Page 1

Published By

Vol.4 | No.3 | July - September 2017

Thailand To Auction Petroleum Concessions for Erawan, Bongkot Fields and Revision of Thailand’s AEDP Energy Plans จับตาเดินหน้าการเปิดประมูลแหล่งก๊าซ เอราวัณ-บงกช พร้อมปรับ 5 แผน พลังงานประเทศไทย

PTTEP in Talks with Petronas on Gas Block Investment

Malaysia's Petronas Quarterly Earnings Surge Profit Doubles

ปตท.สผ. เตรียมเจรจาปิโตรนาสมาเลฯ ลงทุนแหล่งก๊าซ

ปิโตรนาสมาเลเซียเผยผลประกอบการเพิ่มขึ้นเป็นสองเท่า

Read More 8

Read More 11

THB 150 / USD 5

www.thaioilgas.com


PTT Maintenance and Engineering CORE SERVICE

Total Solution and One Stop Service Provider • • • • • • • •

Advanced NDT Service Inspection Consulting Inspection Management and Execution Service Integration Condition Monitoring Service

• • • •

Engineering Service Project EPC/EPCm EPC Pipeline Service EPC Solar Energy Solution Plant Modification Project Management Consultation (PMC) 3D Point Cloud Solution and Services Supporting Research & Development

Integrity & Reliability Engineering

Maintenance Services & Spare Part Management

• • • •

Long Term Maintenance Contract Maintenance Engineering and Reliability Spare Part Management Plant Turnaround Management

• • • •

Turbo Machinery Overhaul Tank Maintenance Small Project Execution and Fabrication Catalyst Unloading & Loading Services

Contact us : Tel : Fax : Website :

PTT Maintenance and Engineering Company Limited. 66(0) 3897 7800 66(0) 3897 7900 www.pttme.com


Your Safety is our

Passion

Our innovative products offer protection from the dangers you can’t see. At Dräger, we’re committed to providing a line of safety products built to anticipate the dangers of the oil and gas industry, leaving nothing to chance. Our broad portfolio includes a wide range of single gas, multi-gas, and area monitoring instruments—all designed to protect your team from the hazards they face every day. The result: uninterrupted output and efficient operation, with your safety in mind every step of the way.

5761

SEE HOW THE DRÄGER PORTFOLIO SERVES YOUR INDUSTRY AT WWW.DRAEGER.COM/OILANDGAS


www.thaioilgas.com

www.fireworksbi.com Editor Managing Director Kenny Yong

Editor’s M e s s a g e

Publications Manager Rungnapa Manathanakit rungnapa@fireworksbi.com

Editorial Consultants Poontarika Saenrit

Greetings and a warm welcome to our 15th edition of Oil & Gas Today! This month’s edition of Thailand’s only bilingual Oil & Gas is packed full of exciting news from Thailand to auction petroleum concessions for Erawan, Bongkot fields and revision of Thailand’s AEDP Energy Plans is appears in our magazine’s the “Cover Story” We are honored to have a chance on covering an published the story interview of Mr. Artit Krichphiphat, General Manager of Business Support at Chevron Thailand Exploration and Production, Ltd., who makes the "In the Hot Seat" in this issue to sharing about Chevron Thailand E&P has held a naming the Krathong drilling rig in the Gulf of Thailand. Find out more through our Oil & Gas Today about PTTEP currently in talks with Malaysia’s Petronas to jointly formulate plans for the development of petroleum fields in Malaysia. Our team at FBI Publications Thailand is dedicated to ensuring you enjoy your read every month! For any interesting articles pertaining to the sugar or ethanol industry, please feel free to share it with us here! Cheerios!

Kenny Yong

Board of Directors Kenny Yong Susan Tricia Mervyn Yong

Media Executive Anon Ruktigoon

Translator Atipong Amornwongpeeti

Designer Yossak Chiwpreecha Sininad Sudphuengphach

FBI Publications (Thailand) c/o Fireworks Media (Thailand) Co., Ltd. Promphan 2 Office & Residence, 8th Floor (Office Zone, Room 807) 1 Soi Lat Phrao 3, Lat Phrao Road, Jompol, Chatuchak, Bangkok 10900

Guest Editor

Thailand

Managing Director

Tel

: (+66) 2513-1418 Ext.108

Fireworks Media (Thailand) Co., Ltd.

Fax

: (+66) 2513-1419

Email : thai@fireworksbi.com


FLAME RETARDANT FABRICS MADE IN KLOPMAN. MADE TO PROTECT. Since 1967 Klopman has been committed to protecting the wearer. Klopman FR fabrics include an extensive range of Flame Retardant fabrics conceived to ensure breathability and absorption, tear strength and abrasion resistance and to withstand high- temperature industrial laundering.

• The maximum level of protection and safety • Compliant with International standards and NFPA 2112 • Life time warranty • Extremely comfortable

www.klopman.com | sales@klopman.com

Klopman International - Branch Southest Asia | 43 South Sathorn Road, Thai CC Tower 17 FI., Rm 172, Yannawa, Sathorn, Bangkok 10120, Thailand | chris_krailas@klopman.com | sonia_zerrudo@klopman.com


CONTENT

Vol.4 No.3 July - September 2017 9 » EGAT Kicks off 5-ton FSRU Construction and Will Import LNG for the First Time in 2019

21 In the Hot Seat Chevron Affirms Its Leadership in Technology and Safety with the Launch of “Krathong ” New Oil Rig in the Gulf Of Thailand

เชฟรอนชูความเป็นผู้น�ำ ด้านเทคโนโลยี และความปลอดภัย เปิดตัวแท่นขุดเจาะ ปิโตรเลียม “กระทง” ในอ่าวไทย

กฟผ. เริ่มแผนFSRU 5 ล้านตันต่อปี พร้อมผูน้ �ำเข้า LNG ล็อตแรกปี 62

10 » Ophir Reaches Bualuang in the Gulf of Thailand Phase IV FID

โอเฟียร์ บรรลุการลงทุนขั้นสุดท้าย แหล่งน�้ำมันดิบบัวหลวงระยะ 4 ในอ่าวไทย

11 » Malaysia's Petronas Quarterly Earnings Surge Profit Doubles

ปิโตรนาสมาเลเซีย เผยผลประกอบการ เพิม่ ขึ้นเป็นสองเท่า

12 » ExxonMobil Unveils Expanded Singapore Lubricant Plant to Products in the Asia-Pacific"

เอ็กซอนโมบิลสิงคโปร์เผยการขยายตัว โรงงานน�้ำมันหล่อลื่น ชูเป็นผู้น�ำในภูมิภาค เอเชียแปซิฟิก

International News 13 » Qatar Petroleum And Shell Form LNG Marine Fueling Venture

24

COVER STORY

Thailand To Auction Petroleum Concessions for Erawan, Bongkot Fields and Revision of Thailand’s AEDP Energy Plans

จับตาเดินหน้าการเปิดประมูลแหล่งก๊าซเอราวัณ-บงกช พร้อมปรับ 5 แผนพลังงานประเทศไทย

Safety Solutions Development of Safety Management System for EPC Project in Petroleum and Petrochemical Business

การพัฒนาระบบการจัดการทางด้าน ความปลอดภัยในโครงการอีพีซี ในธุรกิจ ปิโตรเลียม และปิโตรเคมี Press Releases 6 » Chevron and Shelf Drilling Celebrate the Names of New Oil Rig "Krathong" for Gulf of Thailand

เชฟรอนฯ ร่วมกับ เชลฟ์ ดริลลื่งฯ ฉลอง การตั้งชื่อแท่นขุดเจาะใหม่ “กระทง”

6 » Thaioil Wins 2 Regional Awards at 7th Asian Excellence Awards 2017

ไทยออยล์คว้า 2 รางวัล “ซีอีโอยอดเยี่ยม แห่งเอเชีย” และ “นักลงทุนสัมพันธ์ ยอดเยี่ยมแห่งเอเชีย”

Regional Industry News PRODUCTS AND TECHNOLOGY NEWS

Quality That Works By Klopman

คุณภาพที่ ใช่ 4

8 » PTTEP in Talks with Petronas on Gas Block Investment

เอ็กซอนโมบิลสิงคโปร์เผยการขยายตัว โรงงานน�้ำมันหล่อลื่น ชูเป็นผู้น�ำในภูมิภาค เอเชียแปซิฟิก

14 » China Issues Third Set Of Fuel Export Quotas Under Processing Scheme

จีนประกาศโควต้าการส่งออกเชื้อเพลิง รอบ 3 ภายใต้โครงการการค้าสินค้าแปรรูป

15 » India's Plan Is to Become Asia’s Pricing Hub That Could Compete with Singapore, Shanghai

อินเดียวางแผนเป็นศูนย์กลางก�ำหนดราคา ของเอเชีย แข่งกับสิงคโปร์และเซี่ยงไฮ้

16 » China, India, Japan Hamper Asia Oil Demand Growth, Efforts to Balance Market

จีน อินเดีย ญี่ปุ่น ชะลอซื้อน�้ำมัน ส่งผลอุปสงค์น�้ำมันในเอเชียลดลง

Engineers Corner 20 » New VEGAPULS 64 Level Radar Sensor for Liquids Sets New Standards in the Oil and Gas Industry

Highlights of Oil & Gas Events 32 » The 7th Anniversary of Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 Has Always Been A Great Success

ครบรอบ 7 ปี กับงาน Oil & Gas Thailand 2017 ที่ประสบความส�ำเร็จเป็นอย่างดีเสมอมา

ปตท.สผ.เตรียมเจรจา ปิโตรนาสมาเลฯ ลงทุนแหล่งก๊าซ

Oil & Gas Today Magazine


Press Releases

Chevron and Shelf Drilling Celebrate the Names of New Oil Rig "Krathong" for Gulf of Thailand เชฟรอนฯ ร่วมกับ เชลฟ์ ดริลลื่งฯ ฉลองการตั้งชื่อแท่นขุดเจาะใหม่ “กระทง”

C

hevron Thailand Exploration and Production has held a naming ceremony for the Krathong drilling rig at the Mahidol Adulyadej naval dockyard in Chon Buri province.

The rig will start drilling activities next month to support Chevron’s operation in the Gulf of Thailand. Also at the ceremony were representatives of Chevron’s partners Shelf Drilling and Lamprell. The Krathong rig has been designed to suit Chevron’s operation in the Gulf of Thailand and to meet the challenging drilling environment due to complex geology in the gulf. Chevron says the rig will “optimise drilling capability and efficiency as well as ensure safe, environmentally

เมือ่ เร็วๆ นี้ บริษทั เชฟรอนประเทศไทยส�ำรวจและผลิต จ�ำกัด ร่วมกับ บริษทั เชลฟ์ ดริลลิ่ง จ�ำกัด และบริษัท แลมเพร็ล จ�ำกัด (มหาชน) จัดพิธีฉลองการตั้ง ชื่อแท่นขุดเจาะใหม่ “กระทง” ณ อู่ราชนาวีมหิดลอดุลยเดช จังหวัดชลบุรี เพื่อ สนับสนุนปฏิบตั กิ ารส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียมของในอ่าวไทยให้มปี ระสิทธิภาพ ยิ่งขึ้น สามารถตอบสนองความต้องการด้านพลังงานภายในประเทศที่เพิ่มขึ้น อย่างต่อเนือ่ ง โดยจะเริม่ น�ำแท่นขุดเจาะใหม่นไี้ ปใช้เดือนมิถนุ ายนทีจ่ ะถึงนี้ แท่นขุดเจาะ “กระทง” ได้รับการออกแบบด้วยเทคโนโลยีทันสมัยที่เหมาะ สมกับการด�ำเนินงานของเชฟรอนในอ่าวไทยซึง่ มีโครงสร้างทางธรณีวทิ ยาท้าทาย และซับซ้อน เพื่อช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการขุดเจาะ ตลอดจนมีมาตรฐานความ ปลอดภัยและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม

friendly operations”.

Thaioil Wins 2 Regional Awards at 7th Asian Excellence Awards 2017 ไทยออยล์คว้า 2 รางวัล “ซีอีโอยอดเยี่ยมแห่งเอเชีย” และ “นักลงทุนสัมพันธ์ยอดเยี่ยมแห่งเอเชีย”

R

ecently, Mr. Atikom Terbsiri , Chief Executive Officer and President of Thai Oil Public Company Limited was presented with the “Asia’s Best CEO (Investor Relations)” award and “Best

Investor Relations Company” award by Mr. Aldrin Monsod, Corporate Governance Asia's Managing Director and Publisher at the 7th Asian Excellence Awards 2017, which was organized by Corporate Governance Asia publication. The ceremony was held at the JW Marriott Hotel, Hong Kong. The Asia’s Best CEO (Investor Relations) award is designed to recognize the achievement of CEO who drives the overall management and growth of the company through his capability and management skill as well as fairness in taking responsible to shareholders, investors and stakeholders. That leads to a trustworthy and well-accepted organization in both local and international. As for the Best Investor Relations Company award, this is the fourth year that the company is recognized for its outstanding commitment to the highest standards of disclosure, and fairness in disseminating information that is beyond the requirement of the Stock Exchange of Thailand. The company is also regarded as an example of an Asian company that provides excellence in imparting information to stakeholders.

6

เมื่อเดือนมิถุนายน คุณอธิคม เติบศิริ ประธานเจ้าหน้าที่บริหารและกรรมการ ผู้จัดการใหญ่ บริษัท ไทยออยล์ จ�ำกัด (มหาชน) รับมอบรางวัลซีอีโอยอดเยี่ยมแห่ง เอเชีย หรือ Asia’s Best CEO (Investor Relations) และ รางวัลนักลงทุนสัมพันธ์ยอด เยี่ยมแห่งเอเชีย (Best Investor Relations by Company) จาก Mr. Aldrin Monsod กรรมการผู้จัดการและผู้จัดพิมพ์นิตยสาร Corporate Governance Asia ในงาน 7th Asian Excellence Awards 2017 ซึ่งจัดขึ้นโดยนิตยสาร Corporate Governance Asia สื่อชั้นน�ำของฮ่องกงและเอเชียที่มุ่งเสนอประเด็นด้านเศรษฐกิจและการก�ำกับ ดูแลกิจการทีด่ ี พิธดี งั กล่าวจัดขึน้ ณ โรงแรมเจ ดับบลิว แมริออท ประเทศฮ่องกง รางวัลซีอีโอยอดเยี่ยมแห่งเอเชีย หรือ Asia’s Best CEO (Investor Relations) พิจารณาจากผู้น�ำองค์กร ที่มีความสามารถในการน�ำพาองค์กรให้เติบโตอย่างยั่งยืน ผ่านการบริหารงานที่มีประสิทธิภาพ รวมถึงมีความรับผิดชอบต่อผู้ถือหุ้น นักลงทุน และผู้มีส่วนได้เสียขององค์กรอย่างเท่าเทียม เพื่อให้เป็นองค์กรที่มีความน่าเชื่อถือ และเป็นที่ยอมรับทั้งในประเทศและต่างประเทศ ในส่วนของการประกาศรางวัลสาขานักลงทุนสัมพันธ์ยอดเยี่ยมแห่งเอเชีย หรือ Best Investor Relations by Company นับเป็นปีที่ 4 ที่ไทยออยล์ได้รับมอบรางวัล เกียรติยศดังกล่าว โดยพิจารณาจากความโดดเด่นในการยึดมั่นมาตรฐานสูงสุดของ การเปิดเผยข้อมูล ความโปร่งใสและเป็นธรรม นอกเหนือจากการรายงานทีเ่ ป็นไปตาม ข้อก�ำหนดของตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย เป็นแบบอย่างขององค์กรในภาคพืน้ เอเชียทีม่ คี วามเป็นเลิศด้านการสือ่ สารข้อมูลไปยังนักลงทุนและผูม้ สี ว่ นได้เสียอืน่ ๆ Oil & Gas Today Magazine


บริษัท ไอเท็ค เอ็นจิเนียริ่งแอนด์ซัพพลาย จำกัด I-TECH ENGINEERING & SUPPLY CO., LTD

Electrical & Instrument Products Explosion Proof

Ex-electrical JB & Enclosure wide range of high quality products, innovative design and first class customer service

Hazardous Cable Gland Industrial Gland Hazardous Enclosure Accessories

The product range of electro-technical components offer by PTR comprises of : Terminal blocks for Printed circuit-board assemblies & plug-in connector systems DIN Rail Terminal Blocks

LED Outdoor lighting I-TECH ENGINEERING & SUPPLY CO., LTD HEAD OFFICE 114/154 Moo 1, Krissana Village Soi Tiwanon-Pak Kred 56,

RAYONG OFFICE : 131/64 Moo 2, Thabma, Muang, Rayong 21000

Tiwanon Rd., Bannamai Communt, Muang, Pathumthani 12000

Tel : 038 947 995 Fax : 038 947 996

Tel : 02 148 3325 , 086 3278360-1 Fax : 02 1483326

www.I-techengineering.com


Regional Industry News

PTTEP in Talks with Petronas on Gas Block Investment ปตท.สผ.เตรียมเจรจา ปิโตรนาสมาเลฯ ลงทุนแหล่งก๊าซ

M

r.Phongsthorn Thavisin, Chief Operating

the remaining 15%. The project is currently in the

Officer, Production Asset and Operations

initial three-year exploration phase.

Support Group at PTT Exploration and

Phongsthorn adds that for domestic investment,

Production PLC (PTTEP), reveals that it is

PTTEP and its current allies will join the bidding

currently in talks with Malaysia’s Petronas

of Bongkot block, whose concession is due to

to jointly formulate plans for the development of

expire in 2022. At present, PTTEP is the operator

petroleum fields in Malaysia, which consist of small

and a major shareholder with 44.4445%

undersea pockets of petroleum reservoirs, to

of the shares, followed by Total E&P Thailand

enhance the efficiency and gas production

with 33.3333% and Shell Integrated Gas Thailand

capacity of PTTEP in the future.

PTE Limited with 22.2222%.

“Currently, there will be talks between

PTTEP is confident that if it wins the new

PTTEP and Malaysia’s Petronas. PTTEP will

bidding round of Bongkot block, it will be able

pitch ‘the Gulf of Thailand model’ to Petronas

to maintain the gas production capacity above

and demonstrate our capabilities in developing

900-1000 MMSCFD until 2020, which will help

petroleum fields that comprise small pockets

soften the impact of a looming gas crisis expected

of petroleum, which so far have not been of

in 2021-2023.

interest for Malaysia. We will capitalize on the

Whether the new bidding round for Bongkot

success of the development of Bongkot block

and Erawan fields will award concession contracts

in the Gulf of Thailand in our pitch to create

or a production sharing contracts (PSCs), PTTEP is

mutual benefits.”

not concerned as it has prior experience operating

With its experience in developing smaller

under a PSC. In addition, PSC-related regulations

petroleum fields and its ability to incorporate

that will increase the authority of governmental

new technology to boost its efficiency, PTTEP

agencies should pose no problem for PTTEP as

has seen potential in small petroleum fields

they are what the auction winners knows that

in Malaysia that could be developed to bring

they have to abide by.

benefits to both parties. The details of investment model will still require further discussion, although it has been projected that a production sharing contract (PSC) will be chosen, as with the joint development area (JDA) between Thailand and Malaysia. The investment plan is expected to take a clearer shape within this year. Currently, PTTEP has two investment projects in Malaysia. One is the Thailand-Malaysia JDA Project, which holds the concession of B-17 and B-17-01 petroleum blocks in the lower Gulf of Thailand, operated by CARIGALI-PTTEPI Operating Company Sdn. Bhd. (CPOC). PTTEP International Co., Ltd., and Petronas Carigali (JDA) Co., Ltd. both hold 50% of the company’s shares. The other project is the Sarawak 410B Project, which has been granted the concession of the exploration block SK 410 B, located offshore of Malaysia’s Sarawak. The operator for the project is PTTEP HK Offshore Limited, a PTTEP’s subsidiary with 42.5% of the shares. The project’s other shareholders are KUFPEC MALAYSIA (SK-410B) Limited, holding 42.5%, and PETRONAS CARIGALI SDN. BHD., holding

8

ายพงศธร ทวีสนิ ประธานเจ้าหน้าทีป่ ฏิบตั กิ าร

กลุม่ งานโครงการผลิตและสนับสนุนปฏิบตั ิ การ บริษทั ปตท.ส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียม จ�ำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ.(PTTEP) เปิดเผยว่า ตอนนี้ อยูร่ ะหว่างเจรจากับบริษทั ปิโตรนาส ของมาเลเซีย เพือ่ ร่วมกันวางแผนพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมในมาเลเซีย ที่ มีลกั ษณะเป็นแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมขนาดเล็ก หรือ กระเปาะเล็กๆในทะเล ซึง่ จะเป็นการเพิม่ ประสิทธิภาพ และก�ำลังการผลิตก๊าซฯให้กบั ปตท.สผ.ในอนาคต “ในเร็วๆนี้จะมีการพูดคุยกันระหว่าง ปตท.สผ. กับปิโตรนาส มาเลเซีย ซึง่ ปตท.สผ.จะน�ำ ”Gulf of Thailand Model" ทีแ่ สดงถึงศักยภาพในการพัฒนา แหล่งปิโตรเลียม ที่มีลักษณะเป็นกระเปาะเล็กๆ ไปขายให้ปิโตรนาส โดยจะเอาความส�ำเร็จจาก ประสบการณ์พัฒนาแหล่งบงกช ในอ่าวไทยเป็น จุดขายเพื่อสร้างประโยชน์ร่วมกัน” ขณะที่ ปตท.สผ. มีประสบการณ์ในการพัฒนา แหล่งขนาดเล็กมีวธิ กี ารมองทีส่ ามารถน�ำมาผสมผสาน กับเทคโนโลยีใหม่ๆที่มีประสิทธิภาพมากขึ้น จึงเห็น ศักยภาพในแหล่งปิโตรเลียมขนาดเล็กในมาเลเซียที่ น่าจะพัฒนาให้เกิดประโยชน์ร่วมกันได้

ปัจจุบนั ปตท.สผ. มีโครงการลงทุนในมาเลเซีย 2 โครงการ คือ โครงการพืน้ ทีร่ ว่ มไทย-มาเลเซีย (เจดีเอ) โดยได้สัมปทานแปลง บี-17 และ บี-17-01 ตั้งอยู่ อ่าวไทยตอนล่าง บริเวณพืน้ ทีพ่ ฒ ั นาร่วม ไทย-มาเลเซีย ผู้ด�ำเนินการ คือ CARIGALI-PTTEPI Operating Company Sdn. Bhd. (CPOC) โดยมีผู้ถือหุ้นคือ บริษทั ปตท.สผ. อินเตอร์เนชัน่ แนล จ�ำกัด และบริษทั Petronas Carigali (JDA) จ�ำกัด ถือหุน้ บริษทั ละ 50% นอกจากนี้ มีโครงการซาราวักเอสเค 410บี โดย ได้สมั ปทานในแปลงส�ำรวจ SK 410 B นอกชายฝัง่ รัฐ ซาราวักมาเลเซีย ผู้ด�ำเนินการคือ บริษัท PTTEP HK Offshore Limited ถือหุ้น 42.5% ซึ่งเป็นบริษัทย่อย ของ ปตท.สผ. โดยมีผู้ถือหุ้น คือ บริษัท KUFPEC MALAYSIA (SK-410B) LIMITED สัดส่วน42.5% และบริษัท PETRONAS CARIGALI SDN. BHD. สัดส่วน 15% ปัจจุบันโครงการอยู่ในช่วงด�ำเนินการ ส�ำรวจ 3 ปีแรก นายพงศธร กล่าวว่า ส�ำหรับการลงทุนใน ประเทศไทย ปตท.สผ. และพันธมิตรรายเดิมจะเข้า ร่ ว มการประมู ล ส� ำ รวจและผลิ ต ปิ โ ตรเลี ย มแหล่ ง บงกช ทีจ่ ะหมดอายุในปี 2565 โดยปัจจุบนั ปตท.สผ. เป็นทัง้ ผูด้ ำ� เนินการและผูถ้ อื หุน้ ใหญ่ 44.4445% รองลง มาคือบริษทั โททาล อีแอนด์พี ไทยแลนด์ 33.3333% และบริษัท เชลล์ อินทีเกรทเต็ด แก๊ส ไทยแลนด์ พีที อี ลิมิเต็ด 22.2222% “จากการพัฒนาปิโตรเลียมในแหล่งบงกช ตัง้ แต่ปี 2536 จนถึงปัจจุบนั ที่ ปตท.สผ.ได้รบั การ ถ่ายทอดองค์ความรู้ต่างๆจาก “ฝรั่ง” ผ่านบริษัท โททาลฯ ท�ำให้เปลี่ยนสถานะจากพันธมิตรไปสู่ ผูด้ ำ� เนินการและปัจจุบนั โททาลฯ ยังมัน่ ใจ ปตท.สผ. สามารถด�ำเนินการได้ในต้นทุนที่เหมาะสม และ เพิม่ ก�ำลังการผลิตก๊าซฯตามสัญญาจาก 150 ล้าน ลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 900-1,000 ล้านลูกบาศ์ ฟุตต่อวัน” ปตท.สผ. มั่นใจว่า หากเป็นผู้ชนะการประมูล แหล่งบงกชในรอบใหม่ จะสามารถรักษาอัตราการ ผลิตก๊าซฯได้ไม่ตำ �่ 900-1,000 ล้านลูกบาศก์ฟตุ ต่อวัน ต่อเนื่องไปจากปี 2563 ได้ ซึ่งจะช่วยบรรเทาวิกฤต ก๊าซฯที่เกิดขึ้นในช่วงปี 2564-2566 อย่างไรก็ตาม การเปิดประมูลแหล่งบงกช และ แหล่งเอราวัณรอบใหม่ทอี่ าจจะเป็นสัญญาสัมปทาน หรือ สัญญาแบ่งปันผลผลิต นัน้ ปตท.สผ.ไม่ได้กงั วล เพราะเคยมีประสบการณ์ในการด�ำเนินธุรกิจภายใต้ สัญญาแบ่งปันผลผลิตมาแล้ว ส่วนกฎเกณฑ์ต่างๆ ภายใต้ระบบ PSC ที่จะเพิ่มอ�ำนาจของหน่วยงาน ภาครัฐมากขึ้นก็ไม่ใช่ปัญหา แต่เป็นกติกาที่ผู้ชนะ ประมูลฯต้องปฏิบัติตามอยู่แล้ว. Oil & Gas Today Magazine


Regional Industry News

EGAT starts 5 Million Tonnes of FSRU Plan with First LNG Importer in 62 กฟผ. เริ่มแผน FSRU 5 ล้านตันต่อปี พร้อมผู้น�ำเข้า LNG ล็อตแรกปี 62

E

GAT starts one construction plan. The 5

contracts for LNG, medium to long term, because

million ton Floating Storage Regasification Unit

EGAT has no previous experience in importing

(FSRU) in the Gulf of Thailand will be ready to

LNG and the international market is complicated.

discuss the three EIA consultancy companies. MPI is

The results of the study must be completed

considering the mid-year 2018. At the same time, there

within one year to be presented to the National

are plans to import 1.5 million tons of lignite per year

Energy Policy Council for consideration by the

to meet state policy. The Third Party Access Regime

end of 2018.

(TPA) is open to third parties through the LPG LNG

In addition, EGAT has been tasked by the

Storage System. It is expected to begin importing

government to implement a Third Party Access

the first lot in 2019.

Regime (TPA) that allows third parties to use or

Mr. Naruemit Kinniman, Director of Project

connect natural gas transmission systems and

Environment Electricity Generating Authority of

stations. LNG is currently the sole provider of PTT.

Thailand (EGAT) revealed that EGAT will meet

Currently, PTT is in the process of expanding its

with ERM-Siam Co., Ltd., an environmental impact

LPG conversion facility at LNGG Terminal. Add

assessment (EIA) consultant. To fix the size of

the Map Ta Phut The 1.5 million tonnes per annum

5 million tons per year, 3 EIAs will be prepared,

is scheduled to be completed in 2019, making

namely EIA, LNG loading berth. Second edition

it the most efficient lNG capacity of 11.5 million

is LNG storage and conversion station And the

tonnes per annum, with initial import through

third is The total 60 km of natural gas pipeline

LNG. Enter and send to Wangnoi Power Station.

system is 20 km inland and 40 km inland.

Bang Pakong power plant, and in some parts.

The first berth will be located in the Gulf of

However EGAT also needs to buy most of LNG

Thailand, 20 kilometers off the coast and onshore

from PTT. To produce enough electricity to meet

at the Suvarnabhumi Canal. There are currently

the demand in the country.

two options for laying gas pipelines along the road or transmission line to deliver gas to the South Bangkok power plant before connecting to the North Bangkok power plant. Through the pipeline of PTT Public Company Limited currently in use. Mr. Naruemit said that the construction of the LPG storage tank for EGAT was not up to date. Due to the length of the docks is less than 300 meters. EGAT But it is certain that the preparation of the EIA is complete. The preparation of the EIA will take 12 months to be completed by mid-2016 and submitted to the Office of Natural Resources and Environmental Policy and Planning for consideration. Then it must be submitted to the expert committee for environmental impact assessment approval. To continue construction Mrs. Ranee Kositwanich, Director of Fuel Management The Electricity Generating Authority of Thailand said that during the procurement process, the consultants came to study the scope of engineering work. Including consultants to study the LNG procurement model must be foreign experts. It will study various forms of import

ฟผ. เริ่มนับหนึ่งแผนก่อสร้าง โครงการคลัง รับแอลเอ็นจีลอยน�้ำ (Floating Storage Regasification Unit –FSRU) ขนาด 5 ล้าน ตัน ในพืน้ ทีอ่ า่ วไทย เตรียมหารือ บริษทั ทีป่ รึกษาเพือ่ จัดท�ำอีไอเอ 3 ฉบับ คาดแล้วเสร็จส่ง สผ.พิจารณา กลางปี 2561 ในขณะเดียวกันยังมีแผนการน�ำเข้าแอล เอ็นจี 1.5 ล้านตัน ต่อปี สนองนโยบายรัฐ พร้อมเปิด ให้บุคคลที่สามแข่งขันเสรีธุรกิจก๊าซฯ (Third Party Access Regime : TPA) ผ่านระบบคลังรับแอลเอ็นจี ของปตท. ซึง่ คาดว่าจะเริม่ น�ำเข้าล็อตแรกปี 2562 นายนฤมิต คินมิ าน ผูอ้ ำ� นวยการฝ่ายสิง่ แวดล้อม โครงการ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เปิดเผยว่า กฟผ.จะประชุมร่วมกับบริษัท อีอาร์เอ็ม สยาม จ�ำกัด ซึ่งเป็นที่ปรึกษาการจัดท�ำรายงานการ วิเคราะห์ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (อีไอเอ) เพื่อ ก�ำหนดขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดยจะต้องจัดท�ำอีไอ เอ 3 ฉบับ คือ การจัดท�ำอีไอเอท่าเทียบเรือส�ำหรับ จอดเรือบรรทุกแอลเอ็นจี ฉบับที่สองคือ สถานีกัก เก็บและแปลงสภาพแอลเอ็ น จี และฉบั บ ที่ ส ามคื อ ระบบท่ อ ส่ ง ก๊าซธรรมชาติรวมระยะทาง 60 กิโลเมตร แบ่งเป็นการวางแนวท่อในทะเล 20 กิโลเมตร และ

บนบก 40 กิโลเมตร เบือ้ งต้นท่าเทียบเรือจะตัง้ บริเวณอ่าวไทยห่างจาก ฝัง่ 20 กิโลเมตร และขึน้ ฝัง่ ทีค่ ลองส่งน�ำ้ สุวรรณภูมิ ซึง่ ขณะนีอ้ ยูร่ ะหว่างการพิจารณาสองแนวทางว่าจะวาง ท่อก๊าซไปตามแนวถนนหรือแนวสายส่งไฟฟ้าเพือ่ จัด ส่งก๊าซฯป้อนให้กบั โรงไฟฟ้าพระนครใต้กอ่ นเชือ่ มต่อ ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ผ่านแนวท่อส่งก๊าซฯของ บริษัท ปตท.จ�ำกัด (มหาชน) ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน นายนฤมิต กล่าวว่า โครงการก่อสร้างคลังเก็บ ก๊าซ แอลเอ็นจี แบบลอยน�้ำ ของ กฟผ.ไม่ถึงขั้นต้อง จัดท�ำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม และสุขภาพ เนื่องจากความยาวหน้าท่าเทียบเรือไม่ ถึง 300 เมตร และแม้ว่าโครงการนี้จะเป็นโครงการ แรกที่ กฟผ.ด�ำเนินการ แต่กม็ นั่ ใจว่าการจัดท�ำอีไอเอ จะสมบูรณ์ ทั้งนี้การจัดท�ำอีไอเอจะใช้เวลา 12 เดือน แล้ว เสร็จกลางปี 2561 พร้อมส่งให้สำ� นักงานนโยบายและ แผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมพิจารณา ตามขั้นตอน จากนั้นจะต้องส่งให้คณะกรรมการ ผูช้ ำ� นาญการพิจารณารายงานผลกระทบสิง่ แวดล้อม อนุมัติ เพื่อด�ำเนินการก่อสร้างต่อไป ด้านนางราณี โฆษิตวานิช ผู้อ�ำนวยการฝ่าย จัดการเชือ้ เพลิง การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กล่าวว่า ระหว่างด�ำเนินการจัดหาที่ปรึกษามาศึกษา ขอบเขตงานด้านวิศวกรรม รวมถึงจัดหาที่ปรึกษา มาศึกษารูปแบบการจัดหาแอลเอ็นจีจะต้องเป็นผู้ เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ โดยจะศึกษาในหลายรูป แบบทั้งสัญญาน�ำเข้าแอลเอ็นจีระยะสั้น กลาง และ ระยะยาว เนื่องจาก กฟผ.ไม่มีประสบการณ์การน�ำ เข้าแอลเอ็นจีมาก่อนและตลาดต่างประเทศยังมี ความซับซ้อน โดยผลการศึกษาจะต้องแล้วเสร็จใน 1 ปี เพือ่ น�ำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติพิจารณาไม่เกินสิ้นปี 2561 ต่อไป นอกจากนี้ กฟผ.ยังได้รับมอบหมายภารกิจ จากภาครัฐให้ด�ำเนินการตามนโยบายเปิดเสรีก๊าซ ธรรมชาติในประเทศ (Third Party Access Regime : TPA) ทีเ่ ปิดให้บคุ คลทีส่ ามสามารถใช้หรือเชือ่ มต่อระบบส่ง ก๊าซธรรมชาติและสถานีแอลเอ็นจีได้ จากปัจจุบัน ปตท.เป็นผู้ให้บริการเพียงรายเดียว ซึ่งขณะนี้ ปตท. อยูร่ ะหว่างด�ำเนินโครงการขยายก�ำลังการแปรสภาพ แอลเอ็นจี ทีแ่ อลเอ็นจี เทอร์มนิ อล มาบตาพุด เพิม่ เติม อีก 1.5 ล้านตันต่อปี ก�ำหนดเสร็จในปี 2562 ท�ำให้ มีประสิทธิภาพรองรับแอลเอ็นจีสูงสุดรวมเป็น 11.5 ล้านตันต่อปี โดยเบื้องต้นการน�ำเข้าผ่านสถานีแอล เอ็นจี ปตท.นั้น กฟผ.จะน�ำเข้าและส่งป้อนให้กับโรง ไฟฟ้าวังน้อย และโรงไฟฟ้าบางปะกงในบางส่วน แต่ อย่างไรก็ตาม กฟผ.ยังจ�ำเป็นต้องจัดซือ้ แอลเอ็นจีสว่ น ใหญ่จากปตท. เพื่อผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความ ต้องการใช้ในประเทศ.

9


Regional Industry News

Ophir Reaches Bualuang in the Gulf of Thailand Phase IV FID

โอเฟียร์ บรรลุการลงทุนขัน ้ สุดท้ายแหล่งน�ำ้ มันดิบบัวหลวงระยะ 4 ในอ่าวไทย

O

phir Energy announced that the company has reached a final investment decision (FID) for Bualuang oil field's fourth

phase of development in the Gulf of Thailand, with first oil set for 2018. The fourth phase of development will consist of a 12 slot bridge-linked wellhead structure with additional power generation. It will include the drilling of up to 14 wells and an expansion of the water disposal capacity on the Bravo platform, says Ophir. The company is expecting the total investment of the project to be US$145 million from now until 2020. First oil is set for 2H 2018. Ophir’s reserves auditors, ERC Equipoise, forecasts that the development will convert 9.2 MMbo of contingent resources to reserves. The Vantage Drilling Topaz Driller jackup rig is on location at the Bualuang field and has started operations on the 2017 infill drilling program, says Ophir. “This program consists of two development wells and one well targeting untested prospective resources in a near-field step-out location,” says Ophir. “Abandoned well stock is to be recycled to target the three new locations with the goal of the development wells growing production by around 1400 b/d.” The company says that the cost of these development wells will be some $12 million. Production year to date from the field is averaging 8100 b/d. The Bualuang oil field in the Gulf of Thailand has been onstream since 2008. Ophir says that the field was initially thought to contain 15 MMbo of 2P reserves and have a productive life of approximately five years. However, the field has undergone numerous reserve upgrades and by October 2015, it had produced its 25 millionth bbl. Ophir owns and operates 100% of Bualuang.

10

>> Kerendan operations. Source: Ophir Energy Plc.

อเฟียร์ เอเนอร์จี ประกาศว่าบริษัทได้บรรลุ การตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (FID) ในแหล่ง น�ำ้ มันดิบบัวหลวงในอ่าวไทยซึง่ อยูข่ นั้ ตอนการ พัฒนาระยะที่ 4 (การผลิต) โดยจะได้รบั น�ำ้ มันดิบล็อต แรกในปี 2561 การพัฒนาระยะที่ 4 จะประกอบด้วยโครงสร้าง หัวขุดเจาะ 12 หัวแบบเชื่อมสะพาน โดยจะมีระบบ ผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ซึ่งจะมีศักยภาพโดยรวมสามารถ ขุดเจาะบ่อน�้ำมันได้สูงสุดถึง 14 บ่อที่มาพร้อมส่วน เสริมขยายก�ำลังการทิ้งน�้ำบนแพลตฟอร์มบราโว โอ เฟียร์กล่าว นับตัง้ แต่บดั นีจ้ นถึงปี 2563 บริษทั คาดว่าจะต้อง ลงทุนกับโครงการนี้ถึง 145 ล้านเหรียญสหรัฐ โดยจะได้น�้ำมันดิบล็อตแรกในช่วงครึ่งหลังของ ปี พ. ศ. 2561 อีอาร์ซี เอควิพอยส์ บริษัทผู้สอบน�้ำมัน ส�ำรองของโอเฟียร์ ท�ำนายว่าการพัฒนาครัง้ นีโ้ อเฟียร์ จะสามารถสกัดทรัพยากรปริมาณ 9.2 ล้านบาร์เรล น�้ำมัน (MMbo) เป็นน�้ำมันดิบส�ำรองได้ เครื่องเจาะแวนเทจ ดริล โทปาส ซึ่งเป็นแท่นขุด เจาะแบบแจ็คอัพ ตัง้ อยูท่ แี่ หล่งน�ำ้ มันดิบบัวหลวงและ เริม่ ด�ำเนินการมาบ้างแล้วตัง้ แต่ปี 2560 ในโครงการการ เจาะหลุมเพิม่ (Infill Drilling) โอเฟียร์กล่าวเสริม

“โครงการนี้ประกอบด้วยหลุมเพื่อการผลิต ปิโตรเลียม (Development Well) จ�ำนวน 2 หลุม และหลุมทดลองเจาะเพื่อหาทรัพยากรเพิ่ม เติมอีกหนึ่งหลุม ในบริเวณรอบนอกข้างแหล่ง น�ำ้ มันดิบ” โอเฟียร์เผย “บริษทั จะท�ำการรีไซเคิล หลุมน�ำ้ มันทีถ่ กู ทิง้ ร้างและขุดเจาะเพิม่ เติมอีก 3 หลุมโดยตั้งเป้าว่าหลุมเพื่อการผลิตปิโตรเลียม ทัง้ หมดจะสามารถเพิม่ ก�ำลังผลิตได้ราวๆ 1,400 บาร์เรลต่อวัน” บริษทั เผยว่าต้นทุนการพัฒนาหลุมเพือ่ การผลิต ปิโตรเลียมเหล่านี้จะอยู่ที่ประมาณ 12 ล้านเหรียญ หากวัดจากต้นปีจนถึงปัจจุบนั หลุมน�ำ้ มันเหล่านีผ้ ลิต ปิโตรเลียมได้โดยเฉลี่ย 8,100 บาร์เรลต่อวัน แหล่งน�้ำมันดิบบัวหลวงในอ่าวไทยเริ่มด�ำเนิน การผลิตมาตัง้ แต่ปี พ. ศ. 2551 โอเฟียร์กล่าวว่าเดิมที คาดว่าแหล่งน�ำ้ มันดิบดังกล่าวน่าจะเป็นแหล่งส�ำรอง แบบ 2P ที่มีน�้ำมันดิบอยู่ประมาณ 15 ล้านบาร์เรล น�้ำมัน (MMbo) และมีอายุการผลิตอยู่ที่ประมาณ 5 ปี แต่ในความเป็นจริงแล้วแหล่งน�ำ้ มันดิบนีถ้ กู พัฒนา ขุดเจาะมาแล้วหลายรอบมากและเมือ่ ตุลาคม 2558 ก็พึ่งผลิตน�้ำมันดิบบาร์เรลที่ 25 ล้านไป โอเฟียร์ถอื ครองสิทธิแ์ ละประกอบการบนแหล่ง น�้ำมันดิบบัวหลวงแต่เพียงผู้เดียว (100%). Oil & Gas Today Magazine


Regional Industry News

Malaysia's Petronas Quarterly Earnings Surge Profit Doubles ปิโตรนาสมาเลเซีย เผยผล ประกอบการเพิ่มขึ้นเป็นสองเท่า

M

alaysia's Petroliam Nasional Bhd said

Petronas had pledged to cut its oil output

quarterly profit more than doubled from

by up to 20,000 barrels per day (bpd) as part

a year ago, helped by higher margins

and a recovery in oil prices, but the state-owned energy firm maintained a cautious outlook for the rest of the year.

of Malaysia's commitment to reduce supply in the first six months of this year following an agreement between the Organization of the non-OPEC producers.

First-quarter profit at Petronas, as the

On June OPEC and non-members - including

company is known, totalled 10.3 billion ringgit

Malaysia - agreed to extend oil output cuts by

($2.41 billion), compared with 4.6 billion ringgit

nine months to March 2018.

in the corresponding quarter last year.

Malaysia relies on its only Fortune 500

Revenue for the quarter ending in March

company for nearly a third of its oil and gas-related

rose 25 percent from a year ago to 61.6 billion

revenue. Petronas is one of the country's largest

ringgit.

employers with a workforce of over 50,000.

"The group continues to maintain a conservative outlook for the remainder of 2017 despite the positive results as supply and demand balances are still slow to return to a sustained equilibrium," Petronas said in a statement, adding it will keep its focus on cost cuts and improving efficiency. Petronas is relying on lower operating expenses, job cuts and project rollbacks to help it navigate through a low oil price environment. Brent crude is currently trading above $49 a barrel, having recovered from the near 12-year lows reached in early 2016. But a supply glut means prices are still less than half of what they were in the middle of 2014. Petronas is budgeting for an oil price of $45 a barrel for 2017, it said in March. An official said in May that Petronas is working on an oil price assumption of $45 to $55 a barrel for the next three to four years despite recent gains. In early 2016, Petronas said it would cut spending by 50 billion ringgit over the next four years. It has lowered its dividend payout to the government to 13 billion ringgit in 2017, half of what it paid in 2015. For the first quarter, the company cut operating expenditures to 11.1 billion ringgit from 11.4 billion. Its capital investments during the quarter totalled 11.9 billion ringgit, down 17 percent from the previous quarter but 6 percent higher than the year-ago quarter. Crude oil, condensate and natural gas production volumes rose to 2.39 million barrels of oil equivalent per day (boepd) during the quarter, down from 2.45 million boepd a year ago, the company said.

>> Petroliam Nasional Berhad. (Petronas)

Petroleum Exporting Countries (OPEC) and

ริษัท ปิโตรเลียม เนชั่นแนล เบอร์ฮาดของ มาเลเซียเปิดเผยว่า ผลก�ำไรจากการด�ำเนิน งานในไตรมาสนีเ้ พิม่ ขึน้ กว่าเท่าตัวเมือ่ เทียบ กับปีทแี่ ล้ว อันเป็นผลมาจากอัตราก�ำไรทีส่ งู ขึน้ และการ ฟืน้ ตัวของราคาน�ำ้ มัน อย่างไรก็ตามบริษทั พลังงานแห่ง ชาติรายนี้ยังคงเฝ้าระวังไปอีกตลอดปี ก�ำไรไตรมาสแรกของบริษัทปิโตรนาส เท่าที่ เปิดเผยให้ทราบ อยู่ที่ 10,300 ล้านริงกิต (2.41 พัน ล้านเหรียญ) เทียบกับไตรมาสเดียวกันในปีที่แล้วอยู่ ที่ 4,600 ล้านริงกิต รายได้ส�ำหรับไตรมาสที่สิ้นสุดในเดือนมีนาคม เพิม่ ขึน้ 25 เปอร์เซ็นต์จากปีปดิ ที่ 61,600 ล้านริงกิต “กลุ่มบริษัทของเรายังคงสงวนท่าทีต่อไป ตลอดปี 2560 ถึงแม้ว่าจะมีผลประกอบการเป็น บวก เพราะภาวะสมดุลระหว่างอุปสงค์และอุปทาน ยังคงชะลอตัวและกลับตัวไปในแดนบวกได้” ปิโตรนาสกล่าวในแถลงการณ์โดยเสริมว่าบริษัทจะ เน้นการลดต้นทุนและเพิ่มประสิทธิภาพไปก่อน ปิโตรนาสใช้กลยุทธ์การด�ำเนินการด้วยต้นทุนการ ด�ำเนินการทีถ่ กู ลง ลดการจ้างงาน และยกเลิกโครงการ หลายโครงการ เพือ่ ช่วยพยุงให้บริษัทสามารถด�ำเนิน ไปได้อย่างราบรื่นในสภาวะราคาน�้ำมันตกต�่ำ ปัจจุบันน�้ำมันดิบเบรนท์ท�ำการซื้อขายอยู่แพง กว่า 49 เหรียญต่อบาร์เรล หลังจากฟื้นตัวจากภาวะ ราคาตกต�ำ่ ซึง่ ต�ำ่ สุดในรอบ 12 ปีจนถึงช่วงต้นปี 2559 อย่างไรก็ตามด้วยอุปทานทีม่ ากเกินไปจึงหมายความ ว่าราคายังคงต�่ำกว่าครึ่งหนึ่งของราคาเดิมในช่วง กลางปี 2557 อยู่ ปิโตรนาสตัง้ งบประมาณอ้างอิงราคาน�ำ้ มันที่ 45 เหรียญต่อบาร์เรลในปี 2560 ปิโตรนาสเผยเมื่อเดือน

มีนาคม เจ้าหน้าที่กล่าวเสริมว่าในเดือนพฤษภาคมที่ ผ่านมา ปิโตรนาสวางแผนการด�ำเนินการโดยอ้างอิง สมมติฐานราคาน�้ำมันที่ประมาณ 45-55 เหรียญต่อ บาร์เรลส�ำหรับในอีก 3-4 ปีข้างหน้าถึงแม้ว่าล่าสุด จะท�ำก�ำไรได้ก็ตาม ในช่วงต้นปี 2559 ปิโตรนาสประกาศว่าจะ สามารถลดงบประมาณรายจ่ายลงประมาณ 5 หมื่น ล้านริงกิตในอีกสี่ปีข้างหน้า ซึ่งบริษัทเคยลดการจ่าย เงินปันผลให้รฐั บาลมาแล้วเป็นจ�ำนวนเงินถึง 13,000 ล้านริงกิตในปี 2560 ถือเป็นจ�ำนวนครึง่ หนึง่ ของเงินที่ จ่ายออกในปี 2558 ในไตรมาสแรก บริษทั ตัดค่าใช้จา่ ยในการด�ำเนิน งานลงเหลือ 11,100 ล้านริงกิตจากเดิม 11,400 ล้านริงกิต การลงทุนในช่วงไตรมาสดังกล่าวมีมูลค่าทั้ง สิ้น 11,900 ล้านริงกิต โดยลดลง 17% จากไตรมาส ก่อนหน้า แต่สงู ขึน้ 6% เมือ่ เทียบกับไตรมาสเดียวกัน ของปีก่อน บริษัทเผยว่า ปริมาณการผลิตน�้ำมันดิบ ก๊าซ ธรรมชาติเหลว และก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเทียบเป็น บาร์เรลน�ำ้ มันคือ 2.39 ล้านบาร์เรลต่อวัน (Barrels Of Oil Equivalent Per Day หรือ BOEPD) ในไตรมาสนี้ ซึ่งลดลงจากเดิม 2.45 ล้าน BOEPD ในปีที่แล้ว ปิโตรนาสประกาศลดปริมาณการผลิตน�้ำมันลง 20,000 บาร์เรลต่อวัน (bpd) ซึง่ เป็นส่วนหนึง่ ในความ พยายามของมาเลเชียเพือ่ ลดปริมาณสร้างอุปทานเพิม่ ในช่วง 6 เดือนแรกของปีนตี้ ามข้อตกลงระหว่างองค์กร ร่วมประเทศผูผ้ ลิตน�ำ้ มันเพือ่ การส่งออกหรือโอเปคกับ ผู้ผลิตที่ไม่ใช่สมาชิกโอเปค เมือ่ เดือนกรกฎาคมทีผ่ า่ นมา ประเทศผูผ้ ลิตน�ำ้ มัน ทัง้ ทีเ่ ป็นสมาชิกโอเปคและไม่ใช่สมาชิกโอเปคซึง่ รวม ถึงมาเลเซียตกลงที่จะขยายเวลาการงดผลิตน�้ำมัน ไปอีก 9 เดือนจนถึงเดือนมีนาคม พ. ศ. 2561 ประเทศมาเลเซียพึ่งพารายได้ถึงเกือบหนึ่งใน สามของรายได้จากการขายน�ำ้ มันและก๊าซจากบริษทั ติดอันดับฟอร์จูน 500 แห่งเดียวของตนแห่งนี้และ ปิโตรนาสถือเป็นบริษัทผู้จ้างงานรายใหญ่ที่สุดแห่ง หนึง่ ของประเทศโดยมีพนักงานกว่า 50,000 คน. 11


Regional Industry News

ExxonMobil Unveils Expanded Singapore Lubricant Plant to Products in the Asia-Pacific เอ็กซอนโมบิลสิงคโปร์เผยการขยายตัวโรงงานน�้ำมันหล่อลื่น ชูเป็นผู้น�ำในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิก

O

il giant ExxonMobil has completed

continue growing the chemicals sector in a

the expansion of its lubricant facility

competitive and sustainable manner."

in Jurong.

ExxonMobil announced on May that it has

The complex is now the company's largest

reached an agreement to acquire the assets of

grease manufacturing site in the Asia-Pacific, and

Jurong Aromatics Corp - namely a refining,

the only one in the region that produces Mobil 1,

petrochemical plant on Jurong Island, one of

its flagship synthetic engine oil.

the largest in the world. The acquisition - said to

The expanded operation in Shipyard Road is

cost as much as US$1.7 billion (S$2.35 billion)

integrated with ExxonMobil's adjacent Singapore

is expected to be completed in the second half

refinery, which provides base stock through

of this year.

pipelines.

It houses a new grease manufacturing plant, which started production in January, and a new synthetic lubricant manufacturing facility that began operations in April. ExxonMobil did not disclose the investment sum for the two new plants, although its Asia-Pacific chairman and managing director Gan Seow Kee told a briefing at the opening ceremony it was a "significant addition" to the company's investments in Singapore. ExxonMobil is one of the largest foreign manufacturing investors here, with more than $20 billion in fixed-asset investments. He added that the new facility, which is highly automated, has created about 20 new jobs - all of which are "highly skilled, knowledge-based jobs". This is in addition to about 200 employees that ExxonMobil has at the Singapore lubricant facility, out of a headcount of over 3,300 across its operations here. At the opening ceremony, ExxonMobil said the expansion further strengthens the company's manufacturing facilities and its ability to meet the growing demand for grease and synthetic lubricant products in the Asia-Pacific. "These facilities are strategically located close to key Asia-Pacific markets, ensuring the reliable supply of these premium products to our customers," said Mr Teoh Song Ping, Asia-Pacific lubricant sales director. Mr Yeoh Keat Chuan, managing director of Singapore Economic Development Board, said: "The expansion of ExxonMobil's Jurong lubricant plant is a good example of companies taking advantage of Singapore as a strategic base to capture growth opportunities in Asia". "The synthetic lubricant and grease plants underscore Singapore's emphasis on higher value-added manufacturing activities as we

12

ริษทั น�ำ้ มันยักษ์ใหญ่เอ็กซอนโมบิล พึง่ เสร็จ สิน้ ภารกิจการขยายโรงงานน�ำ้ มันหล่อลืน่ ในเมืองจูร่ง ท�ำให้ปจั จุบนั โรงงานศูนย์การผลิตจารบีแห่งใหญ่ ทีส่ ดุ ในภูมภิ าคเอเชียแปซิฟกิ และนอกจากนัน้ ยังเป็น ผูผ้ ลิตหนึง่ เดียวในภูมภิ าคทีผ่ ลิตโมบิล 1 ซึง่ เป็นน�ำ้ มัน เครื่องสังเคราะห์ตัวชูโรงของบริษัท ภาคการปฏิบตั กิ ารทีข่ ยายขึน้ มาใหม่ในถนนชิป ยาร์ดจะรวมเข้ากับโรงกลั่นน�้ำมันของสิงคโปร์ที่เชือ่ ม ต่อกับเอ็กซอนโมบิล ซึ่งป้อนส่วนประกอบเบื้องต้น (Base Stock) ผ่านระบบท่อ ศูนย์การผลิตนีม้ โี รงงานส่วนผลิตจาระบีแห่งใหม่ ซึง่ เริม่ ผลิตในเดือนมกราคมและโรงงานผลิตสารหล่อลืน่ สังเคราะห์ทเี่ ริม่ ด�ำเนินการไปแล้วในเดือนเมษายน อย่างไรก็ตามเอ็กซอนโมบิลไม่ได้เปิดเผยมูลค่า เม็ดเงินลงทุนที่ใช้ไปกับโรงงานแห่งใหม่ทั้ง 2 แห่งนี้ อย่างไรก็ตามประธานและประธานกรรมการบริหาร แห่งภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกนายกาน โซว คี ได้กล่าว สัน้ ๆ ทีพ่ ธิ เี ปิดว่า “เป็นส่วนการลงทุนเพิม่ ทีส่ ำ� คัญ” ในสิงคโปร์ให้กับบริษัท เอ็กซอนโมบิลเป็นหนึง่ ในผูล้ งทุนจากต่างประเทศ รายทีใ่ หญ่ทสี่ ดุ ทีส่ งิ คโปร์ดว้ ยมูลค่าลงทุนในสินทรัพย์ ถาวรกว่า 2 หมื่นล้านเหรียญ นอกจากนัน้ เขายังกล่าวเสริมว่า ศูนย์การผลิตแห่ง ใหม่ซึ่งพึ่งพาระบบอัตโนมัติสูง ได้สร้างงานใหม่เพิ่ม ขึ้นอีก 20 ต�ำแหน่ง ซึ่งล้วนเป็นงานที่ “ใช้ทักษะและ ความรูส้ งู ” นอกเหนือจากพนักงานเดิมประมาณ 200 คนที่เอ็กซอนโมบิลจ้างงานเพื่อด�ำเนินการในโรงงาน ผลิตน�้ำมันหล่อลื่นในสิงคโปร์ และยังไม่นับพนักงาน กว่า 3,300 ชีวติ ทัว่ โลก ในพิธเี ปิดเอ็กซอนโมบิลกล่าว ว่าการขยายโรงงานในครัง้ นีเ้ พิม่ ความแข็งแกร่งให้กบั

>> Construction on ExxonMobil's new synthetic lubricant manufacturing plant was completed in March, and the plant started production in April. (Source: ExxonMobil website)

โรงงานผลิตของบริษทั และช่วยให้บริษทั สามารถในการ ตอบสนองความต้องการทัง้ ทางด้านจาระบีและสารหล่อ ลืน่ สังเคราะห์ทเี่ พิม่ ขึน้ ในภูมภิ าคเอเชียแปซิฟกิ นายทีโอ ซอง ปิง ผู้อ�ำนวยการฝ่ายขายน�้ำมัน หล่อลืน่ ประจ�ำภูมภิ าคเอเชียแปซิฟกิ กล่าวว่า “โรงงาน เหล่านี้ตั้งอยู่ใกล้กับตลาดส�ำคัญๆ ในภาคพื้น เอเชียแปซิฟิกโดยมุ่งสร้างสเถียรภาพในการ จัดจ�ำหน่ายผลิตภัณฑ์คุณภาพดีเหล่านี้ให้กับ ลูกค้าของเรา” นายยีโอ คีท ชวน กรรมการผู้จัดการของคณะ กรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจสิงคโปร์กล่าวว่า “การ ขยายโรงงานน�ำ้ มันหล่อลืน่ ของทีจ่ รู ง่ ของบริษทั เอ็กซอนโมบิลถือเป็นตัวอย่างที่ดีให้กับบริษัท อื่นๆ ในด้านการใช้ประโยชน์จากสิงคโปร์เป็น ฐานยุทธศาสตร์ในการสร้างโอกาสในการเติบโต ในเอเชีย” “การขยายโรงงานผลิตสารหล่อลืน่ สังเคราะห์ และจาระบีถอื เป็นการเน้นย�ำ้ จุดยืนของสิงคโปร์ ในการด�ำเนินกิจกรรมการผลิตสินค้าที่มีมูลค่า เพิ่ม และในขณะเดียวกันเราก็ยังคงพัฒนาการ เติบโตในภาคเคมีภัณฑ์อย่างต่อเนื่องทั้งในแง่ การแข่งขันและความยั่งยืน” เอ็กซอนโมบิลประกาศในเดือนพฤษภาคมว่า บริษัทได้บรรลุข้อตกลงในการซื้อสินทรัพย์ของจูร่ง อโรมาติกส์ คอร์ป ซึ่งได้แก่ โรงกลั่นน�้ำมันปิโตรเคมี ในเกาะจูร่ง ซึ่งเป็นหนึ่งโรงกลั่นที่ใหญ่ที่สุดในโลก การเข้าซื้อกิจการดังกล่าวคาดว่าจะเสร็จสิ้นภายใน ครึ่งหลังของปีนี้โดยคาดว่าจะมีราคาสูงถึง 1,700 ล้านเหรียญสหรัฐ (2,350 ล้านเหรียญสิงคโปร์). Oil & Gas Today Magazine


International News

Qatar Petroleum And Shell Form LNG Marine Fueling Venture

กาตาร์ปโิ ตรเลียมและเชลล์ฟจับมือก่อตัง้ บริษทั ร่วมทุนบริการเรือขนส่งก๊าซ LNG

>> Nakilat Sipyard, Qatar (Source Qatar Petroleum)

L

NG bunkering provides the shipping

and operators who must meet tougher emissions

industry with a new fuel that helps meet

regulations from 2020. We look forward to

the industry’s environmental and economic

working with Qatar Petroleum to increase the

objectives. Increasing numbers of ship owners and operators are turning to LNG over traditional marine fuels in response to tighter sulfur and nitrogen oxide emissions regulations. In October 2016, the International Maritime Organization

availability of LNG as a fuel for transport.” The agreement follows two Memoranda of (MOUs) Shell and Qatargas signed with industry partners in 2016 to explore LNG bunkering opportunities in the Middle East. Pursuant to the agreement signed today, Qatar

(IMO) announced the introduction of a global

Petroleum and Shell will evaluate and progress

0.5% sulfur cap from 2020.

the development of LNG bunkering facilities at

Commenting on the occasion, Mr. Saad Sherida Al-Kaabi, Qatar Petroleum’s President and CEO, said: “We are pleased to team up with our long-term partner and industry pioneer, Shell, on this important initiative. We view LNG bunkering as a promising opportunity for LNG to further grow as a clean energy source.” Mr. Al-Kaabi added: “LNG demand for bunkering is expected to increase significantly over the coming years and we believe there is real potential for such demand to reach up to 50 million tons per annum by 2030. Obviously, achieving this figure requires focused investments and the right partnership model, similar to the one we are establishing.” On his part, Mr. Ben van Beurden, Shell’s Chief Executive Officer, said: “As two of the world’s leading LNG suppliers, Shell and Qatar Petroleum have the capability and experience to deliver LNG as a marine fuel to ship owners

various locations across Europe, the Middle East

จุ

and East Asia.

ดบริ ก ารก๊ า ซธรรมชาติ เ หลว (LNG bunkering) นั บ เป็ น ตั ว เลื อ กแหล่ ง เชื้ อ เพลิงใหม่ที่ตอบโจทย์อุตสาหกรรมขนส่ง ทางทะเลทั้ ง ทางด้ า นสิ่ ง แวดล้ อ มและ เศรษฐกิ จ บริ ษั ท เจ้ า ของเรื อ และผู ้ ป ระกอบการ ต่ า งเลิ ก ใช้ เ ชื้ อ เพลิ ง ทางทะเลแบบเดิ ม และหั น มาใช้ ก ๊ า ซธรรมชาติ เ หลวเพิ่ ม มากขึ้ น หลั ง การประกาศข้ อ บั ง คั บ การปล่ อ ยก๊ า ซซั ล เฟอร์ และไนโตรเจนออกไซด์ ใ หม่ ซึ่ ง เข้ ม งวดขึ้ น ใน เดื อ นตุ ล าคม 2559 องค์ ก ารทางทะเลระหว่ า ง ประเทศ (IMO) ได้ ป ระกาศการริ เ ริ่ ม การจ� ำ กั ด การปล่ อ ยก� ำ มะถั น ออกสู ่ บ รรยากาศให้ เ หลื อ ไม่เกิน 0.5% ทั่วโลกตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป นายซาด เชอริดา อัลคาบี ประธานบริษัทและ ประธานเจ้าหน้าที่บริหารกาตาร์ปิโตรเลียมกล่าวว่า “เรารู ้ สึ ก ยิ น ดี เ ป็ น อย่ า งยิ่ ง ที่ วั น นี้ ไ ด้ ร ่ ว มงาน

โครงการริเริ่มส�ำคัญนี้กับบริษัทเชลล์ เชลล์เป็น คูค่ า้ กับเรามาอย่างยาวนาน และเป็นผูบ้ กุ เบิกใน อุตสาหกรรมนี้ เราเชือ่ ว่าจุดบริการก๊าซธรรมชาติ เหลวจะเป็นโอกาสทางธุรกิจท�ำให้ตลาดก๊าซ ธรรมชาติเหลวเติบโตขึน้ กลายเป็นแหล่งพลังงาน สะอาดแหล่งใหม่ในที่สุด” นายอัลคาบี กล่าวเสริมว่า “คาดว่าในปีตอ่ ๆ ไป จะมีความต้องการจุดบริการก๊าซธรรมชาติเหลวเพิม่ ขึน้ เรือ่ ยๆ เราเชือ่ ว่าอุปสงค์ในก๊าซธรรมชาติเหลว จะเพิ่มสูงถึง 50 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2573 แต่ อย่างทีท่ ราบหากจะให้ถงึ เป้าดังกล่าวจ�ำเป็นต้อง ใช้เม็ดเงินลงทุนจ�ำนวนหนึง่ และรูปแบบการร่วม ลงทุนที่เหมาะสมด้วย ซึ่งก็เป็นหลักคิดคล้ายๆ กับที่เราก�ำลังร่วมมือกันท�ำให้เกิดในวันนี้” ในส่วนของนายเบน วาน บัวร์เดน ประธานเจ้า หน้าที่บริหารของเชลล์กล่าวว่า “ในฐานะที่เราทั้ง สองคือบริษัทผู้จ�ำหน่ายก๊าซธรรมชาติเหลวชั้น น�ำของโลก เชลล์และกาตาร์ปโิ ตรเลียมมีศกั ยภาพ และประสบการณ์พร้อมให้บริการก๊าซธรรมชาติ เหลวเพือ่ ป้อนพลังงานให้บริษทั เจ้าของเรือและ ผูป้ ระกอบการอุตสาหกรรมขนส่งทางทะเลทีก่ ำ� ลัง ประสบกับข้อบังคับการปล่อยก๊าซใหม่ทเี่ ข้มงวด ขึ้นตั้งปีปี 2563 เรามีความยินดีเป็นอย่างยิ่งที่จะ ท�ำงานร่วมกับกาตาร์ปิโตรเลียมเพื่อเพิ่มความ พร้อมด้านอุปทานก๊าซธรรมชาติเหลวเพื่อเป็น แหล่งเชื้อเพลิงในการขนส่ง” สัญญาดังกล่าวส่งผลให้เกิดการลงนามบันทึก ความเข้าใจ (MOU) 2 ฉบับ โดยเชลล์และกาตาร์แก๊ส ได้ทำ� การลงนามร่วมกับคูค่ า้ ต่างๆ ในภาคอุตสาหกรรม เมื่อปี 2559 เพื่อเริ่มส�ำรวจโอกาสการจุดบริการก๊าซ ธรรมชาติเหลวในแถบตะวันออกกลาง และตามข้อ ตกลงที่ได้ลงนามในวันนี้กาตาร์ปิโตรเลียมและเชลล์ จะประเมินผลและด�ำเนินการพัฒนาให้บริการจุด บริการก๊าซธรรมชาติเหลวทั่วยุโรป ตะวันออกกลาง และเอเชียตะวันออก. 13


International News

China Issues Third Set Of Fuel Export Quotas Under Processing Scheme จีนประกาศโควต้าการส่งออกเชื้อเพลิงรอบ 3 ภายใต้โครงการการค้าสินค้าแปรรูป >> Oil tanks are seen at a Sinopec plant in Hefei, Anhui province, in this May 31, 2009 file photograph. Source: REUTERS

C

hina has issued 9.06 million tonnes of

Under the processing rules, refiners are

refined fuel export quotas under so-called

exempted from import taxes on crude oil and

processing trade terms in its third batch

export taxes for oil products, but have fixed

of quotas, two trading sources with knowledge

volumes and time slots to export, both under the

of the matter said on July. The current round of quotas is 49 percent higher than last year's batch, which were all issued under the processing category, of 6.085 million tonnes. The new quotas increased the total number of processing permits to 24.76 million tonnes granted so far in 2017. The quotas will be valid till the end of this year and were assigned to China National Petroleum Corp (CNPC), Sinopec Corp, China National Offshore Oil Corp (CNOOC) and Sinochem Group, the sources said. The government issued 6.29 million tonnes of exports under the separate general trade category in May, taking the total under that scheme to 7.605 million tonnes for the year. Combined by category, China has granted 32.365 million tonnes of fuel export quotas this year, and all to the same four state oil companies. The Ministry of Commerce did not immediately comment. The third round of export quotas rose to accommodate a growing surplus of refined fuel as overall Chinese refinery throughput is set to increase even with possible run cuts by Sinopec, as peak maintenance season ends and new capacity additions are expected later this year, said oil analyst Nevyn Nah of consultancy Energy Aspects. For the latest batch of processing quotas, also called tolling quotas, Sinopec won 5.05 million tonnes, followed by CNPC at 2.7 million tonnes, Sinochem at 700,000 tonnes and CNOOC at 610,000 tonnes. China earlier this year barred the country's independent oil plants from exporting fuel. Under the general trade category, refiners get tax refunds after exports are completed or get a tax waiver on fuel exports, a policy that Beijing granted in 2016.

14

tight scrutiny of Chinese customs. China's demand for oil products will grow by 360,000 bpd this year, down from the annual demand growth of 550,000 bpd in 2016, said Energy Aspect's Nah.

จี

นประกาศโควต้าการส่งออกเชื้อเพลิงกลั่น จ�ำนวน 9.06 ล้านตันภายใต้เงื่อนไขการค้า ที่เรียกว่าการค้าเชิงแปรรูป (Processing Trade) ซึ่งเป็นการประกาศโควต้าครั้งที่สาม แหล่ง ข่าวสองแหล่งซึ่งประกอบการในวงการนี้กล่าวเมื่อ เดือนกรกฎาคมที่ผ่านมา โดยโควต้าปีนี้นับรวมรอบปัจจุบันถือว่ามีปริมาณ สูงกว่าทุกรอบทัง้ ปีของปีทแี่ ล้วถึง 49 เปอร์เซ็นต์ โดย ตัวเลขปีที่แล้วโควต้าที่ประกาศภายใต้หมวดสินค้า แปรรูปมีปริมาณเพียง 6.085 ล้านตัน โควต้าที่ออก ใหม่ในปี 2560 นีเ้ พิม่ ปริมาณการอนุญาตการแปรรูป เพื่อส่งออกแล้วอย่างน้อย 24.76 ล้านตัน การประกาศโควต้าดังกล่าวจะมีผลบังคับใช้ จนถึงสิน้ ปีนแี้ ละมอบโควต้าให้บริษทั ปิโตรเลียมแห่ง ชาติจีน (CNPC) ซิโนเปค คอร์ป ไชน่าเนชั่นแนล ออฟชอร์ออยล์คอร์ป (CNOOC) และซิโนเคม กรุ๊ป แหล่งข่าวเผย นอกจากนั้นรัฐบาลยังประกาศอนุญาตส่งออก เพิ่มอีกในปริมาณ 6.29 ล้านตันภายใต้หมวดการค้า ทัว่ ไปในเดือนพฤษภาคม ซึง่ ท�ำให้ปริมาณโควต้ารวม ภายใต้โครงการดังกล่าวสูงถึง 7.605 ล้านตันในปีนี้ เมื่อรวมทั้งหมวดเข้าด้วยกัน จีนได้ประกาศ อนุญาตส่งออกเชื้อเพลิงทั้งสิ้น 32.365 ล้านตันแล้ว ในปีนี้ และมอบโควต้าทั้งหมดให้บริษัทน�้ำมันแห่ง ชาติทั้ง 4 บริษัทเช่นเคย อย่างไรก็ตาม รัฐมนตรีวา่ การกระทรวงพาณิชย์ ไม่ได้ออกความคิดเห็นในเรื่องนี้ในทันที

โควต้าส่งออกรอบทีส่ ามเพิม่ ปริมาณส่งออกขึน้ เพื่อรองรับภาวะเชื้อเพลิงกลั่นล้นคลังเนื่องจากภาพ รวมการผลิตในโรงกลั่นจีนก�ำลังจะมีการผลิตที่มาก ขึ้นถึงแม้ว่าซิโนเปคจะระงับการผลิตไปแล้ว แต่ด้วย ก�ำลังจะสิ้นสุดฤดูการบ�ำรุงรักษา จึงคาดว่าจะเกิด ก�ำลังการผลิตที่เพิ่มสูงขึ้นในช่วงเวลาต่อมาของปี กล่าวโดยเนวิน นาฮ์ จากเอเนอร์จี แอสเปคส์บริษัท ผู้ให้ค�ำปรึกษาด้านพลังงาน โควต้าการแปรรูปรอบล่าสุดหรือทีเ่ รียกว่าโควต้า เรียกเก็บ (Tolling) ซิโนเปคชนะการประมูลได้รับ โควต้าไป 5.05 ล้านตันรองลงมาคือ CNPC ได้รับไป 2.7 ล้านตัน ส่วนซิโนเคมได้โควต้า 700,000 ตันและ CNOOC 610,000 ตัน เมือ่ ต้นปีทผี่ า่ นมาจีนได้ระงับโรงผลิตน�ำ้ มันเอกชน ไม่ให้ส่งออกเชื้อเพลิง ภายใต้หมวดการค้าโดยทั่วไปโรงกลั่นจะได้รับ เงินภาษีคืนหลังส่งออกเสร็จสิ้นหรือได้รับการยกเว้น ภาษีส�ำหรับการส่งออกเชื้อเพลิงซึ่งเป็นนโยบายที่ ปักกิ่งอนุมัติในปี 2559 ภายใต้กฎการแปรรูป ผูก้ ลัน่ จะได้รบั ยกเว้นภาษี น�ำเข้าน�ำ้ มันดิบและภาษีสง่ ออกผลิตภัณฑ์นำ�้ มัน แต่ มีปริมาณคงที่และเวลาในการส่งออกที่ก�ำหนด และ เงื่อนไขทั้งสองต้องด�ำเนินการภายใต้การตรวจสอบ อย่างเข้มงวดของศุลกากรจีน นายนาฮ์ จากเอเนอร์จี แอสเปคส์เผยว่า อุปสงค์ ด้านผลิตภัณฑ์น�้ำมันของจีนจะอยู่ที่เป็น 360,000 บาร์เรลต่อวันในปีนี้ซึ่งลดลงจากอุปสงค์เมื่อปี 2559 ซึ่งอยู่ที่ 550,000 บาร์เรลต่อวัน. Oil & Gas Today Magazine


International News

India's Plan Is to Become Asia’s Pricing Hub That Could Compete with Singapore, Shanghai อินเดียวางแผนเป็นศูนย์กลางก�ำหนดราคาของเอเชีย แข่งกับสิงคโปร์และเซี่ยงไฮ้

>>Kochi LNG is a liquefied natural gas (LNG) regasification terminal in Puthuvype, Kochi, India. Source:Petronet LNG

I

ndia is working on an ambitious plan to build

Sources said the plan is to have an electronic

a natural gas trading hub that could aid

trading platform, based most likely in Dahej, Gujarat,

better price discovery for domestic as well

that would not allow speculative trading. “We would

as imported gas, with the ultimate objective of

need enough diverse buyers and sellers for the

becoming Asia’s pricing hub that could compete with Singapore, Shanghai or Tokyo. “India can be a huge gas consumer. But for the local gas market to mature, we must have market-driven pricing. The setting up of a hub will take us towards that,” a source with direct knowledge of the matter said. India, the world’s fourth-biggest importer of liquefied natural gas (LNG), does not have a free market regime for gas. Natural gas is sold on the basis of a governmentmandated formula that links the local price to international rates, while most long-term import contracts are linked to crude oil. The government has begun preliminary discussions about building a trading platform and plans to hire consultants in a month or so for this, sources said. The target is to get an initial setup going by early next year. Analysts said issues like low local output would be a challenge. "Until several LNG terminals come up or several domestic discoveries are commercialised, there is little chance of significant gas trading in the domestic market though in some measure it can happen today for gas delivered through existing pipelines connected to terminals,” said Deepak Mahurkar, leader of Oil and Gas at PwC India.

hub to develop. Sellers can have the option to sell local, LNG or a mix of both,” said a source. India has four LNG terminals at a combined capacity of 27 million tonnes per annum with Dahej housing the biggest 15 million tonnes terminal. It plans to raise it to 47.5 million tonnes by 2022. The country has about 16,000 km of gas pipeline and the target is to take it to 30,000 km in the next few years. Sources said trading can be effective and reflective of demand-supply situation if there is third party access to all pipelines and LNG terminals.

อิ

นเดียก�ำลังวางแผนท�ำการใหญ่โดยจะ สร้างศูนย์กลางการซือ้ ขายก๊าซธรรมชาติ เพือ่ ช่วยสร้างกลไกราคาใหม่สำ� หรับก๊าซใน ประเทศรวมถึงก๊าซทีน่ ำ� เข้า โดยมีวตั ถุประสงค์เพือ่ เป็นศูนย์กลางการก�ำหนดราคาของเอเชียทีส่ ามารถ แข่งขันกับสิงคโปร์เซี่ยงไฮ้หรือโตเกียวได้ “อินเดียอาจเป็นผู้บริโภคก๊าซรายใหญ่ แต่หากต้องการให้ตลาดก๊าซท้องถิ่นเติบโตขึ้น เราต้องมีการก�ำหนดราคาตามกลไกตลาด และ การตั้งศูนย์จะช่วยให้เราบรรลุวัตถุประสงค์นั้น ได้” กล่าวโดยแหล่งข่าวผู้มีความรู้โดยตรง อินเดีย เป็นผู้น�ำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่ใหญ่ที่สุด

อันดับสีข่ องโลกยังไม่มรี ะบบการตลาดเสรีสำ� หรับก๊าซ การจ�ำหน่ายก๊าซธรรมชาติคำ� นวณจากสูตรกลไกราคา ที่รัฐบาลก�ำหนดซึ่งเชื่อมโยงราคาระดับท้องถิ่นกับ ราคาต่างประเทศ ทั้งที่สัญญาน�ำเข้าระยะยาวส่วน ใหญ่จะคิดตามราคาน�้ำมันดิบ เบื้องต้นรัฐบาลได้เริ่มเจรจาสร้างแพลตฟอร์ม การซื้อขายและวางแผนจ้างที่ปรึกษาภายในหนึ่ง เดือนเพื่อแก้ปัญหานี้ โดยมีเป้าหมายให้เริ่มงานได้ เบื้องต้นภายในต้นปีหน้า นักวิเคราะห์หลายท่านให้ความเห็นว่า ปัญหา ในลักษณะเช่นการมีผลผลิตในประเทศน้อย จะเป็น ความท้าทายอีกประการหนึ่ง “ถึงแม้บางอย่างเช่น การส่งก๊าซผ่านระบบท่อส่งผ่านที่มีอยู่เดิมไปยัง โรงเก็บก๊าซอาจท�ำได้เลยในวันนี้ แต่จนกว่าจะ มีการสร้างโรงเก็บก๊าซ LNG มากขึ้นหรือมีการ จ�ำหน่ายก๊าซที่การค้นพบในประเทศเพิ่มมากขึ้น อีก มีโอกาสน้อยมากที่จะสร้างการเปลี่ยนแปลง การซื้อขายก๊าซในตลาดภายในประเทศได้” นาย ดีภักดิ์ มาฮัวร์คาร์ หัวหน้าฝ่ายออยล์แอนด์ก๊าซ แห่ง PwC อินเดีย แหล่งข่าวเผยว่า แผนดังกล่าวมุ่งสร้างแพลตฟอร์ม การซือ้ ขายทางอิเล็กทรอนิกส์ ซึง่ มีฐานส่วนใหญ่อยูท่ ี่ ดาเฮจ คุชราต ซึง่ จะไม่อนุญาตให้มกี ารซือ้ ขายเพือ่ เก็ง ก�ำไร “เราต้องการผูซ้ อื้ และผูข้ ายทีห่ ลากหลายมาก พอจึงจะท�ำให้ศนู ย์เกิดการพัฒนา ผูข้ ายสามารถ เลือกจ�ำหน่ายเชื้อเพลิงท้องถิ่น หรือ LNG หรือ ทั้งสองก็ได้” แหล่งข่าวกล่าวเสริม ปัจจุบนั อินเดียมีโรงเก็บก๊าซ LNG อยู่ 4 แห่งด้วยกัน โดยมีความจุอยู่ที่ 27 ล้านตันต่อปีโดยมีเมืองดาเฮจ มีโรงเก็บก๊าซทีใ่ หญ่ทสี่ ดุ จุได้มากถึง 15 ล้านตัน และมี แผนทีจ่ ะเพิม่ ขึน้ เป็น 47.5 ล้านตันภายในปี 2565 โดย ภาพรวมทั้งประเทศมีท่อก๊าซยาวประมาณ 16,000 กม. และวางแผนจะเพิ่มเป็น 30,000 กม. ในอีกไม่ กี่ปีข้างหน้านี้ แหล่งข่าวกล่าวว่าการซื้อขายจะเกิดประสิทธิภาพ และสอดคล้องกับสถานการณ์อุปสงค์ - อุปทานใน ปัจจุบนั หากสามารถเข้าถึงและใช้งานท่อส่งก๊าซและ โรงเก็บก๊าซ LNG ของเอกชนได้. 15


International News

China, India, Japan Hamper Asia Oil Demand Growth, Efforts to Balance Market จีน อินเดีย ญี่ปุ่น ชะลอซื้อน�้ำมันส่งผล อุปสงค์น�้ำมันในเอเชียลดลง

A

s the global oil market frets about a stubborn

carriers (VLCCs) have been chartered in recent

supply glut, faltering demand growth

days to store unsold oil.

in key Asian crude importers is further

hampering efforts to restore market balance. A fuel glut in China, a hangover from demonetisation in India, and an ageing, declining

Each VLCC can hold around 2 million barrels of oil, and the five chartered for storage add to around 25 supertankers already sitting in southern Malaysian waters.

population in Japan are holding back crude oil

In a market condition known as contango,

demand growth in three of the world's top four

where spot crude oil prices are cheaper than

oil buyers.

those for future delivery, it is profitable to store

The three countries make up a fifth of 97 million barrels per day (bpd) in global oil consumption, and any hiccups among them will

oil for a later sales. Currently, spot Brent is almost $1.50 a barrel cheaper than that for delivery in early 2018.

mean lower-than-expected oil demand growth

The cheap spot price comes despite the

in Asia, helping to undercut the OPEC-led effort

effort led by the Organization of the Petroleum

to support prices.

Exporting Countries (OPEC) to cut production by

In China, vying with the United States as the

1.8 bpd that has been in place since January.

world's biggest oil importer, imports in May were

Doubts over OPEC's compliance with its

still at a near record of 9 million bpd, but a looming

own targets and soaring U.S. output have led to

cut in refinery operations is set to hit demand for crude oil in the third quarter. In India, which overtook Japan as the world's third-biggest oil importer last year, crude imports fell by more than 4 per cent between April and May to around 4.2 million bpd, as after-effects of the country's recent demonetisation programme hit consumption. For the first five months of the year, India's imports are about flat to the same period last year, following an annual rise of 7.4 per cent last year. In Japan, Asia's most advanced economy, oil demand has been in structural decline for years due to a declining, ageing population, and the rise of cars with better mileage or that use alternative fuels. Japan in April imported around 3.5 million bpd C-JPIMPTOT, down from a peak of 5.9 million bpd hit in 2005. Coupled with plentiful supplies, the stuttering demand in Asia has contributed to a 20 per cent price fall for Brent crude oil to around $45 per barrel, in what is the biggest slump in a first half of a year since 1997.

FLOATING STORAGE In the latest indicator of a supply overhang,traders said that five very large crude

16

scepticism that markets will re-balance soon.

ณะที่ตลาดน�้ำมันทั่วโลกกังวลเรื่องปัญหา อุปทานน�้ำมันส่วนเกิน การลดอุปสงค์ใน ประเทศผูน้ ำ� เข้าน�ำ้ มันดิบส�ำคัญๆ ในเอเชีย ยิ่งเป็นการซ�้ำเติม ท�ำให้ตลาดฟื้นฟูได้ยากยิ่งขึ้น ภาวะเชื้อเพลิงล้นตลาดในจีน ปัญหาเก่าค้าง มาจากนโยบายยกเลิกธนบัตร (Demonetization) ใน อินเดีย และภาวะความสังคมผูส้ งู อายุ กับประชากรที่ ลดลงในญีป่ นุ่ ล้วนท�ำให้เกิดการชะลอการใช้น�้ำมันดิบ ใน 3 ประเทศยักษ์ใหญ่ผู้ซื้อน�้ำมันอันดับต้นของโลก ยอดรวมการใช้น�้ำมันของประเทศทั้งสาม มี ปริมาณคิดเป็นหนึ่งส่วนห้าของยอด 97 ล้านบาร์เรล ต่อวัน ซึ่งเป็นยอดปริมาณการใช้น�้ำมันทั่วโลก และ นั่นหมายความว่าหากยอดนี้ตกลงจะกระทบต่อเป้า อุปสงค์น�้ำมันที่คาดการณ์ไว้ในทวีปเอเชียทันที และ เป็นการบั่นทอนความพยายามน�ำโดยประเทศกลุ่ม โอเปคที่พยายามพยุงราคาน�้ำมันอยู่ในขณะนี้ ในประเทศจีน ซึง่ แข่งกับสหรัฐฯ ในการเป็นผูน้ ำ� เข้าน�ำ้ มันรายใหญ่ทสี่ ดุ ของโลก พบการน�ำเข้าในเดือน พฤษภาคมยังคงอยู่ที่เกือบ 9 ล้านบาร์เรลต่อวัน แต่ พบการลดงานปฏิบตั กิ ารโรงกลัน่ ลง เพือ่ ให้สอดคล้อง กับความต้องการน�้ำมันดิบในไตรมาสที่สาม ในส่วนของอินเดีย ซึง่ แย่งต�ำแหน่งผูน้ ำ� เข้าน�ำ้ มัน รายใหญ่อันดับ 3 ของโลกจากญี่ปุ่นไปในปีที่แล้ว ตัวเลขการน�ำเข้าน�้ำมันดิบตกลงกว่า 4% ในระหว่าง

เดือนเมษายนถึงเดือนพฤษภาคม คิดเป็นประมาณ 4.2 ล้านบาร์เรลต่อวันเนือ่ งจากผลกระทบอันเกิดจาก โครงการยกเลิกธนบัตรล่าสุดของประเทศ ซึ่งยังส่ง ผลกระทบต่อการบริโภคอยู่ ในช่วง 5 เดือนแรกของปียอดการน�ำเข้าของ อินเดียมีปริมาณใกล้เคียงกับช่วงเดียวกันของปีทแี่ ล้ว หลังจากยอดรายปีเพิ่มขึ้น 7.4% เมื่อปีที่แล้ว ในประเทศญีป่ นุ่ ซึง่ มีเศรษฐกิจทีก่ า้ วหน้าทีส่ ดุ ใน เอเชีย ความต้องการใช้นำ�้ มันลดลงอย่างเป็นล�ำดับมา เป็นระยะเวลาหลายปีแล้วเนื่องจากญี่ปุ่นก�ำลังเข้าสู่ สภาวะสังคมสูงอายุ ประกอบกับมีการเน้นผลิตรถยนต์ ทีป่ ระหยัดน�ำ้ มันหรือใช้พลังงานทดแทนมากขึน้ ในเดือนเมษายนญีป่ นุ่ น�ำเข้าประมาณ 3.5 ล้าน บาร์เรล C-JPIMPTOT ต่อวัน ลดลงจากสถิติสูงสุดที่ 5.9 ล้านบาร์เรลต่อวันในปี 2548 เมือ่ รวมภาวะอุปทานล้นตลาด กับภาวะอุปสงค์ ทีล่ ดลงในทวีปเอเชีย จึงส่งผลให้ราคาน�ำ้ มันดิบเบรนท์ ตกลงอีก 20% เหลือเพียง 45 เหรียญต่อบาร์เรลซึ่ง นับเป็นช่วงที่ราคาตกต�่ำมากที่สุดตั้งแต่ช่วงครึ่งปี แรกของพ.ศ. 2540

การจัดเก็บส�ำรองน�้ำมันลอยน�้ำ

ข้อบ่งชี้ล่าสุดที่ยืนยันว่าอุปทานล้นตลาด คือมี ผู้ค้าน�้ำมันระบุว่า พบเรือบรรทุกน�้ำน�้ำดิบขนาดใหญ่ มาก (VLCCs) จ�ำนวน 5 ล�ำ ถูกเช่ามาเพื่อให้จอดกัก เก็บน�้ำมันที่ขายยังไม่ออก VLCC แต่ละล�ำสามารถบรรจุ น�ำ้ มันได้ประมาณ 2 ล้านบาร์เรลและเรือ 5 ล�ำทีถ่ กู เช่าเพือ่ กักเก็บน�ำ้ มัน นี้ดูเหมือนจะเพิ่มจากเดิมที่มีเรือบรรทุกน�้ำมันขนาด ใหญ่ซุปเปอร์แทงเกอร์ราวๆ 25 ล�ำจอดแน่นิ่งอยู่ใน น่านน�้ำมาเลเซียตอนใต้ ในสภาพตลาดทีเ่ รียกว่าคอนแทงโก้ (Contango) ซึง่ เป็นสภาวะทีร่ าคาน�ำ้ มันดิบทีซ่ อื้ ขายทันที (spot price) ต�่ำกว่าการรอส่งมอบในอนาคต จึงสมเหตุสมผลกว่า หากจะกักเก็บน�้ำมันไว้รอจ�ำหน่ายในภายหลังแทน ปัจจุบนั ราคาซือ้ ขายทันทีของเบรนท์จะอยูท่ เี่ กือบ 1.50 ดอลลาร์ตอ่ บาร์เรลซึง่ มีราคาถูกกว่าทีจ่ ะส่งมอบ ในช่วงต้นปี 2561 ภาวะราคาน�้ำมันดิบที่ซื้อขายทันทีตกต�่ำนี้เกิด ขึ้น แม้จะมีความพยายามจากองค์กรร่วมประเทศ ผู้ผลิตน�้ำมันเพื่อการส่งออก (โอเปค) เพื่อลดการ ผลิตลง 1.8 บาร์เรลต่อวันที่เริ่มด�ำเนินการมาตั้งแต่ เดือนมกราคม ทัง้ ข้อกังขาว่าประเทศต่างๆ ได้ทำ� ตามเป้าหมาย ของโอเปคอย่างจริงจังหรือไม่ ประกอบกับการผลิตเพิม่ ขึ้นในสหรัฐฯ ท�ำให้เริ่มไม่แน่ใจว่าตลาดจะสามารถ ปรับสมดุลได้ในเร็ววัน. Oil & Gas Today Magazine


CoverCover Story Story

Thailand To Auction Petroleum Concessions for Erawan, Bongkot Fields and Revision of Thailand’s AEDP Energy Plans จับตาเดินหน้าการเปิดประมูลแหล่งก๊าซเอราวัณ-บงกช พร้อมปรับ 5 แผน พลังงานประเทศไทย

<<Bongkot Platform

W

ith the Petroleum Act and the Petroleum Income Tax Act all fleshed out and ready to be enacted, what everyone in the petroleum industry and entrepreneurs are waiting to see is how the bidding of Bongkot and Erawan gas field concessions, both due to expire in 2022 and 2023 respectively, will be. Also just as interesting is the revision of the natural gas management plan to better align them with the other energy plans in the five energy pillars, especially the Alternative Energy Development Plan (ADEP).

Upcoming Auction of Bongkot and Erawan Gas Field Concessions

MMSCFD (down from 2.1 MMSCFD), during the three-year period before the expiration of the concessions. The conditions will also stipulate sales prices that are competitive against imported natural liquefied gas

The Department of Mineral Fuels (DMF) under the Ministry of

(LNG). In addition, long-term contracts for newcomer concession holders

Energy will soon invite public opinion on the draft ministerial regulation

might include a minimum production volume requirement in the first

on service contracts (SC), one of the three methods for winning the

few years.

concessions of Bongkot and Erawan gas fields. After a similar step is

DMF will also pass ancillary laws in the form of five ministerial

taken with production sharing contracts (PSC) is held, the Department

regulations and a notification to accommodate the two Acts, and the

will move forward with the concession bidding.

entire process will be informed by public opinion derived from focus

Currently, the bidding conditions of these expiring concessions are

groups and websites to ensure transparency. These ancillary laws are as

being drafted in anticipation of the draft Petroleum Act B.E. … and the

follows. 1. The Notification of the Petroleum Committee Re: Criteria and

draft Petroleum Income Tax Act B.E. …, which will soon come into effect.

Procedure of Determining Petroleum Exploration and Production Areas;

These terms will be not so demanding as to discourage new bidders.

2. The Ministerial Regulation on Criteria, Procedure, and Conditions of

The petroleum exploration and production concessions of Erawan and

Applying for and Receiving Production Sharing Contracts; 3. The

Bongkot gas fields, expiring in 2022 and 2023, will mark an important

Ministerial Regulation on the Criteria, Procedure, and Conditions and

stage of this process because the current private concessionaires

Periods of Production Sharing and Royalty Fee Payment; 4. The Ministerial

expect to learn of the bidding results of the new five-year concessions

Regulation on Production Sharing Contracts; 5. The Ministerial Regulation

before their concession periods come to an end or by the end of this

on Criteria, Procedure, and Conditions of the Procurement of Exploration

year. The required minimum production volume will be set at 1,200

and Production Contractors; 6. The Ministerial Regulation on Exploration

million cubic feet per day (MMSCFD), lower than the anticipated 1,500

and Production Service Contracts.

17


Cover Story

Three to four private companies have expressed interest in participating in the bidding, including Chevron Thailand Exploration and Production PLC and PTT Exploration and Production PLC (PTTEP), the current concession holders of Erawan and Bongkot blocks, respectively. Other private companies are welcome to join the auction. However, the selection will also prioritize the readiness of the prospective concessionaire, with prior experience in Thailand as a prerequisite to ensure efficiency in addition to price competitiveness. While private companies from China and the Middle East have shown interest in the auction, the terms of reference that are too demanding might be a deterrent. However, the appropriate minimum production volume and pricing requirements must be determined to create national energy security. On the progress of enacting ancillary laws to accommodate the concession bidding of Erawan and Bongkot blocks, DMF Deputy Director-general Sarawut Kaewtathip has revealed that the Department will invite public opinion on the Draft Ministerial Regulation on Service Contracts (SC) B.E. … through its website and interview focus groups with emphasis on stakeholders after having heard public opinion on the Ministerial Regulation on Production Sharing Contracts (PSC) B.E. … . “The public opinion collection on the draft service contract regulation will be concluded soon. The previous opinion collection has revealed public concerns on issues that private concessionaires should remedy, which DMF will review further. However, the overall principle of the draft has raised no concern,” Sarawut told Manager Online on June 11, 2017.

Bidding Formats After the expiration of the current concessions of the two gas fields, three new bidding formats will be adopted, namely

The Alternative Energy Development Plan (AEDP) In the Limelight The Ministry of Energy has assigned the Department of Alternative Energy Development and Efficiency (DEDE) to revise the Alternative Energy

concession contracts, production sharing contracts, and service

Development Plan (AEDP 2015) for 2015-2036 to better correspond with

contracts, to make the auction as open as possible. While each

the long-term global energy landscape and the government’s policy

gas block may use a different format, which format will apply

to increase the proportion of alternative energy in the overall energy

for each still remains inconclusive. Private companies have

generation from 20% to 40%. Concurrently, the Energy Policy and

been commissioned to conduct preliminary studies on auction

Planning Office (EPPO) is working hard to publish energy consumption

formats used around the world so as to make comparison and

demand to inform the revision of PDP and the Gas Plan. Preliminary numbers

apply them to Thailand.

have shown that a drop in the demand for biofuels such as ethanol and

The Natural Gas Management Plan Is Undergoing a Revision to Align With the Other Energy Plans in the Five of AEDP Energy Plans The Ministry of Energy has operated in adherence to five long-term energy integration plans, which form the framework by which to develop the nation’s energy industry towards sustainability from 2015-2036. In addition, the Ministry’s DMF

biodiesel to 7 million liters per day in 2036, against the 11.30 million liters per day for ethanol and 14 million liters per day for biodiesel stipulated in the earlier version of the plan. At the end of 2036, the new plan will then adjust the usage amounts of both biofuels down to 7 million liters per days, or a decrease of 4.4% for ethanol and 7% for biodiesel. DEDE Director-general Praphon Wongtharua says that to achieve the goal, the Department is considering which alternative energy to increase the production of. The fuel to be chosen must be high-performance, show a downward price trend, and not affect the fuel adjustment tariff

has also been in talks with relevant organizations such as

(FT), particularly applicable to solar power generated from rooftop

PTT PLC and the Electricity Generating Authority of Thailand

photovoltaic systems (solar rooftops) and floating solar farms. - Energy

(EGAT) and is currently amending the Gas Plan in response to the

News Center, June 12, 2017

delay of the coal power plant construction. The revised Gas Plan

EPPO’s Alternative Energy Development Plan (AEDP) for 2015 to

will be in alignment with the other related plans, namely the

2036 aims to equip Thailand with the capability to produce alternative

Power Development Plan (PDP 2015), the Oil Plan, the Energy

energy as the main energy of the country to obviate oil import in the

Efficiency Plan (EEP), and the Alternative Energy Development

future, strengthen national energy security, support industries that

Plan (AEDP). However, the projected demand for overall energy

produce alternative energy technology for domestic use, and research

consumption will also need to be taken into account before a

and develop proprietary alternative energy technology to be competitive

concrete revision plan can be formulated.

on the global market. EPPO has also formulated strategies to promote alternative energy development in accordance with AEDP.

18

Oil & Gas Today Magazine


Cover Story

If all goes well according to the policy and plans for the upcoming bidding of the expiring gas block concessions and if the energy plans for the five energy pillars have been revised to create correspondence, there should be no cause for concern for the future of Thailand’s

petroleum industry.

ลังจากที่ พ.ร.บ. ปิโตรเลียม และ พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียมออกมาเป็น รูปธรรมและรอผลบังคับใช้ที่ผ่านนั้น สิ่งที่คนในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม รวมทั้งกลุ่มผู้ประกอบการรอคอยเพื่อที่จะรับทราบนั้นคือการเปิดประมูล แหล่งก๊าซเอราวัณและแหล่งก๊าซบงกชที่จะหมดสัมปทานในปี 2565-2566 ตามล�ำดับ ว่าเป็นอย่างไร ทั้งนี้ยังมีสิ่งที่ต้องจับตามองในเรื่องของการปรับแผนบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติให้ สอดรับกับแผนอื่นๆ ที่ต้องปรับทั้ง 5 แผนเสาหลักด้านพลังงาน โดยเฉพาะในแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (ADEP)

เดินหน้าการประมูล แหล่งก๊าซเอราวัณ - บงกช ประเทศไทย ทางด้านกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกระทรวงพลังงานนั้นได้เตรียมเปิดรับฟัง ความเห็นร่างกฎกระทรวงรูปแบบสัญญาจ้างบริการ (Service Contract : SC) เพื่อเป็น 1 ใน 3 แนวทางการเปิดประมูลแหล่งก๊าซเอราวัณและแหล่งก๊าซบงกช หลังจากที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกระทรวงพลังงานเปิดรับฟังในรูปแบบของ ระบบแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract : PSC) เสร็จสิ้นแล้ว ก็จะมีการประมูลแหล่งก๊าซฯ ในล�ำดับต่อไป ซึ่งในขณะนี้ได้ก�ำลังเตรียมก�ำหนดร่างเงื่อนไขการประมูลสัมปทานที่หมด อายุ เพื่อเตรียมพร้อมรอร่างพระราชบัญญัติ (พ.ร.บ.) ปิโตรเลียม พ.ศ. … และ ร่าง พ.ร.บ. ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม พ.ศ. … มีผลบังคับใช้ โดยหลักเกณฑ์ขณะนี้ จะดูว่าท�ำอย่างไรไม่ให้ยากเกินไป จนรายใหม่ไม่ต้องการร่วมประมูล อีกทั้ง การสัมปทานส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียมแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ และบงกช ในอ่าวไทย ทีจ่ ะหมดลงในช่วงปี 2565-2566 ถือเป็นจุดส�ำคัญของกระบวนการนี้ เพราะผูป้ ระกอบการเอกชนรายเดิมทีไ่ ด้รบั สัมปทานต้องการทราบผลการประมูล

คัดเลือกผูร้ บั สัมปทานรอบใหม่ 5 ปี ก่อนหมดสัมปทานหรือภายในสิน้ ปีน ี้ สิง่ ส�ำคัญ จะต้องก�ำหนดปริมาณขั้นต�่ำในการผลิตอย่างน้อย 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อวัน จากเดิมคาดว่าปริมาณในช่วงก่อนหมดอายุสัมปทาน 3 ปี อาจจะลดลง จาก 2,100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เหลือ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นอกจากนี้จะต้องมีการก�ำหนดราคาจ�ำหน่ายราคาที่แข่งขันได้กับราคาน�ำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) สัญญาระยะยาว ซึ่งอาจจะก�ำหนดระยะเวลา ว่าหากเป็นรายใหม่เข้ามาประมูลนอกเหนือจากเจ้าเดิม อาจจะให้เวลา 2-3 ปี ต้องผลิตให้ได้ปริมาณขั้นต�่ำที่ก�ำหนด อีกทั้งกรมฯ จะมีการออกกฎหมายลูกมารองรับ โดยเป็นกฎกระทรวง 5 ฉบับ และ 1 ประกาศ เพื่อรองรับการท�ำงานของ พ.ร.บ. ทั้งสองฉบับ โดยขั้นตอน รายละเอียดจะต้องมีการเปิดรับฟังความเห็นทัง้ การท�ำโฟกัสกรุป๊ และการน�ำเสนอ ผ่านเว็บไซด์เพื่อให้เกิดความโปร่งใส ได้แก่ 1. ประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม หลักเกณฑ์และวิธีการก�ำหนดพื้นที่ที่จะด�ำเนินการส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียม 2. กฎกระทรวงก�ำหนดหลักเกณฑ์วิธีการและเงื่อนไขการขอและการได้รับสิทธิ เป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต 3. กฎกระทรวงก�ำหนดหลักเกณฑ์วิธีการ และเงื่อนไขและระยะเวลาการให้ผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตน�ำส่งค่าภาคหลวง แก่รัฐ 4. กฎกระทรวงก�ำหนดแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต 5. กฎกระทรวง ก�ำหนดหลักเกณฑ์วิธีการเงื่อนไขในการได้มาซึ่งผู้รับสัญญาจ้างส�ำรวจและผลิต 6. กฎกระทรวงก�ำหนดแบบสัญญาจ้างส�ำรวจและผลิต ประกอบกับได้มีบริษัทเอกชน 3-4 รายที่ให้ความสนใจจะร่วมประมูล ซึ่งแน่นอนก็เป็นผู้ประกอบการรายเดิมที่รับสัมปทานอยู่แล้ว อย่างบริษัท เซฟรอนประเทศไทยส�ำรวจและผลิต จ�ำกัด (มหาชน) ที่ถือสัมปทานแหล่ง เอราวัณ และบริษัท ปตท.ส�ำรวจและการผลิตปิโตรเลียม จ�ำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. ที่เป็นผู้ผลิตในแหล่งบงกชอยู่ในขณะนี้ พร้อมกับเปิดกว้างที่จะให้เอกชนรายอื่นๆ ที่อยากเข้ามาร่วมการประมูล ด้วย แต่อย่างไรก็ตามการคัดเลือกก็ต้องดูว่าใครที่พร้อมมากที่สุดในการรับ สัมปทาน โดยเอกชนเหล่านั้นจะต้องมีประสบการณ์และเคยได้ท�ำอยู่ใน ประเทศไทยแล้วจริงๆ เท่านั้น เพราะว่าจะเข้าใจและท�ำงานอย่างมีประสิทธิภาพ นอกเหนือจากการแข่งขันกันด้านราคา แม้จะมีเอกชนรายใหม่ของจีนและ ตะวันออกกลางที่ให้ความสนใจเข้าร่วมประมูล แต่หากก�ำหนดรูปแบบจัดซื้อ จัดจ้าง (ทีโออาร์) ยากเกินไปก็อาจจะไม่จูงใจให้เข้าร่วม แต่ต้องก�ำหนดปริมาณ ขัน้ ต�ำ่ และราคาให้เหมาะสม เพือ่ ให้เกิดความมัน่ คงด้านพลังงานแก่ประเทศ ทัง้ นีด้ า้ นนายสราวุธ แก้วตาทิพย์ รองอธิบดีกรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติกระทรวง พลังงาน เปิดเผยถึงความคืบหน้าการออกกฎหมายลูกมารองรับการเปิดประมูล แหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณและบงกชที่จะสิ้นสุดอายุสัมปทานว่ากรมเชื้อเพลิง ธรรมชาติฯ เตรียมจะเปิดรับฟังความคิดเห็นร่างกฎกระทรวงก�ำหนดแบบสัญญา จ้างบริการ (SC) พ.ศ…..ผ่านช่องทางเว็บไซต์ของกรมฯ เพื่อให้ประชาชนทั่วไป แสดงความคิดเห็นและการรับฟังความคิดเห็นแบบกลุ่มย่อย (Focus Group) ที่ เน้นกลุ่มผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder) หลังจากที่ได้เปิดรับฟังความเห็นร่าง กฎกระทรวงก�ำหนดแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (PSC) พ.ศ...เสร็จสิ้นแล้ว 19


Cover Story “จากการเปิดรับฟังความเห็นร่าง SC นัน้ จะได้ดำ� เนินการ เสร็จแล้ว ซึง่ จากการเปิดรับความเห็นทีผ่ า่ นมาในระบบ PSC นั้นก็มีข้อกังวลบางประการที่เอกชนอยากให้ปรับปรุงแก้ไข เราก็จะต้องมาพิจารณา แต่หลักการทัว่ ไปในภาพใหญ่ไม่ได้ มีข้อท้วงติงอะไร” นายสราวุธได้กล่าวในผู้จัดการออนไลน์ วันที่ 11 มิถุนายน 2560

รูปแบบการเปิดการประมูล อย่างที่ทราบกันว่าการเปิดการประมูลทั้ง 2 แหล่งที่จะหมด อายุนี้มีการก�ำหนดรูปแบบการเปิดประมูลขึ้นมาใหม่ โดยมีให้ สามารถใช้ได้ทงั้ หมด 3 แบบ ได้แก่ ระบบสัมปทาน (Concession Contract) ระบบแบ่งปันผลผลิต (Production Sharing Contract) และระบบจ้างผลิต (Service Contract) ที่ก�ำหนดออกมาเพื่อ ให้เปิดกว้างทีส่ ดุ ในการประมูล โดยแต่ละแหล่งอาจจะใช้รปู แบบ ต่างกัน ซึ่งตอนนี้ยังไม่มีการสรุปว่าจะใช้แบบใดในแหล่งไหน แต่เบื้องต้นได้มีการจ้างบริษัทเอกชนไปช่วยศึกษาและรวบรวม ข้อมูลว่าการขุดเจาะแหล่งปิโตรเลียมทุกแห่งบนโลกนี้ ส่วนใหญ่ แล้วใช้รูปแบบใดในการด�ำเนินการเพื่อที่จะน�ำข้อมูลต่างๆ มาเปรียบเทียบและปรับใช้กับประเทศไทยได้

แผนในปี 2579 แผนใหม่ที่จะปรับลดมาเหลืออย่างละ 7 ล้านลิตรต่อวันเมื่อสิ้นสุดแผน หรือลดเอทานอลลงประมาณ 4.4% และลดไบโอดีเซลลงประมาณ 7% นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กล่าวว่า เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายดังกล่าว อย่างไรก็ตามกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและ อนุรักษ์พลังงานอยู่ระหว่างพิจารณาเลือกเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ชนิดใด โดยต้องเป็นเชื้อเพลิงที่มีศักยภาพสูง ราคามีแนวโน้มลดลง และต้องไม่มีผลกระทบต่อ ค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (FT) โดยเฉพาะการผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์จากโซลาร์เซลล์ เช่น การผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์บนหลังคา (โซลาร์รูฟท็อป) และอาจรวมถึงโซลาร์ลอยน�้ำ เป็นต้น ศูนย์ข่าวพลังงาน วันที่ 12 มิถุนายน 2560

ปรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ให้สอดรับกับแผนอื่นๆ ทั้ง 5 เสาหลักด้านพลังงาน ถือได้วา่ กระทรวงพลังงานด�ำเนินนโยบายตามแผนบูรณาการ ด้านพลังงานในระยะยาว 5 แผน ซึ่งเป็นกรอบที่จะน�ำมาพัฒนา พลังงานของประเทศให้เกิดความมั่นคงในระยะยาวนับตั้งแต่ พ.ศ. 2558-2579 นอกจากนีท้ างกรมเชือ้ เพลิงธรรมชาติกระทรวง พลังงานยังได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น บมจ.ปตท. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) อยูร่ ะหว่าง การปรับแผนบริหารจัดการก๊าซ (GAS PLAN) จากปัญหาความ ล่าช้าของโรงไฟฟ้าถ่านหิน ซึง่ แผนดังกล่าวจะต้องสอดรับกับแผน อืน่ ๆ ทัง้ แผนพัฒนาก�ำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP 2015) แผนบริหาร จัดการน�้ำมัน (OIL PLAN) แผนอนุรกั ษ์พลังงาน (EEP) และแผน พัฒนาพลังงานทดแทน (AEDP) อย่างไรก็ตามการปรับแผน จะต้องค�ำนึงถึงการพยากรณ์ความต้องการใช้พลังงานในภาพรวม ก่อนจึงจะท�ำให้สามารถปรับแผนทีช่ ดั เจนได้ในขัน้ ตอนต่อไป

จับตาแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) ขณะนีก้ ระทรวงได้มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ปรับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน และพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) ปี พ.ศ. 2558-2579 ให้ สอดรับกับสถานการณ์พลังงานโลกในระยะยาวและนโยบายของ รัฐบาลที่ให้เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟจากพลังงานทดแทนจาก 20 % เป็น 40% อีกทั้งด้านส�ำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้เร่งจัดท�ำพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าล่าสุด เพื่อน�ำมา ปรับแผน PDP และแผน GAS PLAN ของประเทศต่อไปโดย เบื้องต้นในส่วนของเชื้อเพลิงชีวภาพ ได้แก่ เอทานอล และไบโอ ดีเซลนั้นจะปรับลดสัดส่วนลงมาอยู่ที่อย่างละ 7 ล้านลิตรต่อวัน ในปี 2579 ทั้งนี้แผนเดิมนั้นก�ำหนดการใช้เอทานอลไว้ที่ 11.30 ล้านลิตรต่อวัน และไบโอดีเซลที่ 14 ล้านลิตรต่อวัน เมื่อสิ้นสุด

20

ในส่วนของส�ำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเดิมนั้นในแผนพัฒนาพลังงานทดแทน และพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558–2579 มีวัตถุประสงค์ เพื่อให้ประเทศไทยสามารถพัฒนา พลังงานทดแทนให้เป็นพลังงานหลักของประเทศ ทดแทนการน�ำเข้าน�้ำมันได้ในอนาคต เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยี พลังงานทดแทนในประเทศ และเพื่อวิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนสัญชาติ ไทย ให้สามารถแข่งขันในตลาดสากลได้พร้อมก�ำหนดยุทธศาสตร์ส่งเสริมการพัฒนาพลังงาน ทดแทนตามแผน AEDP หากทัง้ หมดเป็นไปตามเป้าหมายของนโยบายและแผนการด�ำเนินงานสูก่ ารเดินหน้า การประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่จะหมดอายุ พร้อมกับการปรับแผน 5 เสาหลัก ด้าน พลังงานให้สอดคล้องแล้วนั้นเชื่อว่าอนาคตของอุตสาหกรรมปิโตรเลียมประเทศไทย ก็ไม่น่าเป็นห่วงแต่อย่างไร.

Oil & Gas Today Magazine


In theInHot theSeat Hot Seat

C Mr.Artit Krichphiphat

General Manager of Business Support

Chevron Thailand Exploration and Production, Ltd.

Chevron Affirms Its Leadership in Technology and Safety with the Launch of “Krathong” New Oil Rig in the Gulf Of Thailand เชฟรอนชูความเป็นผู้น�ำด้านเทคโนโลยี และความปลอดภัย เปิดตัวแท่นขุดเจาะ ปิโตรเลียม “กระทง” ในอ่าวไทย

hevron Thailand Exploration and Production, Ltd. has unveiled its drilling rig Krathong to support its petroleum exploration and production in the Gulf of Thailand, set to begin operations from this June onwards under a five-year service contract. The launch highlights the company’s commitment to the development of drilling innovation and technology with enhanced safety standards and greater environmental friendliness, supporting the country’s energy security policy.

<< Drilling Equipment

Leader of Petroleum Exploration and Production Innovation Mr. Artit Krichphiphat, General Manager of Business Support at Chevron Thailand Exploration and Production, Ltd., reveals, “Chevron gives precedence to the development of petroleum drilling technology and innovation that will help elevate the efficiency, speed, and safety of our operation while also lowering the costs. For the drilling rig Krathong, the company has hired Shelf Drilling, one of the leading drilling service providers, as the operator and has assigned a team to work closely with the contractor right from the beginning of the process so that the design corresponds with our needs and the geology of the Gulf of Thailand, which is interspersed with small pockets of petroleum reservoirs. In the newly drilled wells, these pockets are increasingly small, resulting in less recoverable petroleum per well each year. In addition, the drilling has also become more challenging. As a result, approximately 300-400 new wells have to be drilled each year to maintain the production volume required by the contract.” With legs measuring 477 feet, the rig lends itself to drilling at a depth of less than 350 feet and can accommodate a maximum of 160 persons working on the platform. Capable of drilling a well in the Gulf of Thailand in 4-5 days, a relatively short period compared to the 60 days required in the past, this rig will be able to cut a tremendous portion of drilling costs.

21


In the Hot Seat “The success in decreasing the drilling time and costs is due to Chevron’s constant pursuit of knowledge and accumulation of experience from its operations in various countries around the world, which is then applied to technological development in order to minimize issues and risks related to exploration and drilling as well as reduce operation time while achieving greater efficiency,” reveals Artit.

Leader of Safety and Environmental Conservation Drilling for petroleum exploration and production in the Gulf of Thailand presents a challenging work environment that requires expertise because the temperature at the bottom of each well, which is 3-4 km under the seafloor, can be considerably high compared to in other wells with the same depth around the world. Therefore, the drilling requires high safety standards to prevent incidents that may cause devastating impact. Artit also adds, “In its drilling operations, Chevron has adopted an advanced safety standard system called WellSafe, the same system used in US nuclear submarine squadrons, which have never had major accidents for 55 years. This system helps ensure that Chevron’s drilling operations for petroleum exploration and production will be safe and environmentallyfriendly in accordance with international standards. Under WellSafe, all personnel are required to take training and adhere strictly to the safety manual. In addition, relevant equipment must meet international standards, maintain its functionality, and undergo maintenance as required. The drilling also has to be designed and planned so as to ensure correct operations and use of equipment. Each drilling operation is also monitored through an intermediary to verify that the plan is adhered to in practice.” In addition, Chevron’s organization culture is unique in that every employee gives emphasis to safety and is ready to express opinions on what might be deemed a flaw in terms of safety and safety measures. “It is our conviction that prevention of minor incidents, however trivial they may seem, will help avert more severe ones as most accidents arise from a combination of smaller errors occurring at the same time. Therefore, WellSafe system and a strong organizational culture of safety can help prevent accidents. Should there be any abnormalities, the company will be equipped to rectify them promptly,” concludes Artit.

Drilling Process Of Exploration Wells And Development Wells The drilling of exploration wells and development wells is the step after seismic surveys. Once the underwater areas with petroleum have been determined, drilling officers will then drill exploration wells randomly to find petroleum reservoirs in areas that have never been drilled. Afterwards, to assess the economic value and determine the extent of the reservoir, delineation wells are drilled. Once the reservoir is deemed to contain sufficient petroleum to be commercially viable, development wells are then drilled in order to recover the petroleum accumulated underground for use. Drilling wells for petroleum exploration and production is a challenging yet essential task. Drilling a well 3-4 km. deep under the seafloor in the past could take over 60 days and more than five million dollars, a huge and risky investment considering the possibility that the amount of oil or gas discovered might not be commercially viable, resulting in a loss. However, at present, with further development in technology, the duration needed to drill a well has shrunk to only 4-5 days, and an investment required has dropped to only two million dollars. Chevron has successfully decreased the drilling time and costs thanks to its continuous quest to apply the knowledge and experience it has amassed from its operations in different countries across the globe to the development of technology in order to minimize issues and risks in explor ation and drilling, reduce operation durations, but achieve greater efficiency.

22

ริษัท เชฟรอนประเทศไทยส�ำรวจและผลิต จ�ำกัด เปิดตัวแท่นขุดเจาะ ปิโตรเลียม ”กระทง” เพื่อสนับสนุนการส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียม ในอ่าวไทย ตั้งแต่เดือนมิถุนายนนี้เป็นต้นไป ด้วยระยะสัญญาว่าจ้าง 5 ปี ตอกย�้ำความมุ่งมั่นพัฒนานวัตกรรมและเทคโนโลยีการขุดเจาะที่ช่วยเพิ่ม มาตรฐานความปลอดภัยและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมมากยิ่งขึ้น ซึ่งมีส่วน ในการสนับสนุนนโยบายความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ

ผู้น�ำด้านนวัตกรรมการส�ำรวจ และผลิตปิโตรเลียม นายอาทิตย์ กริชพิพรรธ ผู้จัดการใหญ่ฝ่ายสนับสนุนธุรกิจ บริษัท เชฟรอน ประเทศไทยส�ำรวจและผลิต จ�ำกัด เปิดเผยว่า “เชฟรอนให้ความส�ำคัญ กับการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรมด้านการขุดเจาะปิโตรเลียมที่จะ ช่วยยกระดับการด�ำเนินงานให้มีประสิทธิภาพ รวดเร็ว และปลอดภัย ในขณะที่ช่วยให้มีต้นทุนที่ต�่ำลง ส�ำหรับแท่นขุดเจาะกระทงนี้ บริษัท ได้ว่าจ้างบริษัท Shelf Drilling หนึ่งในผู้น�ำการให้บริการงานด้านขุดเจาะ ให้เป็นผู้ด�ำเนินงาน โดยได้จัดส่งทีมไปท�ำงานร่วมกับผู้รับเหมารายนี้ ตั้งแต่เริ่มต้น เพื่อให้การออกแบบสอดคล้องกับความต้องการใช้งาน และสภาพธรณีวิทยาในอ่าวไทยที่มีแหล่งกักเก็บปิโตรเลียมเป็นกระเปาะ เล็กๆ กระจายกันอยู่ โดยหลุมที่มีการขุดเจาะใหม่นั้น จะมีขนาดกระเปาะ ที่เล็กลงไปเรื่อยๆ มีปริมาณปิโตรเลียมที่เอามาใช้ได้ต่อหลุมน้อยลง ทุกปี การขุดเจาะจะยากขึ้น ท�ำให้ต้องมีการเจาะหลุมผลิตใหม่ปีละ ประมาณ 300-400 หลุม เพือ่ ให้สามารถรักษาก�ำลังการผลิตตามสัญญาได้” ทั้งนี้ แท่นขุดเจาะกระทง มีขาหยั่งยาวถึง 477 ฟุต เหมาะส�ำหรับ การขุดเจาะในพื้นที่ที่มีน�้ำลึกไม่เกิน 350 ฟุต และรองรับคนที่ขึ้นไปท�ำงาน บนแท่นได้สูงสุดประมาณ 160 คน สามารถขุดเจาะหลุมในอ่าวไทยแต่ละหลุม ได้เสร็จในเวลา 4-5 วัน ซึ่งเร็วกว่าในอดีตเมื่อ 30 ปีที่แล้ว ที่ต้องใช้เวลา กว่า 60 วัน ในขณะที่ช่วยลดต้นทุนการขุดเจาะลงได้มาก “พัฒนาการทั้งทางด้านระยะเวลาการขุดและงบประมาณที่ลดลงนี้ เกิดขึ้นจากการที่เชฟรอนไม่เคยหยุดนิ่งที่จะน�ำความรู้และประสบการณ์ จากการด�ำเนินการในประเทศต่างๆ ทัว่ โลกมาประยุกต์ใช้พฒ ั นาเทคโนโลยี เพือ่ ช่วยลดปัญหาและความเสีย่ งในการส�ำรวจและขุดเจาะ รวมถึงลดระยะ เวลาในการท�ำงานลง แต่ได้งานทีม่ ปี ระสิทธิภาพมากขึน้ ” นายอาทิตย์ กล่าว Oil & Gas Today Magazine


In the Hot Seat ผู้น�ำด้านความปลอดภัยและการรักษาสิ่งแวดล้อม การขุดเจาะหลุมเพื่อส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทยเป็นการท�ำงานภายใต้สภาวะที่ท้าทาย และต้องอาศัยความเชี่ยวชาญเป็นอย่างยิ่ง เนื่องจากก้นหลุมในอ่าวไทยซึ่งมีความลึกประมาณ 3-4 กิโลเมตรใต้พื้นทะเลนั้น มีอุณหภูมิที่ค่อนข้างสูงมากเมื่อเทียบกับแหล่งอื่นๆ ทั่วโลกที่ความลึกในระดับ ใกล้เคียงกัน การขุดเจาะจึงต้องมีมาตรฐานความปลอดภัยสูงเพื่อป้องกันไม่ให้เกิดอุบัติการณ์ที่จะส่งผล กระทบรุนแรงในวงกว้าง นายอาทิตย์ กล่าวเพิ่มเติมว่า “ในงานขุดเจาะปิโตรเลียม เชฟรอนได้น�ำระบบมาตรฐาน ความปลอดภัยขั้นสูง ที่ชื่อว่า WellSafe มาใช้ ซึ่งระบบนี้เป็นแบบเดียวกับระบบที่ใช้ ควบคุมความปลอดภัยของกองเรือด�ำน�้ำพลังงานปรมาณูของสหรัฐฯ ซึ่งไม่เคยมี อุบัติเหตุใหญ่เลยตลอดระยะเวลา 55 ปี ที่ใช้ระบบนี้ จึงท�ำให้มั่นใจได้ว่า กระบวนการขุดเจาะหลุมส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียม ของเชฟรอน จะมี ประสิทธิภาพ ในด้านปลอดภัย และเป็นมิตรกับสิง่ แวดล้อม ตามมาตรฐาน สากล โดยระบบ WellSafe จะให้ความส�ำคัญกับบุคลากร ที่จะต้องผ่าน การอบรมและปฎิบัติตามคู่มือความปลอดภัยอย่างเคร่งครัด อุปกรณ์ ที่เกี่ยวข้องกับงานจะต้องได้มาตรฐานและสามารถใช้งานได้ดี มีการซ่อม บ�ำรุงรักษาตามก�ำหนด มีการออกแบบ วางแผน การขุดเจาะ ให้เกิด การปฎิบัติหรือการใช้อุปกรณ์ได้อย่างถูกต้อง เหมาะสม และมีการติดตาม ตรวจสอบจากคนกลางว่า ในระหว่างการด�ำเนินการขุดเจาะนัน้ มีการปฎิบตั ิ ตามแผนที่วางเอาไว้จริง” นอกจากนี้ วัฒนธรรมการท�ำงานภายในองค์กรของเชฟรอน มีลกั ษณะพิเศษ ทีพ่ นักงานทุกคนจะให้ความส�ำคัญกับเรือ่ งของความปลอดภัย และกล้าทีจ่ ะแสดง ความคิดเห็นในเรื่องต่างๆ ที่เห็นว่าอาจจะเป็นจุดอ่อน ทั้งเรื่องของความปลอดภัย และการวางมาตรการป้องกัน “เรามีความเชื่อว่า การป้องกันความผิดพลาดไม่ให้เกิดขึ้น แม้จะเป็นเรื่องเล็กๆ น้อยๆ จะเป็นการช่วยป้องกันไม่ให้เกิดอุบัติเหตุร้ายแรงได้ เพราะอุบัติเหตุส่วนใหญ่มักจะเกิดจาก ความผิดพลาดเล็กๆ หลายๆ จุดที่มาเกิดขึ้นในช่วงเวลาเดียวกันนั่นเอง ดังนั้นระบบ WellSafe และวัฒนธรรมองค์กรด้านความปลอดภัยที่เข้มแข็ง จึงช่วยป้องกันไม่ให้เกิดเหตุ หรือหากเกิด กรณีที่มีความผิดปกติก็จะท�ำให้บริษัทสามารถที่จะแก้ไขป้องกันเหตุการณ์ต่างๆ ได้ท่วงทันที” นายอาทิตย์ กล่าวทิ้งท้าย

กระบวนการขุดเจาะหลุมส�ำรวจและหลุมผลิต

<<อุปกรณ์ขุดเจาะ

ส�ำหรับกระบวนการขุดเจาะหลุมส�ำรวจและหลุมผลิตนั้น จะเป็นขั้นตอนที่ด�ำเนินการต่อจาก งานส�ำรวจทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ด้วยการวัดคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) โดยเมื่อรู้แล้วว่า ตรงส่วนใดบ้างใต้พื้นทะเลที่น่าจะมีปิโตรเลียมอยู่ เจ้าหน้าที่ฝ่ายขุดเจาะ ก็จะท�ำการเจาะ "หลุมส�ำรวจ" (Exploration Well) โดยใช้วิธีเจาะสุ่ม เพื่อส�ำรวจ หาปิโตรเลียมในบริเวณที่ยังไม่เคยมีการเจาะพิสูจน์เลย จากนั้นเมื่อถึงขั้นตอน ของการประเมินคุณค่าทางเศรษฐกิจและหาขอบเขตของแหล่งกักเก็บปิโตรเลียม ก็จะมีการเจาะ "หลุมประเมินผล" (Delineation Well) โดยหากแน่ใจแล้วว่ามี แหล่งกักเก็บปิโตรเลียมในปริมาณที่มากพอในเชิงพาณิชย์ จึงจะมีการเจาะ "หลุมเพื่อการผลิตปิโตรเลียม" (Development Well) เพื่อน�ำปิโตรเลียมที่ สะสมตัวอยู่ใต้พื้นดินขึ้นมาใช้ประโยชน์ต่อไป การขุดเจาะหลุมเพื่อส�ำรวจและผลิตปิโตรเลียมนั้นเป็นงานที่ท้าทาย และมีความส�ำคัญอย่างยิ่งเนื่องจากเราต้องขุดไปที่ความลึกประมาณ 3-4 กิโลเมตรใต้พื้นทะเล ในสมัยก่อนการขุดเจาะหลุม 1 หลุมนั้นต้องใช้เวลา กว่า 60 วัน โดยใช้งบประมาณกว่า 5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ต่อหลุม ซึ่งถือว่า เป็นการลงทุนที่สูงและมีความเสี่ยงมาก เพราะหากขุดไปแล้วพบปริมาณน�้ำมัน หรือก๊าซธรรมชาติที่ไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์ ก็ถือเป็นการลงทุนที่สูญเปล่า แต่ใน ปัจจุบนั ด้วยเทคโนโลยีทพี่ ฒ ั นาและทันสมัยมากยิง่ ขึน้ ระยะเวลาในการขุดเจาะลดลงเหลือ เพียง 4-5 วันต่อ 1 หลุม และใช้งบประมาณน้อยลงกว่าเดิม เหลือประมาณ 2 ล้านเหรียญ ต่อหลุม ซึ่งพัฒนาการทั้งทางด้านระยะเวลาการขุดและงบประมาณที่ลดลงนี้เกิดขึ้นจากการที่เชฟรอนไม่เคย หยุดนิ่งที่จะน�ำความรู้และประสบการณ์จากการด�ำเนินการในประเทศต่างๆ ทั่วโลกมาพัฒนาเทคโนโลยี เพื่อช่วยลดปัญหาและความเสี่ยงในการส�ำรวจและขุดเจาะ รวมถึงลดระยะเวลาในการท�ำงานลง แต่ได้งานที่มีประสิทธิภาพมากขึ้น. 23


Safety Solutions Article by : Tanawan Chutivatpongsaton and Associate Professor Korchoke Chantawarangul from PTT Maintenance and Engineering Co., Ltd. And Safety Engineering, Faculty of Engineering Kasetsart University

บทความโดย : ธนาวัลย์ ชุติวัตรพงศธร และ รศ. ก่อโชค จันทวรางกูร จาก บริษัท พีทีที เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริ่ง จ�ำกัด และ สาขาวิศวกรรมความปลอดภัย คณะวิศวกรรมศาสตร์ มหาวิทยาลัยเกษตรศาสตร์

Development of Safety Management System for EPC Project in Petroleum and Petrochemical Business การพัฒนาระบบการจัดการ ทางด้านความปลอดภัยในโครงการ อีพีซี ในธุรกิจปิโตรเลียม และปิโตรเคมี

24

T

he development of Thailand’s economy has led to the growth of the industrial sector. After the liberalization of the petrochemical business in 1999, the private sector has increased their investments and expanded their production capacity. This development has drawn construction entrepreneurs into the petrochemical industry. As the business requires high capitals and involves high risks by nature, petrochemical project owners are very selective of construction contractors, choosing those with good systems and high standards of construction and safety management to prevent potential losses. Extra attention is also paid to the type of contract suitable for each project's characteristics as an inappropriate contract may result in conflicts between the parties, construction delays, higher costs, and failure in safety management, which can potentially lead to major accidents. Oil & Gas Today Magazine


Safety Solutions Section 3 : Preparation of work procedures and relevant documents such as safety procedures and Job Safety and Environment Analysis (JSEA) to prevent errors in cost estimation and the determination of the scope of the employment contract. Section 4 : Preparation of equipment, tool, machinery, vehicles, and facilities as specified in the contract. Stage 3 : Construction This stage involves monitoring and supervision of relevant parties in the project to ensure adherence with the safety action plans and safety procedures defined in Stage 2. In addition, safety promotion activities may be organized safety talks, safety meetings, security management system, safety observation, emergency response. Stage 4 : Project completion This stage involves the compilation of a report summarizing the implemented safety operations, with an assessment of the contractors using collected safety statistics. Also, a meeting should be convened to summarize issues encountered in the project as well as analyze their causes and determine corrective measures so as to improve future projects. To address the issues above, the company adopted the safety management system TIS/OHSAS18001. However, several accidents were still reported each year, especially in Engineering, Procurement, and Construction Projects (EPC Projects) or

Application of the Safety Management Manual for EPC Projects

Turn-Key contracts. It was also found that a host of issues were

After the introduction of the Safety Management Manual for EPC

rooted in the faulty safety management, resulting in delays and

projects, the issues encountered have been found to decrease in

budget overspending. Therefore, the company decided to compile

severity, as shown in the graph comparing the scores of problems

the problems reported in five previous EPC projects and analyze

experienced in EPC Projects before and after the application of the Manual.

them using fishbone diagrams and brainstorming with the safety team to identify the root cause. The analysis revealed that safety procedures and regulations were not only large in number but also not gathered in one place, making it difficult for searching. As a

Other factors contributing to the decrease in the scores of these problems are as follows: 1. Safety KPIs have been included as part of the annual performance evaluation of employees in EPC projects.

result, with each new EPC project, the working team was unable

2. Safety personnel have more experience with EPC projects.

to identify which safety procedures and regulations were applicable.

3. Safety statistics have been incorporated in the consideration

In most cases, safety team would need to refer to their experience

of contract renewal with contractors, and a black list system has been

or familiarity with the safety management of EPC projects.

adopted for contractors found to be in non-compliance.

Development of the Safety Management Manual for EPC Projects The safety team grouped causes of safety issues according to the stages of a project in which they occurred and proposed solutions in the form of a safety management manual. In addition, issues to be implemented in compliance with the safety law. TIS/ OHSAS18001, and clients' requirements were compiled into a checklist. An EPC Project can be divided into four stages as follows: Stage 1 : This stage involves cost estimation and project proposal. The scope and details provided by the client in the bidding invitation must be studied and considered in conjunction with applicable laws and the client's safety regulations that might affect the project's cost and term. In addition, the purview the commissioned company, the contractor, and the client should be defined to determine the responsible party for each task. Stage 2 : Construction planning and preparation can be divided into four major sections as follows: Section 1 : Formulation of safety action plans and safety activities in the project. Section 2 : Preparation and training of human resources before actual operations to ensure compliance with the safety law and the client's requirements such as courses on basic safety and training for specific work.

ารพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศไทยน�ำมาซึ่งการเจริญเติบโตของภาค อุตสาหกรรม โดยในปี 2542 รัฐบาลได้เปิดเสรีอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ท�ำให้ภาคเอกชนมีการขยายการลงทุนและขยายก�ำลังการผลิตเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ ผู้ประกอบกิจการก่อสร้างเข้ามามีบทบาทในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีมากขึ้น ซึ่งอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เป็นอุตสาหกรรมที่ใช้เงินลงทุนสูง และมีความเสี่ยงสูง เจ้าของโครงการก่อสร้าง จึงให้ความส�ำคัญกับการเลือกบริษัทรับเหมาก่อสร้าง ที่สามารถบริหารงานก่อสร้าง และบริหารงานด้านความปลอดภัยอย่างมีระบบ และได้มาตรฐานสูง เพื่อป้องกันความสูญเสียที่อาจเกิดขึ้น นอกจากนี้ยังต้อง พิจารณาเลือกสัญญาการก่อสร้างให้เหมาะสมกับลักษณะของโครงการ เพราะ หากท� ำ สั ญ ญาไม่ รั ด กุ ม อาจก่ อ ให้ เ กิ ด ความขั ด แย้ ง ระหว่ า งคู ่ สั ญ ญาและ ส่งผลกระทบให้ระยะเวลาก่อสร้างล่าช้าลง ค่าใช้จ่ายเพิ่มสูงขึ้น และการบริหาร จัดการด้านความปลอดภัยเกิดการล้มเหลวท�ำให้เกิดอุบัติเหตุร้ายแรงได้

จากอดีตที่ผ่านมาบริษัทได้น�ำระบบการจัดการด้านความปลอดภัย เข้ามาใช้งาน (TIS/OHSAS18001) แต่พบว่ายังเกิดอุบัติเหตุมากขึ้นทุกปี โดย เฉพาะโครงการก่อสร้างที่มีสัญญาจ้างแบบอีพีซี (EPC Project: Engineering, Procurement, and Construction) หรือสัญญาแบบเบ็ดเสร็จ (Turn-Key Contract) อีกทั้งยังพบปัญหาที่มีสาเหตุมาจากการบริหารจัดการด้านความปลอดภัย มีปัญหา ส่งผลให้งานล่าช้า และงบประมาณเกินกว่าที่ตั้งไว้ ด้วยเหตุนี้จึงได้ รวบรวมปัญหาที่เกิดขึ้นจากโครงการอีพีซีที่ผ่านมา จ�ำนวน 5 โครงการ มา วิเคราะห์ด้วยแผนผังก้างปลาโดยระดมสมองร่วมกับทีมงานความปลอดภัย เพื่อหาสาเหตุที่แท้จริง ซึ่งจากการวิเคราะห์ปัญหาพบว่าระเบียบขั้นตอน 25


Safety Solutions การด�ำเนินงานด้านความปลอดภัย (Procedure) และกฎหมายที่เกี่ยวข้อง กับความปลอดภัยมีจ�ำนวนมาก อยู่กระจัดกระจาย และค้นหายาก ท�ำให้ เมื่อมีโครงการอีพีซีเกิดขึ้นใหม่ ทีมงานโครงการอีพีซีไม่ทราบว่าขั้นตอน การด�ำเนินงานด้านความปลอดภัย หรือกฎหมายด้านความปลอดภัย เรื่อง ไหนบ้างที่เกี่ยวข้อง ซึ่งส่วนใหญ่ทีมงานความปลอดภัยจะใช้ประสบการณ์ ในการท�ำงานที่ผ่านมาหรือความเคยชิน ในการบริหารจัดการด้านความ ปลอดภัยในโครงการอีพีซี

การพัฒนาคู่มือบริหารจัดการ ด้านความปลอดภัยเพื่อใช้ในโครงการอีพีซี ทีมงานความปลอดภัยได้น�ำสาเหตุที่เป็นต้นตอของปัญหามาจัดกลุ่ม ระยะเวลาในการเกิดปัญหา และเสนอแนวทางการแก้ไข ในรูปแบบคู่มือ บริหารจัดการด้านความปลอดภัย โดยพัฒนาสิง่ ทีต่ อ้ งด�ำเนินการให้สอดคล้อง ตามกฎหมาย ข้อก�ำหนด TIS/OHSAS18001 และข้อก�ำหนดของลูกค้า น�ำมาท�ำเป็น Check list และแบ่งระยะเวลาการด�ำเนินโครงการอีพีซี ออกเป็น 4 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 : ประเมินต้นทุนและจัดท�ำโครงร่างของโครงการ เป็น ระยะทีต่ อ้ งศึกษาขอบเขตงานและรายละเอียดงานทีล่ กู ค้าแจ้งมาในจดหมาย เชิญประกวดราคา โดยพิจารณาข้อก�ำหนดของกฎหมาย และกฎระเบียบ ด้านความปลอดภัยของลูกค้า ที่อาจส่งผลกระทบต่อต้นทุนและระยะเวลา ในการด�ำเนินโครงการ รวมถึงประเมินว่าเป็นความรับผิดชอบของบริษัท ที่รับงาน อีพีซี บริษัทผู้รับเหมาช่วง หรือลูกค้า ระยะที่ 2 : วางแผนและเตรียมการก่อสร้าง แบ่งเป็น 4 ส่วนใหญ่ ได้แก่ ส่วนที่ 1 การก�ำหนดแผนงาน และกิจกรรมด้านความปลอดภัยในโครงการ ส่วนที่ 2 การเตรียมบุคลากร และการอบรมบุคลากรก่อนเข้าปฏิบัติงาน ในโครงการ ให้สอดคล้องตามข้อก�ำหนดกฎหมายและข้อก�ำหนดของลูกค้า เช่น การอบรมหลักสูตรความปลอดภัยเบื้องต้น การอบรมหลักสูตรความ ปลอดภัยเฉพาะงานตามกฎหมาย เป็นต้น ส่วนที่ 3 การเตรียมวิธีการท�ำงาน และเอกสารที่เกี่ยวข้อง เช่น ขั้นตอน การด�ำเนินงานด้านความปลอดภัย , การวิเคราะห์งานเพื่อความปลอดภัย เพื่อป้องกันความผิดพลาดในการประเมินต้นทุนและก�ำหนดขอบเขต ในสัญญาการจ้างงาน ส่วนที่ 4 การเตรียมอุปกรณ์ เครื่องมือ เครื่องจักร ยานพาหนะ และ สถานที่ ตามที่ระบุในสัญญา ระยะที่ 3 : ด�ำเนินการก่อสร้าง เป็นระยะทีต่ อ้ งติดตามตรวจสอบ และควบคุมให้ผปู้ ฏิบตั งิ านในโครงการ ด�ำเนินการตามแผนงาน และขั้นตอนการปฏิบัติงานด้านความปลอดภัย ที่ก�ำหนดไว้ในระยะวางแผนและเตรียมการก่อสร้าง รวมถึงจัดกิจกรรม ส่งเสริมงานทางด้านความปลอดภัย เช่น กิจกรรม Safety Talk , การประชุม ความปลอดภัย, การบริหารจัดการงานรักษาความปลอดภัย , การเดิน ตรวจสอบความปลอดภัยและการตอบโต้ภาวะฉุกเฉิน เป็นต้น ระยะที่ 4 : ระยะจบโครงการ เป็ น ระยะที่ ต ้ อ งมี ก ารจั ด ท� ำ รายงานสรุ ป ผลการด� ำ เนิ น งานด้ า น ความปลอดภัย น�ำสถิติความปลอดภัยประเมินผลผู้รับเหมาช่วง รวมถึง ประชุมสรุปปัญหาอุปสรรค์ที่เกิดขึ้นในโครงการ ร่วมกันวิเคราะห์สาเหตุและ หาแนวทางการแก้ไข เพือ่ น�ำไปปรับปรุงแก้ไขโครงการทีจ่ ะเกิดขึน้ ในอนาคต

ประยุกต์ใช้คู่มือบริหารจัดการ ด้านความปลอดภัยในโครงการอีพีซี หลังจากมีการน�ำคู่มือเข้าไปประยุกต์ใช้งานในโครงการอีพีซี พบว่า ระดับของปัญหาที่เคยเกิดขึ้นมีความรุนแรงลดน้อยลง ดังแสดงในกราฟ เปรียบเทียบระดับคะแนนของปัญหาที่เกิดขึ้นในโครงการอีพีซีก่อนและ หลังการน�ำคู่มือเข้าใช้งาน 26

กราฟเปรียบเทียบระดับคะแนนของปัญหาที่เกิดขึ้นในโครงการอีพีซี ก่อนและหลังการน�ำคู่มือเข้าใช้ ทั้งนี้ยังพบว่ามีปัจจัยที่ส่งผลกระทบท�ำให้ระดับ คะแนนของปัญหา ลดลง ดังนี้ 1. น�ำ KPI ด้านความปลอดภัยเป็นส่วนหนึง่ ในการประเมินผลการปฏิบตั ิ งานประจ�ำปี ของพนักงานที่ปฏิบัติงานในโครงการอีพีซี 2. บุคลากรด้านความปลอดภัยมีประสบการณ์ในโครงการอีพซี มี ากขึน้ 3. มีการน�ำสถิติด้านความปลอดภัยมาใช้ในการประเมินต่อสัญญา คู่ค้ากับบริษัทผู้รับเหมาช่วง และมีระบบ Black list ส�ำหรับผู้รับเหมาที่กระท�ำ ความผิด

Oil & Gas Today Magazine


A perfect view – even with condensation! The future is 80 GHz: a new generation of radar level sensors

For the latest generation of radars, condensate on the sensor is not an issue. Totally unaffected by condensation or buildup on the antenna, VEGAPULS 64 accurately detects the liquid level. With the smallest antenna of its kind and exceptional focusing, it delivers outstanding performance every time. Simply world-class! www.vega.com/radar

Wireless adjustment via Bluetooth with smartphone, tablet or PC. Compatible retrofit to all plics® sensors manufactured since 2002.

VEGA Instruments Co.,Ltd.

202 Le Concorde Tower, 10th floor#1002 Ratchadapisek Road, HuayKwang Bangkok 10310, Thailand Phone : +66 2 6942400 Fax : +66 2 6942404 E-mail : info.th@vega.com www.vega.com


Engneering Corner

New VEGAPULS 64 Level Radar Sensor for Liquids Sets New Standards in The Oil and Gas Industry

V

EGA has set new standards in level measurement with the development of the VEGAPULS 64 contactless radar level transmitter. Thanks to the use of a higher measuring frequency - 80 GHz instead of the previous 26 GHz - much sharper focusing of the transmission signal is possible. For the Oil and Gas industry especially, this means not only greater reliability for the plant operator, but it also makes

the planners’ work much easier.

The products in the oil and gas industry

measuring points can become very costly, not only

usually have one thing in common, measuring

for plant owners and maintenance companies, but

the level of them is nearly always in challenging

also for planners and engineering consultants.

conditions: with influencing variables like high

The introduction of the VEGAPULS 64, the

pressures, vacuums, temperatures and changing

world’s first liquids radar level measuring instrument

densities – as well process conditions like foam,

using 80 GHz frequency, opens up a totally new

extremely turbulent filling product surfaces,

opportunity for this sector. The essential difference

condensation, build up both inside the process

to previous radar level measuring instruments is

and on instruments themselves. Radar technology is

the 80 GHz frequency (instead of the usual 26

immune to these influencing process variables and

GHz). It enables more than 3 times better focusing

many of the process conditions, so they become

of the radar beam, which has a whole number of

a very attractive technology to use. However, they

positive effects on the measurement. The most

are usually measuring ‘low dielectric’ hydrocarbon

obvious advantage: The narrow measuring beam

based media, which reflect microwave radar signals

simply goes past installations such as heating

poorly, regardless of whether they are raw

coils and agitators.

materials or finished products. Internal installations

The VEGAPULS 64 is also ideal especially for

such as agitators, heating coils, high nozzles or

the poorly reflecting media, i.e. hydrocarbon liquids

mounting through ball valves, add to the potential

with low dielectric constant. It overcomes low

difficulties for radar transmitters. So it is normal in more demanding applications to try to increase the reliability of the level measurement by

>>Figure 3 In the VEGAPULS 64 the radiation angle is only 3°. The sensor can therefore also measure the level reliably in tanks with agitators or with installations such as heating coils.

mechanical means. For example, stilling tubes are often installed in difficult applications and

dielectric with a very wide dynamic range, there is

they are sometimes fabricated in special, expensive

currently no radar sensor for liquid applications

high grade steel alloys. These work arounds on

on the market that has the same level of sensitivity. The dynamic range of a radar sensor indicates in what areas of application a sensor can be used, i.e. its ability to detect both the largest and the smallest of signals. The greater the dynamic range, the higher the measurement certainty, so the wider the applications capability for the sensors. Stronger, clearer echoes automatically mean a more

>>Figure 2 The right sensor version for every application: The VEGAPULS 64 has different antenna systems in different sizes.

28

reliable measurement, and this means media with low reflective properties can be measured much more effectively than before.

Oil & Gas Today Magazine


Engneering Corner Added Safety

confidence for the plant owner, but also considerably

The particular safety requirements in the

simplifies the engineering and plant planning.

gas and oil industry are often far beyond those

Engineering now has much less to consider on

specified by the governing safety authorities or

how the installation needs to be designed or

by law. The narrow signal focusing of the new

modified, because the VEGAPULS 64 itself

VEGAPULS 64 offers several interesting features

overcomes these issues and delivers a

in respect to this.

more reliable performance.

The refineries and petrochemical plants also make high demands on safe working. For example; All equipment fitted on a vessel top (i.e. sensors, supply valves or motors) are often installed at the same height to the adjacent platform or walk way, for instance. This avoids operating personnel having to bend over railings and considerably reduces the risk of screws or tools being dropped. What makes sense from a work safety point of view, however, has sometimes led to severe performance issues in level measurements with radar sensors.

>>Figure 1 The smallest antenna of the VEGAPULS 64 is no bigger than a 1 pound coin. The new radar transmitter is therefore ideal for installation in small tanks.

This was due to instruments being installed on much longer nozzles than usual, which in turn produced considerable echoes and interference signals. Due to multiple signals (ringing) from the nozzle, it also causes this ‘noise’ to be reflected

from the bottom of the tank is therefore much

further into the measuring range below. So these

less. The level echo is greater than the bottom

long nozzles directly influenced the measurement,

echo even at low levels with the result that even

especially when measuring poorly reflecting

the lowest levels (a few mm) are still measured

hydrocarbon media. The new VEGAPULS 64

reliably and accurately. Processes can therefore be

offers some great advantages in this respect. Even

further optimised and reliable measurements are

with installation in long nozzles, it provides more reliable measurements because the focused radar

Efficient Utilisation of Tank Volume

beam completely avoids touching the sides. The

Another major advantage with 80 GHz frequency

beam passes ‘cleanly’ down the nozzle, without

is that it has a positive effect especially in the

producing the unwanted near range interference

measurement of liquids with a low dielectric

signals and echoes. Additionally, because of the

constant when the level is low, near the bottom

higher dynamic range, the liquid level echoes are

of the tank. The principle is: the radar signals are

also much stronger, so that the measurement is

reflected from the surface of the medium. But in

even more reliable. This not only means greater

hydrocarbon based media with a low dielectric constant, part of the signal penetrates through medium and is also reflected from the bottom of the tank below it. You therefore get two signals: The actual level and the tank bottom. The lower the level is and the lower the dielectric constant of the medium, the greater the signals from the tank bottom. With the previous 26 GHz transmitters the two signals were overlaid and mixed especially at low levels (only a few cm filling height). The smaller level echo would be lost in the larger bottom echo, so the level echo was then no longer visible to the radar sensor. This could result in premature dropping to zero, or delayed response to filling from empty. Due

>>Figure 4 The new VEGAPULS 64 also measures the level reliably at low dielectric constants in liquid gas tanks. The good signal focusing also allows it to be installed on a ball valve.

to the much shorter wavelength of the 80 GHz signals of the VEGAPULS 64, the signals which go through the medium are dampened much more

still possible even at the bottom of large volume tanks, i.e. the tank volume can be better utilised.

Reliable Filling Measurement Under Extreme Conditions The transmitter also proves insensitive to deposits or formation of condensation. Condensation is to be expected especially in applications in which the process temperature in the tank is higher than outside the tank. Since radar transmitters are always fitted to the top of the tank, the coldest point of the tank is often there. This leads to increased formation of condensation and sublimation. The new VEGAPULS 64 was therefore adapted to these process conditions and is particularly insensitive to deposits and condensation. This is achieved above all by adapting the sensitivity in the near range of the transmitter. The distancedependent dynamic adaptation reduces the influences of interferences directly before the antenna system and at the same time enables very high signal sensitivity at a greater distance. Because the VEGAPULS 64 in the flange version has an encapsulated antenna system, it is also very easy to clean.

strongly than in 26 GHz sensors. The reflection

29


Products and Technology News Klopman International S.R.L. >>

I

n a fast-changing world, wearing a uniform is essential for lots of reasons, from image perception to security. A well-made uniform helps a company’s customers immediately identify the person they are looking for, and the workforce looks united and ready to serve. But it also guarantees the wearer a sense of belonging, a sense of equality alongside their colleagues and the honour to be part of something bigger.

คุณภาพที่ ใช่ Since 1967, Klopman has worked closely with garment manufacturers and laundries to find the perfect balance for its fabrics between protection, comfort and perceived image. For the Oil and Gas industry, Klopman has developed an extensive range of solutions which meet the most demanding international standards and protect industrial workers exposed to heat and flame, electric arc, welding and reduced visibility conditions.

Flamesafe : An extensive range of 100% cotton and cottonrich FR  fabrics offering advanced levels of performance. This has beenachieved by exploiting the advantages of Klopman’s continuous processing technology. Wearer comfort and acceptability are achieved by the fabrics’  soft hand and cotton’s natural breathability and absorption, qualities which are unaffected by the FR finishing. Klopman offers a lifetime warranty on the fabric’s flame-retardant properties. 

30

Oil & Gas Today Magazine


Products and Technology News

K-FLAME :

Our inherent FR fabrics offer durability,

consistency and exceptional protection. K-Flame Pro, based on modacrylic, and K-Flame Xtra, based on aramid, guarantee incomparable protection from heat and flame, electric arc and static control. K-Flame Pro, designed specifically for industrial washing (ISO 15797), is also available in High-Visibility Yellow. K-Flame Xtra’s fabric structure guarantees exceptional moisture management, which means wearer comfort even in hot and humid climates. K-Flame Xtra fabrics are all NFPA certified.

นโลกทีเ่ ปลีย่ นแปลงอย่างรวดเร็ว การใส่ชดุ ยูนฟิ อร์ม เป็นสิ่งจ�ำเป็นมีเหตุผลมากมายตั้งแต่ภาพลักษณ์ ขององค์กรไปจนถึงการป้องกันภัยต่างๆ ในชุดท�ำงาน เครื่องแบบที่ท�ำมาจากวัสดุคุณภาพดีจะช่วยให้ลูกค้าของ บริษัท สามารถระบุพนักงานของบริษัทนั้นได้โดยทันทีและ ทีมงานที่มีลักษณะที่เป็นหนึ่งเดียวและพร้อมที่จะให้บริการ อีกทั้งยังรับประกันความรู้สึกของพนักงานถึงความเป็นเจ้าของ และความเสมอภาคควบคู่ไปกับเพื่อนร่วมงานของพวกเขา และเป็น เกียรติที่ได้เป็นส่วนหนึ่งขององค์กร

ตั้งแต่ปี 2510 Klopman ได้ท�ำงานอย่างใกล้ชิดกับผู้ผลิตเสื้อผ้า และโรงงาน ซัก อบ รีด เพื่อหาสมดุลที่สมบูรณ์แบบส�ำหรับผ้าระหว่าง การป้องกันภัยความสะดวกสบายในการสวมใส่และภาพลักษณ์ ส�ำหรับอุตสาหกรรมปิโตน�้ำมันและก๊าซ Klopman ได้พัฒนา แนวทางการแก้ปัญหาที่หลากหลาย ซึ่งตอบสนองต่อมาตรฐานสากล มากที่สุด และปกป้องผู้ท�ำงานในอุตสาหกรรมที่สัมผัสกับความร้อน และเปลวไฟ อาร์กไฟฟ้า การเชื่อม และสภาวะการมองเห็นที่ลดลง ในช่วงกลางคืน Flamesafe : คือ สินค้าผ้าหน่วงไฟ ซื่งเป็นผ้าฝ้าย 100% และผ้า CVC ที่มีหลายชนิดน�ำเสนอประสิทธิภาพหน่วงไฟขั้นสูง สิ่งนี้ได้มาจากการใช้เทคโนโลยีการผลิตแบบต่อเนื่องของ Klopman สวมใส่สบาย นุ่มมือ ไม่กระด้าง และเป็นที่ยอมรับของผู้สวมใส่ เพราะท�ำจากผ้าฝ้ายมีคุณสมบัติในการระบายอากาศและการดูดซึม ที่เป็นธรรมชาติ ซึ่งไม่ได้ลดลงจากการที่ใส่น�้ำยาเคมีหน่วงไฟเลย อีกทั้ง Klopman รับประกันตลอดอายุการใช้งานด้านคุณสมบัติ การหน่วงไฟของผ้า K-FLAME : ผ้าหน่วงไฟจากเส้นใยของเราโดยเนื้อแท้ มีความทนทาน สม�่ำเสมอ และมีการป้องกันที่ดีเยี่ยม K-Flame Pro จากเส้นใยโมดัลอะคริลิคและ K-Flame Xtra จากเส้นใย อะรามิด ช่วยป้องกันความร้อนเปลวไฟและการควบคุมไฟฟ้า สถิต K-Flame Pro ออกแบบเฉพาะส�ำหรับซักล้างโดยเครื่องซัก อุตสาหกรรม (ISO 15797) นอกจากนี้ยังมีสีสะท้อนแสง ที่มองเห็นในเวลากลางคืน โครงสร้างผ้าของ K-Flame Xtra ช่วยให้การระบายน�้ำออกอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งหมายถึง ความสบายของผู้สวมใส่แม้อยู่ในสภาพอากาศที่ร้อนและชื้น ผ้า K-Flame Xtra ได้รับการรับรองจาก NFPA 2112 ทั้งหมด.

31


Highlights of Oil & Gas Events

The 7th Anniversary of Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 Has Always Been A Great Success ครบรอบ 7 ปีกับงาน Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 ที่ประสบความส�ำเร็จเป็นอย่างดีเสมอมา

O

il & Gas Thailand (OGET) 2017 has been recognized for its successful which obviously every year. Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 is well supported by leading

companies and organizations in the oil and gas industry, such as Ministry of Industry, Thailand Institute of Scientific and Technological Research, Industrial Estate Authority of Thailand (IEAT) , PTT Maintenance and Engineering Co., Ltd., Bangchak Petroleum Public Company Limited, ExxonMobil Limited, PAE Technical Service Company Limited and so on. Event Highlights 2017, more interesting activities as following! • International pavilion such as Singapore pavilion, Korea pavilion

and China pavilion. • Oil & Gas and Petrochemical Showcase. • Workshop by Oil & Gas Professionals Training Company. • Oil & Gas Thailand 2017 And Petrochemical Asia 2017 Technology Seminars (APOS) 2017. Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 is not only open to those relevant of oil and gas industry participants, the general public is also welcome to attend or participate in the session free of charge. Pre-Registration for this event is currently open on the website: www.oilgasthai.com from now on. Or you can register onsite during 10-12 October 2017 at 10.30AM17.00PM. For More information please contact as Call: (+66) 2 513 1418, Email: thai@asiafireworks.com

ครบรอบ 7 ปีกับงาน Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 ที่ประสบความ ส�ำเร็จเป็นอย่างดีเสมอมา งานแสดงสินค้าและสัมมนา Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 ได้รับการ ตอบรับและประสบความส�ำเร็จต่อเนื่องมาเป็นปีที่ 7 ซึ่งปีนี้เราก็ยังคงขนสินค้าและ เทคโนโลยีใหม่ๆ มาให้อัพเดทกันในงานเช่นทุกปี งาน Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 ได้รับการสนับสนุนเป็นอย่างดีจาก บริษัทและหน่วยงานชั้นน�ำในแวดวงอุตสาหกรรมน�้ำมันและก๊าซมากมาย เช่น กระทรวงอุตสาหกรรม, สถาบันวิจัยวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีแห่งประเทศไทย, การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.), บริษัท พีทีที เมนเทนแนนซ์ แอนด์ เอนจิเนียริง จ�ำกัด, บริษัท บางจาก คอร์ปอเรชั่น จ�ำกัด (มหาชน), บริษัท เอ็กซอน โมบิล จ�ำกัด, บริษัท พี เอ อี เทคนิคอล เซอร์วิส จ�ำกัด (มหาชน) เป็นต้น ในงานยัง มีสิ่งน่าสนใจอีกมากมายในงานดังต่อไปนี้

• โซนการจัดแสดงสินค้าจากต่างประเทศ อาทิเช่น สิงคโปร์ พาวิลเลียน, เกาหลี พาวิลเลียน, และ จีน พาวิลเลียน • การจัดแสดงสินค้าจากบริษัทและหน่วยงานในอุตสาหกรรมน�้ ำมันและ ก๊าซ รวมถึงกลุม่ เครือ่ งมืออุตสาหกรรมทีเ่ กีย่ วข้องตัง้ แต่ตน้ น�ำ้ จนถึงปลายน�ำ้ • การประชุมเชิงปฏิบัติการจากผู้เชี่ยวชาญในแวดวงอุตสาหกรรมน�้ำมัน และก๊าซ • สัมมนา ฟรี! ภายใต้ชื่อ Oil & Gas Thailand Technology Seminars (APOS) 2017 งาน Oil & Gas Thailand (OGET) 2017 นั้น นอกจากจะเปิดให้ผู้มีส่วน เกี่ยวข้องกับอุตสาหกรรมน�้ำมันและก๊าซเข้าร่วมชมงานแล้ว ยังเปิดโอกาสให้แก่ ผู้สนใจทั่วไปได้เข้าร่วมชมงานหรือเข้าฟังสัมมนาได้ฟรีโดยไม่เสียค่าใช้จ่าย โดย สามารถลงทะเบียนเข้างานได้ที่งาน

Registration is open and FREE

10 - 12 October 2560 AT 10.30 AM. - 17.00 PM. We look forward to Seeing you there. 32

ตั้งแต่วันที่ 10-12 ตุลาคม 2560 เวลา 10.30-17.00 น. หรือลงทะเบียนเข้าชมงานล่วงหน้าได้ที่ เว็บไซต์ www.oilgasthai.com ติดต่อ (+66) 2 513 1418, thai@asiafireworks.com Oil & Gas Today Magazine


The 4th Edition

Oil & Gas Roadshow 2018 Thailand

Thailand Oil & Gas Roadshow 2018 OIL & gAS EVENT IN OIL & GAS TOWN

18-19 July 2018 GOLDEN CITY RAYONG HOTEL RAYONG THAILAND www.oilgasroadshow.com QuikFairs Thailand Tel: (+66) 2 513 1418 Ext.103

Email: thai@quikfairs.com

Website: www.quikfairs.com


Advertises Index Page

Advertises

Website

1

Draeger Safety (Thailand) Ltd.

www.draeger.com/passion

7

I-Tech Engineering & Supply Co., Ltd.

www.i-techengineering.com

3

Klopman International S.R.L

www.Klopman.com

IFC

PTT Maintenance and Engineering Co., Ltd.

www.pttme.co.th

5

TEIJIN Corporation (Thailand) Limited

www.teijin.co.th

33

Thailand Oil&Gas Roadshow 2018

www.oilgasroadshow.com

27

VEGA Instruments Co., Ltd

www.vega.com

35

Oil and Gas Asia (OGA 2017)

www.oilandgas-asia.com

36

Asia Power Week Conference & Exhibition 2017 www.asiapowerweek.com

IFC

Thaioil Marine Co., Ltd

www.thaioilmarine.com

13

Malaysia International Maritime Expo 2017

www.marine-malaysia.com

1

Thailand Marine & Offshore Expo 2017 (TMOX)

www.thai-marine.com


OGA2017

11 - 13 JULY 2017 Kuala Lumpur Convention Centre MALAYSIA

THE 16TH ASIAN OIL, GAS & PETROCHEMICAL ENGINEERING EXHIBITION

The Region’s No.1 Oil And Gas Show Up to

23,000

What to Expect?

Trade Visitors over 3 days of show

B2B Platform

14

23,000

International Pavilions

for Exhibitors and Visitors to Connect

sq. metres of exhibition space

Endorsed by

More than

2,000

Exhibiting Companies

Over

60

Malaysia External Trade Development Corporation (MATRADE)

Countries/Regions Participation

Who Should Exhibit? Exhibitors carrying products and services which cover every aspect of the Oil & Gas industry including the following should definitely exhibit: • Exploration and production technology • Construction and engineering equipment • Geological, geophysical and reservoir evaluation technology • Pipeline engineering and equipment • Instrumentation and controls

• • • • • • • •

Gas processing equipment Marine equipment and services Safety systems and equipment Environmental protection and pollution control Design, fabrication and construction Chemical engineering systems and supplies Refining technologies Shipyard and engineering

Cost of Participation Space Only Space & Shell Stand Space & Walk-on Stand

USD520 per sqm USD565 per sqm USD595 per sqm

Contact Us Mr Shahril Anuar Project Manager Email: shahril@mesallworld.com

Ms Violet Lee Asia Coordinator Email: violet@iemallworld.com

Ms Husna Dzun Nurin Project Secretary Email: husna@mesallworld.com

Ms Catherine Plumb Worldwide Coordinator Email: cplumb@oesallworld.com

Endorsed By:

Organised By:

Supported By:

www.oilandgas-asia.com

Oil and Gas Asia

@OGA2017


ASIA POWER WEEK REGISTER & SAVE WITH THE EARLY BIRD OFFER AT

CONFERENCE & EXHIBITION

WWW.ASIAPOWERWEEK.COM

19-21

SEPT

BITEC, BANGKOK, THAILAND www.asiapowerweek.com

JOIN US AS WE CELEBRATE 25 YEARS AS ASIA’S PREMIER POWER EVENT PRELIMINARY EVENT GUIDE NOW AVAILABLE Make sure you join us as we cover every aspect of the power generation industry with more than 8,000 industry professionals from around the world. Benefit from a world-class event packed with technical tours, panel discussions, workshops, business matchmaking, three exhibition days with over 200 international exhibitors and multiple networking events, all under one roof, PLUS more than 50 conference sessions covering themes such as:

$ TRENDS, PROJECTS AND PLANNING

FINANCE AND INVESTMENT

OPTIMIZING PLANT OPERATION

POWER TECHNOLOGIES

DIGITALIZATION

INTEGRATION, STORAGE AND DISTRIBUTED GENERATION

RENEWABLE ENERGY

RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES

Asia Power Week is the leading force in delivering a platform to meet, share, inform and learn about the latest advances in thinking and in technology for the Asian power industry. Register by 18 August to SAVE with the Early Bird at www.asiapowerweek.com Owned and produced by:

Presented by:

Supported by:

Official Supporters:

®

Oil & Gas Today Vol.4 No15 July - September 2017  

Greetings and a warm welcome to our 15th edition of Oil & Gas Today! This month’s edition of Thailand’s only bilingual Oil & Gas is packed f...

Oil & Gas Today Vol.4 No15 July - September 2017  

Greetings and a warm welcome to our 15th edition of Oil & Gas Today! This month’s edition of Thailand’s only bilingual Oil & Gas is packed f...

Advertisement