بالاخره رفت‌وآمدهای مکرر وزیر نفت به عسلویه نتیجه داد و فازهای 6 و 7 و 8 پارس جنوبی همان‌گونه که انتظار می‌رفت، به سرانجام رسید. اگرچه فازهای 9 و 10 به واسطة تأمین گاز مصرفی مردم در فصل زمستان، بیشتر از دیگر فازهای این پروژه‌ها زیر ذره‌بین رسانه‌ها هستند، اما فازهای 6 و 7 و 8 هم به واسطة اینکه غلامحسین نوذری، نخستین دستور مهم مدیریتی خود را در مورد آنها نوشت، از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است. مطابق دستورالعملی که سال گذشته توسط سرپرست وقت وزارت نفت به زیر مجموعه‌ها ابلاغ شد، قرار شد بخشی از گاز این سه فاز به میادین آغاجاری تزریق شود، بخشی به پالایشگاه جم منتقل گردد و قسمت باقی مانده هم شیرین‌سازی شود و برای مصرف به شبکة سراسری منتقل شود.

 نگاه جدی به تزریق گاز
تزریق گاز به مخازن نفتی، امری لازم و گریزناپذیر است. برای حفظ و افزایش فشار مخازن نفتی موجود در کشور سالانه به حدود 200 میلیارد متر مکعب تزریق گاز طبیعی نیاز است. گذشته از این‌ها، با توجه به نص صریح قانون اساسی، یکی از وظایف اصلی دولت در حوزة نفت، صیانت از مخازن نفتی کشور و افزایش ضریب بازیافت است که تنها از طریق تزریق گاز کافی به این مخازن امکان‌پذیر است. بر اساس برآوردهای جدید، مخازن نفتی کشور روزانه به تزریق حدود 550 میلیون متر مکعب گاز طبیعی نیاز دارند تا بتوان در زمانی  روز و مطالعات انجام شده توسط شرکت‌های نفتی، در سال 2015 کشورهای تولیدکننده قادر به تأمین تقاضای جهانی نفت نخواهند بود. محاسبات انجام شده بر روی 20 هزار مخزن نفتی جهان نشان می‌دهند که قطعاً بازار جهانی از این سال به بعد با کمبود شدید عرضة نفت خام مواجه خواهد بود. لذا با توجه به ذخایر نفتی واقعی و بالفعل کشور که شامل 27 میلیارد بشکه در خشکی و 7 میلیارد بشکه در فلات قاره و 6 میلیارد قابل اکتشاف (ذخایر میدان آزادگان و دارخوین) است و حدود 40 میلیارد بشکه می‌شود، ادامة تولید روزانة فعلی تنها برای چند سال آینده امکان‌پذیر است. اما با تزریق گاز کافی به 60 میدان نفتی کشور می‌توان بالغ بر 45 میلیارد بشکه نفت بالقوه را در بیست سال آینده بر این 40 میلیارد بالفعل افزود و سقف تولید فعلی را تا بیش از 50 سال آینده تضمین نمود. 
تأخیر در تزریق لازم و کافی گاز، امکان دسترسی به 45 میلیارد بشکه نفت را عملاً کم‌فایده یا بی‌فایده خواهد نمود. بنابراین گزارش، قیمت نفت و گاز از سال‌های 2015 افزایش قابل ملاحظه‌ای خواهد یافت و قیمت 75 دلار به بالا برای هر بشکه را به راحتی می‌توان پیش‌بینی نمود. لذا هر گونه سرمایه‌گذاری در جهت بالابردن ذخایر نفتی کشور با برگشت سرمایة قابل ملاحظه‌ای همراه خواهد بود. تزریق گاز به میزان لازم و کافی در مخازن کشور باعث بالا رفتن فشار مخزن خواهد شد؛ به نحوی که جهت نگهداری تولید فعلی در 15 سال آینده تعداد 2000 حلقه چاه کمتر مورد نیاز خواهد بود. این صرفه‌جویی بالغ بر 12 میلیارد دلار است که می‌توان از محل آن سرمایة‌ مورد نیاز جهت توسعة میدان پارس جنوبی و انتقال گاز حاصله به میدان های خشکی را تأمین نمود. توجه به این نکته ضروری است که هم‌اکنون قطر در همة مخازن نفتی خود به‌طور کامل گاز تزریق می‌نماید؛ حتی بزرگ‌ترین مخزن نفت قطر «دخان» نیز تحت اجرای کامل تزریق گاز است. حال، با توجه به وجود میدان مشترک پارس جنوبی بین ایران و قطر، بی‌شک شرایط فوق‌العاده‌ای برای تزریق گاز به مخازن نفتی فراهم است و فازهای 6 و 7 و8  می‌تواند شروع خوبی برای این پروژة مهم و ملی باشد.
 اندکی بیشتر درباره پروژه
طرح‌ توسعة‌ فازهای‌ 6 و 7 و 8 پارس جنوبی به‌ منظور تولید روزانه‌ 104 میلیون‌ متر مکعب‌ گاز ترش‌ و خشک‌ از مخزن‌ طراحی‌شده است که مراحل‌ نهایی‌ ساخت‌ خود را می‌گذارند. از دیگر اهداف‌ توسعة‌ این سه فاز، تولید روزانه‌ 158 هزار بشکه‌ میعانات‌ گازی و تولید سالانة‌ 1.6 میلیون‌ تن‌ گاز مایع‌ (پروپان‌ و بوتان‌) "LPG" جهت‌ صادرات است. هم‌چنین گاز ترش‌ تولیدی‌ این‌ فازها از طریق‌ یک‌ خط‌ لولة‌ 512 کیلومتری‌ به‌ میدان‌ نفتی‌ آغاجاری‌ در خوزستان‌ انتقال‌ می‌یابد تا به‌ منظور ازدیاد ضریب‌ برداشت‌ نفت‌ به‌ این‌ میادین‌ تزریق‌ می‌شود. ضمن این که برنامه‌ریزی شده است تا بخشی از گاز این فازها نیز توسط خط لولة 42 اینچ جهت پالایش به پالایشگاه فجر جم منتقل شود. تأسیسات‌ دریایی‌ این‌ فازها شامل سه‌ سکوی‌ تولید و حفاری و‌ 30 حلقه‌ چاه‌ و سه‌ رشته‌ خط‌ لولة 32 اینچ‌ دریایی‌ به‌ منظور انتقال‌ گاز به‌ پالایشگاه‌ ساحلی‌ هر کدام‌ به‌ طول‌ 105 کیلومتر و سه‌ رشته‌ خط‌ لولة‌ 4.5 اینچی‌ انتقال‌ محلول‌ گلایکول‌ است. در این راستا ساخت و نصب دومین‌ ترمینال‌ گوی‌ شناور به‌ منظور صادرات‌ میعانات‌ گازی‌ و یک‌ رشته‌ خط‌ لولة 30 اینچ‌ دریایی‌ به‌ طول‌ 5.4 کیلومتر با هدف انتقال‌ میعانات‌ گازی‌ به‌ گوی‌ شناور در برنامه است. تأسیسات‌ ساحلی‌ این‌ فازها از واحدهای‌ دریافت‌ و جداسازی‌ گاز و میعانات‌ گازی‌، تثبیت‌ میعانات‌ گازی‌، نم‌زدایی‌ گاز، استحصال‌ گاز مایع‌، تنظیم‌ نقطة‌ شبنم‌ و تراکم‌ گاز و تغلیظ‌ محلول‌ گلایکول‌ جهت‌ ارسال‌ به‌ تأسیسات‌ دریایی تشکیل شده است.
عملیات‌ توسعة‌ فازهای‌ 6 و 7 و 8 میدان‌ گازی‌ پارس‌ جنوبی‌ در تیرماه‌ 1379 به‌ شرکت‌ پتروپارس‌ واگذار شد. از سوی دیگر با توجه‌ به‌ برنامه‌ریزی‌های‌ به‌عمل‌ آمده‌ به‌ منظور پاسخ‌گویی‌ به‌ نیاز مصارف‌ داخلی‌ کشور، قرار شد تأسیساتی‌ در کنار پالایشگاه‌ این سه فاز ساخته شود تا بخشی از گاز تولیدی‌ این‌ پالایشگاه‌ را شیرین‌ کند. به‌ این‌ منظور چهار واحد شیرین‌سازی‌ و فرآوری‌ گاز با ظرفیت فرآوری‌ روزانه‌ 4 هزار میلیون‌ فوت‌ مکعب‌ گاز شیرین‌ طراحی شد. این حجم گاز شیرین‌ شده‌  از طریق‌ خط‌ لوله‌ای که بعداً ساخته می‌شود،‌ به‌ شبکة‌ مصرف‌ داخلی‌ یا به‌ میادین‌ نفتی‌ برای‌ تزریق‌ ارسال‌ خواهد شد. هم‌چنین ساخت واحدی برای استحصال‌ اتان‌ از کل‌ گاز شیرین‌ تا ظرفیت 2.5 میلیون‌ تن‌ در سال‌ در مرحلة مطالعه‌ است.
فازهای شش و هفت و  هشت میدان پارس جنوبی متشکل از بخش دریا، بخش پالایشگاه خشکی و بخش خط لولة انتقال گاز به آغاجاری است و پالایشگاه خشکی که بزرگ‌ ظظترین بخش این پروژه است و می‌تواند گازهای دریافتی از سه سکوی دریایی را در یک پالایشگاه فرآیند کند. بر اساس این گزارش در این پالایشگاه میعانات گازی (172000 بشکه در روز)، مایع پروپان و بوتان (4290 تن در روز) و گاز اتان (370 میلیون متر مکعب) برای تغذیة پتروشیمی عسلویه تولید می‌شود و گاز باقیمانده (3640 میلیون متر مکعب) به آغاجاری برای تزریق در چاه‌های نفت و افزایش بهره‌وری آنها اختصاص می‌یابد. ارزش محصولات تولیدی این سه فاز بر اساس نفت خام با قیمت 100 دلار و بدون احتساب گاز ترش و گاز اتان حدود 15 میلیون دلار در روز است. سازمان گسترش و نوسازی صنایع ایران  به همراه شرکت‌های تویو TEC و JGC از ژاپن و دایلم از کرة جنوبی به صورت مشارکتی این پروژه را در مدت پنج سال با هزینه‌ای بالغ بر 2050 میلیون دلار انجام داده‌اند. سهم ساخت داخل در این پروژه نیز 4/52% است که در مقایسه با دیگر پروژه‌های نفت و گاز کشور بی‌نظیر است. این پروژه یکی از موفق‌ترین پروژه‌های بزرگ کشور است.

پایین بودن بهای حامل‌های انرژی
عامل عدم کارایی آن است
بانـک مــرکـزی در گزارشی اعلام کرده است که مهم‌ترین عامل ناکارایی مصرف انرژی در ایران، پایین بودن بهای حامل‌های انرژی است و بهره‌وری انرژی رابطة مستقیمی با بهای انرژی دارد. به عبارت دیگر با افزایش بهای حامل-های انرژی بهره‌وری انرژی نیز افزایش می‌یابد. 
ادارة بررسی ها و سیاست های بانک مرکزی با انتشار گزارشی در مورد بهره‌وری و شدت انرژی در ایران و جهان اعلام نموده که در سال 2007 به ازای هر بشکه نفت مصرف انرژی در کشور تنها 219 دلار تولید ناخالص داخلی ایجاد شده است، در حالی که متوسط جهانی این رقم 668 دلار و متوسط اتحادیة اروپا معادل 1316 دلار بوده است. در سال 2007 به ازای هر بشکه نفت انرژی مصرفی در اتحادیة اروپا معادل 3/19، در جهان 8/9 و در ایران 2/3 برابر ارزش آن، تولید ناخالص داخلی ایجاد شده است.
این گزارش با بیان این‌که میزان تولید کالاها و خدمات به ازای مصرف هر واحد انژری را «بهره‌وری انرژی» می‌نامند، آورده است که بهره‌وری انرژی در ایران طی سال های  1980 تا 2000 روندی نزولی داشته و پس از سال 2000 سیری صعودی یافته است. اما بهبود بهره‌وری انرژی در ایران در سال های اخیر ناشی از مصرف بهینة انرژی نبوده، بلکه ناشی از افزایش بهای نفت و افزایش درآمدهای ارزی و امکان گسترش سرمایه‌گذاری در دیگر بخش‌های اقتصادی و تأثیر آن بر تولید ناخالص داخلی بوده است.
این گزارش همچنین ضمن تعریف شاخص شدت انرژی به‌صورت میزان مصرف انرژی به ازای هر واحد از کالاها و خدمات آورده است: شدت انرژی در ایران تا سال 2000 روندی صعودی داشته و پس از سال 2000 شدت انرژی در کشور سیری نزولی یافته است. کاهش شدت انرژی در سال های اخیر ناشی از افزایش قیمت نفت و تأثیر مثبت آن بر تولید ناخالص داخلی بوده و متأثر از بهبود کارایی مصرف انرژی نیست.
این گزارش در پایان نتیجه می‌گیرد که افزایش بهای حامل های انرژی در کشور گریزناپذیر است و تأخیر در این امر، عدم کارایی مصارف انرژی در ایران را تشدید خواهد نمود؛ به ویژه آن‌که بهای همة حامل های انرژی در بازارهای جهانی به شدت رو به افزایش است.