Південний Парс — іранська частина найбільшого у світі газового (газоконденсатонафтового) родовища, розташованого у Перській затоці між Іраном і Катаром приблизно за 100 км від берегової лінії Ірану (катарська частина відома як родовище Північне).
Загальна характеристика Запаси родовища складають близько 14,2 трлн м³ газу, 18 млрд барелів газового конденсату та 7,2 млрд барелів нафти (у нафтовій облямівці).
Південний Парс складається з чотирьох самостійних покладів.
Історія
Початок розробки У 1997 р. «Національна іранська нафтова компанія» як замовник і міжнародний консорціум (до складу якого увійшли компанія «TotalFinaElf» — 40 %, ВАТ «Газпром» — 30 % і малайзійська компанія «Petronas» — 30 %) як підрядник уклали сервісний контракт на роботи по II і III фазі розвитку родовища «Південний Парс». У 1998 р. всі учасники проекту підписали «Угоду про спільне управління проектом», а також створили його органи управління — Спільний комітет по управлінню проектом і Операційний комітет.
Станом на 2003 р. було закінчене будівництво двох видобувних платформ — SPD-3 і SPD-4; здійснено буріння, будівництво і підключення до кожної з платформ 10 добувних свердловин; споруджені морські газопроводи до берегового газопереробного заводу, який забезпечить підготовку газу, в тому числі знесірчення, відбензинування, сушку. 15 лютого 2003 в м. Ассалує відбулася офіційна церемонія відкриття пускового комплексу II і III черги родовища «Південний Парс». Введення потужностей II і III фаз забезпечить видобуток 20 млрд м³ газу і 3,5 млн т стабільного газового конденсату на рік.
Реалізацію першої стадії здійснює державна Petroleum Development and Engineering Co. (PEDEC); очікуваний видобуток — 9,2 млрд м³ газу і 1,7 млн т конденсату на рік. Термін початку видобутку 2002–2003 рр.
Наступні стадії Мега-проєкт освоєння родовища розбили на 28 стадій (фаз), хоча частина з них об'єднані в межах спільних проєктів.
IV і V стадії розробки родовища, вартістю по $1,9 млрд кожна, будуть здійснюватися компаніями ENI і Petropars (яка на 60 % належить компанії NIOC).
Роботи в рамках VI-VIII стадій, передбачають видобуток 29 млрд м³/рік газу і 5 млн т конденсату (компанії — Petropars та британська Enterprise Oil).
IX-XII стадії розробки родовища планують здійснити компанії BG, TotalFinaElf і Shell.
Планується, що XV-XVI фази освоєння родовища забезпечать видобуток 50 млн м³/добу газу для продажу на внутрішньому ринку, виробництво 1 млн т/рік зрідженого нафтового газу (LPG), 80 тис. бар/добу конденсату на експорт і 1 млн т/рік етану — для використання як нафтохімічної сировини.
Облаштування родовища
Платформи та свердловини Інформація щодо офшорного облаштування родовища наведена в таблиці ФазаВведено в експлуа-таціюДобова виробнича потужність, млн м3Платформидля фонтанних арматуріншікількість платформкількість свердловин2&3200356220 12004282121 процесингова, 1 житлова4&5200556224 6&7&8 2008104330 9&10200856224 122015853361 факельна15&16201556222 13201956438 17&18201756444 19201756315 20&21201756222 22&23&24201956438 11202156230 14202356444
Логістична схема Підготовку продукції родовища здійснює газопереробний комплекс Південного Парсу, подачу продукції свердловин до якого провадить багатониткова газопровідна система Південного Парсу.
Видачу підготованого газу забезпечили газопроводи IGAT III, IGAT IV, IGAT V, IGAT VI, IGAT VII, IGAT VIII, IGAT IX.
Джерела
Petroleum Economist. 2003. V.70, P. 10.