производства:

• 50 млн кубометров очищенного газа;

• 1,1 млн тонн сжиженного газа в год;

• 77 000 баррелей газового конденсата в сутки;

• 1 млн тонн этана в год.

Фазы 20 и 21

Эти фазы планируется реализовать через контракт EPCCS с отечественными подрядчиками.

Основные цели проекта:

• производство 50 млн кубометров газа в сутки для внутреннего потребления;

• переработка 1 млн тонн этана в год;

• переработка 1,05 млн тонн LPG в год;

• производство 75 000 баррелей очищенной серы;

• переработка 400 тонн серы в сутки.

Фазы 22, 23 и 24

Общая производственная мощность данных фаз составляет 2 млрд кубических футов газа в сутки.

Также предусматривается строительство перерабатывающего завода, который будет производить:

• 50 млн кубометров очищенного газа в сутки;

• 1,1 млн тонн сжиженного газа в год;

• 77 000 баррелей газового конденсата в сутки;

• 1 млн тонн этана в год.