Page 1

Why Does Thailand Export Crude oil?

Publisher :

w w w . fi r e w o r k s b i . c o m Editor Managing Director Kenny Yong

Publications Manager Rungnapa Manathanakit

Designer Yossak Chiwpreecha

Editor’s Message

Editorial Consultants

Dear Readers,

Poontarika Saenrit

Welcome to 2015! The year 2014 has been a pretty turbulent one for the oil and gas industry, not to forget the several aviation tragedies that followed the troubled year.

Board of Directors

I fervently hope for a great 2015 for everybody and hopefully this time round we are all able to fulfill our etched out resolutions. Oil and Gas Today has been highly successful in providing readers with the latest news in the local and regional oil and gas industry during its past editions and we strive to do more for our readers. Do let us know via email what you would like to see more in our magazine and any other suggestions that you may have to improve this magazine.

Kenny Yong Susan Tricia Mervyn Yong Jerel Soo

As we speak, I would also like to extend prayers out to the father of our Country Manager, Poontarika Saenrit, in Thailand who had an accident a week back, our team and I here pray for his speedy recovery. Cheerios!

Fireworks Business Information (Thailand) c/o Fireworks Media (Thailand) Co., Ltd. Promphan 2 Office & Residence, 8th Floor (Office Zone, Room 807)

Kenny Yong Guest Editor Managing Director Fireworks Media (Thailand) Co., Ltd.

1 Soi Lat Phrao 3, Lat Phrao Road, Jompol, Chatuchak, Bangkok 10900 Thailand Tel

: (+66) 2513-1418 Ext.108


: (+66) 2513-1419

Email :

WIKA – Your partner in the Oil & Gas industries The Oil & Gas industry makes extremely high demands on all instruments used within the process. They are subject to strict international guidelines like the PED and ATEX. Electronic and mechanical measuring instruments for pressure, temperature and level are used for general applications as well as in potentially explosive areas, and must operate as satisfactorily in aggressive environments as in non-aggressive environments.

WIKA Instrumentation Corporation (Thailand) Co.,Ltd. 850/8 Ladkrabang Road, Ladkrabang, Bangkok 10520 Thailand T: (66) 2326 6876 to 80 Email:



January - March 2015



Cover Story Why Does Thailand Export Crude Oil? ท�ำไมประเทศไทยส่งออกน�้ำมันดิบ?

Bilingual Edition Thai And English

Regional Industry News 6

Thailand's Upstream Future at Risk ความเสี่ยงแหล่งปิโตรเลียมไทยในมุมมองบริษัทที่ปรึกษา


Indonesia Energy Regulator Sees 2015 Upstream Spending at $22 Bln องค์กรควบคุมพลังงานอินโดคาดปี 58 บริษัทต้นน�้ำจะใช้จ่าย 2.2 หมื่นล้านดอลลาร์สหรัฐ


21st Petroleum Concession Bidding Round Begins เปิดสัมปทานปิโตรเลียมรอบ 21


Drones Gain Popularity in Industrial Sector โดรนเริ่มบูมในภาคอุตสาหกรรม



Did You Know ?


Engineers Corner


Safety Solutions

11 World’s Largest Oil Refineries by Processing Capacity 11 อันดับโรงกลั่นน�้ำมันที่มีก�ำลังการแปรรูปสูงสุดในโลก

How Does Measurement-While-Drilling (MWD) Work? การวัดค่าขณะขุดเจาะมีกลไกอย่างไร?

International News 18

Israeli Desert Hit by Major Oil Spill "อิสราเอล" ท่อส่งน�้ำมันดิบขนาดใหญ่แตก น�้ำมันดิบ หลายพันคิวบิกทะลักนองทะเลทราย


OPEC Cuts 2015 Demand For Its Oil, Says Low Prices May Slow Shale โอเปก ปรับลดความต้องการน�้ำมันปี 58 ชี้ชะลอราคาน�้ำมันดินดาน


Saudi Oil Minister Naimi: Why Should We Cut Production? รมต.น�้ำมันซาอุถาม “ลดการผลิตท�ำไม?”


Chevron Pulls Out Of $10 Billion Gas Deal with Ukraine ยูเครนอ่วม เชฟรอนถอนตัวข้อตกลงก๊าซมูลค่าสิบล้านดอลลาร์สหรัฐ

“Fracking” And Worker Safety "แฟร็กกิง" กับความปลอดภัยของพนักงาน


Product And Technology News Telemetry Solutions for Oil & Gas


Event Highlights Thailand Oil & Gas Roadshow 2015 at Golden City Rayong Hotel, Rayong, Thailand


Subsea News


FBI Thailand at Oil & Gas Vietnam (OGAV) 2014 at Vung Tau City, Vietnam

26 Jumbo to Install Wheatstone SubseaStructures จัมโบ้เตรียมติดตั้งโครงสร้างใต้สมุทรวีทสโตน 27

Subsea Technology: Research in Uncharted Waters เทคโนโลยีใต้สมุทร: วิจัยน่านน�้ำที่ยังไม่มีใครเคยส�ำรวจ

FBI In Action


Calendar Of Events 2015 Calendar Oil&Gas Event List 2015

Regional Industry

Thailand's Upstream Future at Risk ความเสี่ยงแหล่งปิโตรเลียมไทย ในมุมมอง บริษัทที่ปรึกษา


ood Mackenzie, the premier

beyond this, there is a need for

consultant for the oil &

Thailand to encourage investments

gas and mining industry,

into the upstream sector."

presented theirindependent analysis of the opportunities and risks facing Thailand's petroleumexploration & production industry at a public lecture organized by the Petroleum Institute of Thailand. As part of the presentation, Wood Mackenzie discussed findings from a report on potential fiscal reforms in Thailand. Titled 'Thailand's upstream outlook at risk from fiscal reform', the reportdetails how public calls for tougher fiscal policies may not benefit Thailand in the end. As changes create uncertainty and does not incentivise investment, it may risk future exploration activity in Thailand - an already mature petroleumprovince with a weak supply outlook.

Under Thailand's current fiscal terms (Thai III), the country operates a concession regime, consisting of a sliding scale royalty paid to the government based on production, a specified (50%) petroleum income tax applied to profits, and a specialremuneratory-benefit windfall profit tax. Based on a 250 billion cubic feet (bcf) gas field in shallow water (less than 400 metres) in a medium cost environment - a standard field-type for offshore Thailand - Thailand's government takes a 67% share of oil and gas profits under current terms. This exceeds the global average share of 58%. Craig says, "There have been

Mr Craig McMahon, Wood Mac-

comparisons made with fiscal terms

"Aside from increased government

and Indonesia where it takes eight to

kenzie's Head of APAC Research,

on offer in other South East Asian

take, there have been suggestions for

nine years on average, respectively.

explains, "Thailand's recent production

countries, but these comparisons must

Thailand to move from concession to

Despite lack of material new discoveries

growth has been offset by weak

also consider a country's remaining

production sharing contract (PSC)

between 2004 and 2014, output from

exploration performance. As a result,

prospectivity. Although Thailand takes

regime but we believe that to be

Thailand has consistently increased

it has replaced less than 25% of the

less that the South East Asian average

counter-effective as well. Historical

2.3 billion barrels of oil equivalent

in that timeframe demonstrating

of 74% government take, its average

evidence shows Thailand's current

(boe) reserves produced in the last

the effectiveness of the current

discovery size is the smallest in the

regulatory regime to be one of the

decade. At current production levels,

most efficient in the region. But the


region at only seven million barrels

our analysis shows commercial

of oil equivalent (mmboe) compared

introduction of a PSC regime could lead

Taking all things into consideration,

reserves would be exhausted within

to ASEAN average discovery size of

to additional regulatory requirements,

Wood Mackenzie's recommendation

nine years. During this timeframe,

58 mmboe from 2004-2013. If it is to

lengthening the time required to bring

is for Thailand to consider any fiscal

Thailand's upstream sector will

remain attractive to investors, we do

new fields onstream. Traditionally,

changes in the context of its upstream

generate US$125 billion in revenue,

not believe Thailand is in a position

it takes an average of only four years

sector's overall attractiveness. After

but to boost recovery and maximise

to increase its share of oil and gas

from discovery to bring a field onstream

2023, Thailand risks a rapidly declining

the benefit of its oil and gas resources


in Thailand. This compares to Malaysia

production outlook. Meanwhile,


Thailand Oil & Gas Today Magazine

ของไทยในปั จจุบนั ต�่ำกว่าหลายประเทศ ในอาเซียน ข้ อมูลจาก บริ ษัทวู๊ดแม็กเคนไซ บริ ษัท ที่ปรึกษาด้ านการส�ำรวจและผลิตปิ โตรเลียม เปรี ยบเทียบว่าแหล่งปิ โตรเลียมของประเทศ อื่นๆ ในอาเซียนโดยเฉลี่ยคิดเป็ นน� ้ำมันดิบ 58 ล้ านบาร์ เรล แต่ไทยมีเพียง 7 ล้ านบาร์ เรล หรื อ ประเทศอื่นมีขนาดใหญ่กว่าไทย 8 เท่า เมื่อเทียบผลประโยชน์ที่รัฐบาลแต่ละ ประเทศได้ รับ ส�ำหรับไทยตามหลักเกณฑ์ Thailand III อยู่ที่ร้อยละ 67 สูงกว่าค่า เฉลี่ยทัว่ โลกซึง่ อยู่ที่ร้อยละ 58 แต่ต�่ำกว่า ค่าเฉลี่ยของกลุม่ อาเซียนที่ร้อยละ 74

concessions expiring in 2023 currently

concessions. If clear guidelines are

account for more than 65% of Thailand's

offered on the future of expiring

production. Therefore, Craig concludes,

licenses, the country could stimulate

"While the government is coming

new investment in mature fields,

under pressure to make fiscal terms

potentially increasing recovery of

tougher and increase its share of

their remaining resources."

profits, if Thailand is to attract the

necessary investment to sustain production, the priority should not be to create more barriers for investors. Instead, as we have been saying, Thailand moves in the right direction by progressing the delayed 21st licensing round to ensure further acreage is fully explored and offer clarity on extensions of the expiring

ริ ษัทวู๊ดแม็กเคนไซ (Wood Mackenzie) เป็ นบริ ษัทที่ปรึกษาด้ าน การส�ำรวจและผลิตปิ โตรเลียม ชันน� ้ ำระดับสากล แสดงความเห็นเกี่ยวกับ การเปิ ดสัมปทานปิ โตรเลียมรอบที่ 21 ว่า จะส่งผลดีต่อความมัน่ คงทางพลังงานใน อนาคต ขณะที่ศกั ยภาพด้ านปิ โตรเลียม

ทีมจากบริ ษัทวู๊ดแม็กเคนไซ สรุ ปว่า ความแตกต่างในอัตราส่วนแบ่งของรัฐที่ ไทยได้ รับสอดคล้ องกับศักยภาพของแหล่ง ปิ โตรเลียม จึงเชื่อว่าหากไทยปรับเพิ่มส่วน แบ่งของรัฐ สูงขึ ้นก็จะไม่สามารถแข่งขัน ดึงดูดการลงทุน กับประเทศอื่นได้ เดวิด ทอมป์สัน (David Thompson) ประธานบริ ษัทวู๊ดแม็กเคนไซ มองกระแส ต่อต้ านของภาคสังคมต่อการส�ำรวจและ ผลิตปิ โตรเลียมในไทย รวมถึงการเรี ยกร้ อง ให้ มีการปรับหลักเกณฑ์เรี ยกเก็บส่วนแบ่ง ผลประโยชน์ภาครัฐเพิ่มขึ ้น จะไม่สง่ ผลดีตอ่ การส่งเสริ มให้ มีการลงทุนส�ำรวจและผลิต ปิ โตรเลียมของไทย และเพิ่มความเสี่ยงต่อ การลงทุน ที่ส�ำคัญศักยภาพในการค้ นพบ ปิ โตรเลียมของไทยผ่านจุดสูงสุดไปแล้ วและ เริ่ มถดถอยลง

นายเคร็ก แม็คมาฮอน (Craig Mcmahon) หัวหน้ ากลุ่มงานวิจยั ประจ�ำภูมิภาค เอเชีย-แปซิฟิก ชี ้ว่าความสามารถในการ ค้ นพบปิ โตรเลียมใหม่ทดแทนของเดิมมี ไม่ถงึ 1 ใน 4 หากไม่ส�ำรวจเพิ่มเติม ปริ มาณ ส�ำรองปิ โตรเลียมเชิงพาณิชย์จะใช้ ได้ อีก ไม่เกิน 8-9 ปี ขณะที่ ปตท.สผ.ยืนยันจะเข้ าร่ วม ยื่นขอสัมปทานแหล่งปิ โตรเลียมรอบที่ 21 โดยเฉพาะแปลงที่ใกล้ กับพื ้นที่ผลิตเดิม เช่น แหล่งสิริกิติ์และแหล่งสุพรรณบุรี แต่ จะยื่นขอจ�ำนวนเท่าใด ต้ องรอการพิจารณา จากคณะกรรมการของบริษัทเป็ นผู้พจิ ารณา นายราชนิช กอซวามี (Rajnish Goswami) ที่ปรึ กษาด้ านพลังงานและก๊ าซ กล่าวว่า ระบบการบริ หารจัดการสัมปทาน ของไทยนันมี ้ ประสิทธิภาพสูงสุดในอาเซียน โดยใช้ เวลาเพียง 4 ปี ในการพัฒนาแหล่ง ผลิตปิ โตรเลียมขณะที่ ระบบแบ่งปั นผล ผลิตระหว่างรั ฐและผู้รับสัมปทาน หรื อ PSC (Production Sharing Contact) ของ มาเลเซียและอินโดนีเซีย ใช้ เวลาในการ พัฒนากว่า 9 ปี หากไทยเปลี่ยนรู ปแบบ การบริ ห ารจัด การไปเป็ นระบบสัญ ญา แบ่งปั นผลผลิตตามที่มี การเรี ยกร้ องนั ้น เท่ากับบัน่ ทอนประสิทธิภาพของการบริ หาร จัดการการพัฒนาแหล่งผลิต ปิ โตรเลียม ของไทย.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


Regional Industry


ndonesia expects spending in its upstream oil and gas sector to reach $22.2 billion in 2015, a senior official at the upstream regulator (SKKMigas) said, 13 percent less than the amount budgeted for this year. Energy firms and the regulator had set the expenditure figure to reach a 2015 oil lifting target of 850,000 barrels per day (bpd), SKKMigas deputy chairman Johannes Widjonarko told Reuters, below the 2015 budget target of 900,000 bpd. Based on data from the regulator, the targeted expenditure in 2014 was $25.64 billion.


Thailand Oil & Gas Today Magazine

จ้ าหน้ าที่อาวุโสองค์กรควบคุมพลังงานต้ นสาย(เอสเคเคมิกสั ) กล่าวว่าการใช้ จ่ายในภาคน� ้ำมันและก๊ าซต้ นสายของอินโดนีเซีย น่าจะสูงแตะ 2.22 หมื่นล้ านดอลลาร์ สหรัฐ ซึ่งน้ อยกว่าตัวเลข ที่ตงงบประมาณปี ั้ นี ้อยู่ 13 เปอร์ เซ็นต์ นายโจฮันส์ วิดโจนาร์ โค รองประธานเอสเคเคมิกสั ให้ สมั ภาษณ์ กับส�ำนักพิมพ์รอยเตอรส์วา่ บริ ษัทพลังงานและองค์กรควบคุมพลังงาน ได้ ตงตั ั ้ วเลขรายจ่ายไว้ เพื่อให้ ผลิตน� ้ำมันได้ แตะเป้า 850,000 บาร์ เรล ต่อวัน (บีพีดี) ซึง่ ต�ำ่ กว่าเป้างบประมาณปี พ.ศ. 2558 ที่ตงไว้ ั ้ ที่ 900,000 บาร์ เรลต่อวัน ทังนี ้ ้รายจ่ายที่ตงเป ั ้ ้ าไว้ ในปี พ.ศ. 2558 ตามการอ้ างอิงจากข้ อมูล ขององค์กรควบคุมพลังงานอยูท่ ี่ 2.564 หมื่นล้ านดอลลาร์ สหรัฐ.

Regional Industry


With NGOs routed, the Energy Minister is going ahead with its new bidding round


he Energy Policy and Planning Office has officially greenlit the 21st Thailand Petroleum Bidding Round, with 29 exploration blocksup for grabs and additional conditions designed to reap benefits for the government. However, the renewal of Chevron-PTTEP’s concession remains inconclusive. The Ministry of Energy has asserted that the bidding is necessary and will benefit the nation as well as the locals.


Concession Bidding Round Begins

Mr. KurujitNakornthap, Deputy Permanent Secretary of the Ministry of Energy, said that the guidelines for the private sectors to participate in the 21stbidding round was announced in the Government Gazetteby the Department of Mineral Fuels and signed by the Minister of Energy on October 21. However, there is no progress in terms of the renewal of the concession of the Erawan field, which is held by Chevron and

เปิดสัมปทานปิโตรเลียมรอบ 21

PTT Exploration and Production Public Company Limited (PTTEP)’s Bongkotunder the concession system Thailand I and expiring in 2013-2014, because the details and process of the renewal are still being considered. The Thailand 21st Petroleum Concession Bidding Roundinvites private companies with specified qualifications tosubmit their applications within February 18, 2015 (120 days) for the rights in petroleum exploration. The 29 exploration blocks comprise 23 onshore blocks, with 6 in the North and Central Regions of Thailand (5,458.91 and 17 in the Northeast Region (49,196.40, and 6 offshore blocks in the Gulf of Thailand (11,808.20 has been ensured that the exploration that will take place will not encroach into 1A watershed areas, wildlife sanctuaries, national parks, and important tourist sites.In addition, the bidding will be conducted under Thailand (III) Plus concession system, which providesmore benefits to the country compared to Thailand III, its previous incarnation that has been in use since 1987 Under Thailand (III) Plus, a concession holder is subjected toroyalties at the rates of 5-15% of the revenue from sale of petroleum, petroleum income taxes at the rate of 50% of net profit, and special remuneratory benefits after all capital costs are recovered or if the crude oil prices are considered high as per the government’s criteria, as well assubsidies for education and local development (no less than 1 million baht/year during the exploration phase and no less than 2 million baht/year during the production phase.), Thai companies’ co-venture of no less than 5%, and top priorities for Thai products and services. In addition, Thailand (III) Plus also includes two additional benefits, namely signature bonuses collected upon the signing of the contract with a private company whether or not petroleum is found on the exploration block, and production bonuses collected when the production exceeds the government’s criteria. If applications are submitted for all the blocks that are up for bidding, the resulting investment in the country will total no less5 billion baht. “We must admit if the fiscal termsentail disproportion benefits for the government, they will onlyserve to douse the interest of private companies. For now, if an application is submitted, it will be sent to the cabinet for approval. However, if the proposal is deemed to offertoo little benefit for the country, the concession might not be granted, so not all qualified applicants will win a concession. In the 20th bidding round, although there were altogether 28 exploration blocks, 18 blocks were returned and petroleum was found only in one of these blocks, which yields only 0.05 trillion sq.ft,” said Mr. KurujitNakornthap.


Thailand Oil & Gas Today Magazine


พช.ไฟเขียวเปิ ดสัมปทานปิ โตรเลียมรอบ 21 ตีฆ้อง 29 แปลงส�ำรวจ เพิ่มเงื่อนไขรี ดผลประโยชน์เข้ ารัฐมากขึ ้น ส่วนการต่ออายุสมั ปทาน ให้ เชฟรอน-ปตท.สผ.ยังไร้ ข้อสรุป ด้ านพลังงานยืนยันเปิ ดสัมปทาน ปิ โตรเลียมเป็ นความจ�ำเป็ นยันสร้ างผลประโยชน์ แก่ประเทศชาติและ ท้ องถิ่น นายคุรุจิต นาครทรรพ รองปลัดกระทรวงพลังงาน กล่าวว่า กรม เชื ้อเพลิงธรรมชาติได้ ประกาศในราชกิจจานุเบกษาและให้ รมว.พลังงาน ลงนาม แนวทางการเปิ ดให้ เอกชนยื่นสัมปทานปิ โตรเลียมรอบที่ 21 แล้ ว ตังแต่ ้ เมื่อวันที่ 21 ต.ค. ส่วนการต่ออายุสมั ปทานปิ โตรเลียมแหล่งเอราวัณ ของบริ ษัท เชฟรอน จ�ำกัด และบงกช ของบริ ษัท ปตท.ส�ำรวจและผลิต ปิ โตรเลียม จ�ำกัด (มหาชน) หรื อ ปตท.สผ. ที่จะหมดอายุประมาณปี 2556-2557 ซึง่ อยูภ่ ายใต้ ระบบสัมปทานไทยแลนด์ I ขณะนี ้ยังไม่ได้ ด�ำเนิน การใดๆ เพราะยังอยูใ่ นขันตอนพิ ้ จารณารายละเอียดต่างๆ ว่าจะด�ำเนินการ ในรูปแบบใด ทังนี ้ ้ สัมปทานปิ โตรเลียมรอบที่ 21 กรมเชื ้อเพลิงธรรมชาติจะเปิ ดให้ เอกชนที่มีคณ ุ สมบัติตามกฎหมายยื่นส�ำรวจภายในวันที่ 18 ก.พ.58 รวม ระยะเวลาเปิ ดให้ ยื่น 120 วัน โดยแปลงที่เปิ ดให้ ส�ำรวจ 29 แปลง ประกอบ ด้ วยแปลงบนบก 23 แปลง ภาคเหนือและภาคกลาง 6 แปลง พื ้นที่ 5,458.91 ตารางกิโลเมตร ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 17 แปลง พื ้นที่ 49,196.40 ตาราง กิโลเมตร ส่วนแปลงในทะเลอ่าวไทย จ�ำนวน 6 แปลง พื ้นที่ 11,808.20 ตารางกิโลเมตร ซึง่ ยืนยันว่าการเปิ ดให้ สำ� รวจจะหลีกเลีย่ งพื ้นที่ลมุ่ น� ้ำชัน้ 1A เขตอนุรักษ์ และรักษาพันธุ์สตั ว์ป่า อุทยานแห่งชาติ และแหล่งท่องเที่ยว ส�ำคัญ โดยใช้ ระบบไทยแลนด์ทรีพลัส (Thailand (III) Plus) ซึง่ เพิม่ ผลประโยชน์ จากระบบไทยแลนด์ทรี เดิมที่ใช้ มาตังแต่ ้ ปี 2532 ประกอบด้ วยการเก็บค่าภาคหลวงในอัตรา 5-15% จากรายได้ การขายปิ โตรเลียม, เก็บเงินภาษี เงินได้ 50% จากก�ำไร, การเรี ยกเก็บเงินผล ตอบแทนพิเศษ เมื่อมีก�ำไรหลังคืนทุนแล้ ว หรื อเมื่อราคาน� ้ำมันดิบอยูใ่ นระดับ สูงตามหลักเกณฑ์ที่รัฐก�ำหนด การสนับสนุนเงินเพื่อการศึกษาและพัฒนา

ท้ องถิ่น (ช่วงส�ำรวจได้ ไม่น้อยกว่าปี ละ 1 ล้ านบาท และช่วงผลิตจะได้ ไม่น้อยกว่า ปี ละ 2 ล้ านบาท), เสนอให้ บริ ษัทไทยเข้ าร่วมประกอบกิจการในอัตราไม่น้อยกว่า 5% และที่ส�ำคัญต้ องใช้ สนิ ค้ าและบริ การในประเทศของเราเป็ นอันดับแรก นอกจากนี ้ภายใต้ ระบบสัมปทานไทยแลนด์ทรีพลัส ยังจะจัดเก็บผลประโยชน์ เพิ่มถึง 2 ส่วนส�ำคัญ คือ การเรี ยกเก็บค่าธรรมเนียม หรื อ Signature Bonus เมื่อมีการลงนามกับเอกชนที่ได้ รับสัมปทาน แม้ จะส�ำรวจพบปิ โตรเลียมหรื อไม่ และการเรี ยกเก็บผลประโยชน์เพิ่มเติม เมื่อเอกชนสามารถผลิตได้ ตามเกณฑ์ ที่รัฐก�ำหนด หรื อ Production Bonus ซึง่ หากมีผ้ มู ายื่นขอทุกแปลงที่เปิ ดให้ มี การยื่นขอครัง้ นี ้จะก่อให้ เกิดการลงทุนในประเทศไม่น้อยกว่า 5,000 ล้ านบาท “ต้ องยอมรั บว่ าถ้ าเราตัง้ เงื่อนไขการจ่ ายผลตอบแทนให้ กับรั ฐบาล มากเกินไปก็จะท�ำให้ ความสนใจที่เอกชนจะมายื่นลงทุน ก็ไม่ มีด้วย และ กรณีท่ ีเปิ ดแล้ วมีเอกชนมายื่น ก็จะต้ องเสนอกลับไปที่คณะรั ฐมนตรี (ครม.) เพื่อขออนุมัติ แต่ หากพบว่ าข้ อเสนอที่ย่ ืนมาให้ ผลประโยชน์ แก่ ประเทศไทยน้ อยเกินไป เราก็มีสิทธิท่ จี ะไม่ ให้ สัมปทานก็ได้ ไม่ ใช่ ย่ ืนมา แล้ วต้ องให้ ทุกราย โดยการเปิ ดครั ง้ ที่ 20 ให้ ย่ ืนส�ำรวจ 28 แปลง ก็ยัง คืนมา 18 แปลง พบแหล่ งปิ โตรเลียมแค่ 1 แปลงเท่ านัน้ ซึ่งมีปริมาณแค่ 0.05 ล้ านล้ านลูกบาศก์ ฟุต”. >>Map showing areas open for bidding. Source: DMF Thailand.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


Regional Industry

Drones Gain Popularity in

>>Shell Jurong Island, which uses drones to carry out inspections on their flare stacks, has managed to cut its manpower by 25 per cent. Source: Mediacorp News Group.

Industrial Sector โดรนเริ่มบูมในภาคอุตสาหกรรม


hell Jurong Island, which uses drones to carry out inspections on their flare stacks, has managed to cut its manpower by 25 per cent. The use of drones is cost-effective compared to regular manual inspections, and also offers other advantages. Shell Jurong Island, which uses

Mr. Narayanan Valayaputtur,

drones to carry out inspections on

Engineering Manager at Shell Jurong

their flare stacks, has managed to

Island, said drones are a safe way of

cut its manpower by 25 per cent.

inspecting the flare stacks even when

Source: Mediacorp News Group.

they are in use, and also offer other

SINGAPORE: Unmanned aerial


vehicles - also known as drones - are being used for an increasing number of purposes, and industrial plants are also jumping on the bandwagon.

"They are cost-effective compared to the regular manual inspection. It offers a good technique to do pre-emptive inspection before the

By using drones to carry out

scheduled maintenance. We can use

inspections on their flare stacks, Shell

them for taking still photography,

Jurong Island has managed to cut

thermal imaging, so that we can scan

its manpower by 25 per cent.

whole stacks online and be better

Flare stacks are gas combustion devices that can hit a temperature of 800 degrees celsius while in operation. A reliance on traditional manual labour would mean that inspections can only be conducted when the flare stacks are not in operation.


prepared for future maintenance whenever its required," he said.

ชลล์เกาะจูรง ซึ่งใช้ โดรนในการตรวจ ตราปล่อ งเผาสามารถลดก� ำ ลัง คนที่ ใช้ ลงได้ ถึง 25 เปอร์ เซ็นต์ โดยการใช้

Thailand Oil & Gas Today Magazine

โดรนนี ้ถือว่าคุ้มค่าเมื่อเทียบกับการลงพื ้น ที่ตรวจด้ วยก�ำลังคนแบบเดิม อีกทั ้งยังมี ข้ อได้ เปรี ยบอีกหลายประการด้ วย อากาศยานไร้ คนขับหรื อที่เรี ยกว่าโดรน นันก� ้ ำลังถูกน�ำมาใช้ หลากหลายจุดประสงค์ มากขึ ้น โดยเฉพาะในโรงงานอุตสาหกรรม หลายแห่งที่เริ่ มหันมาใช้ หนุ่ นี ้เช่นเดียวกัน ด้ วยการใช้ โดรนตรวจตราปล่องเผา เชลล์เกาะจูรงสามารถลดก�ำลังคนที่ใช้ ลง ได้ ถงึ 25 เปอร์ เซ็นต์ ปล่องเผาเป็ นอุปกรณ์ สนั ดาปก๊ าซ ที่มีอณ ุ หภูมิสงู ได้ ถึง 800 องศาเซลเซียส ได้ ระหว่างใช้ งาน ดังนันหากใช้ ้ แรงงานคนเช่น เดิมก็จะตรวจสอบได้ เฉพาะเมื่อปล่องเผาไม่ ได้ ท�ำงานอยูเ่ ท่านัน้ นายนรายานัน วัลยบุตร ผู้จัดการ วิศวกรรมประจ�ำเชลล์เกาะจูรง กล่าวว่า การใช้ โดรนเป็ นวิธีการตรวจตราปล่องเผา ที่ ปลอดภัยแม้ ขณะปล่องเผาท� ำงานอยู่

อีกทั ้งยังมีข้อได้ เปรี ยบอีกหลายประการ ด้ วย นายนรายานันอธิบายว่า "หุ่นเหล่ านี ้ คุ้มค่ ามากเมื่อเทียบกับการตรวจด้ วย ก�ำลังคนแบบเดิม ถือเป็ นเทคนิคที่ดี ในการตรวจสอบป้องกันเหตุผิดพลาด ก่ อนการตรวจตามก�ำหนด โดยเราสามารถ ใช้ โดรนถ่ ายภาพนิ่งและภาพแสดงอุณหภูมิ เพื่อให้ สามารถสแกนปล่ องเผาทัง้ หมด ผ่ านระบบออนไลน์ และเตรียมพร้ อมการ ซ่ อมบ�ำรุ งในอนาคตเมื่อจ�ำเป็ นได้ ".

Cover Story

Why Does Thailand Export Crude Oil?


Thailand Oil & Gas Today Magazine



ecent detractors on energy issues tried to lead the public to believe that Thailand possesses abundant crude oil resources such that we can export excess quantities of crude oil. The Customs Department statistics and data published by the Department of Mineral Fuels do actually report an average crude oil export of 34,000 barrels/day (bpd), or 12 million barrels/ year, during the years 2011-2013. At an estimated crude oil price of $100/ barrel, the value of Thai crude oil export is $1,200 million (37,000 million


Thailand Oil & Gas Today Magazine

Baht)/year - a huge sum - though quite marginal when compared with main agricultural products exports (each of rubber, rice and tapioca products has an average annual export value of 300,800 million Baht, 156,900 million Baht and 88,500 million Baht, respectively, during the same period). Does this mean Thailand is an oil rich country? Does Thailand produce crude oil more than domestic requirement, which allows her to export the excess quantity? If not, why do we export crude oil at all?

►The answer to the first

question (Is Thailand an oil rich country?)

is a small “yes”. Using comparable ASEAN-wide data for 2011 published by the International Energy Agency (IEA), Thailand produces 132,000 bpd or 48 million barrels/year of crude oil. At $100/barrel, this production volume equates $4,800 million (147,000 million Baht)/year. Compared with our ASEAN neighbors, Thailand’s crude oil production ranks close to that of Brunei (146,000 bpd), but is far behind that of Indonesia (910,000 bpd), Malaysia (570,000 bpd) and Vietnam (327,000 bpd). Likewise, the 32,000 bpd of crude oil export from Thailand is minuscule compared with 135,000 bpd by Brunei, 311,000 bpd by Indonesia, 230,000 bpd by Malaysia and 198,000 bpd by Vietnam. We could conclude then that Thailand’s crude oil production is small compared with our ASEAN neighbors and our crude oil export

is only a tiny fraction. Thus, Thailand is definitely notan oil rich country. ►On the second question

(Does Thailand produce excess crude oil for export?)

we have to look at Thailand’s overall need for crude oil processing. At present, there are 6 refineries in the country with a combined refining capacity (for crude oil and condensate) of 1,217,000 bpd. In 2011, Thai refineries processed a total of 1,003,000 bpd of crude oil and condensate (886,000 bpd of crude oil and 117,000 bpd of condensate). To fulfill this need, in addition to the 100,000 bpd of net indigenous crude oil supply (132,000 bpd production less 32,000 bpd export), Thailand imports 786,000 bpd of crude oil and 42,000 bpd of condensate (indigenous condensate production stands at 75,400 bpd). Our indigenous

crude oil production, which makes us a small “oil rich” country, actually supplies only 11 percent of Thailand’s net crude processing demand. The remaining 89 percent has to be met by imports. Despite our capability to produce crude oil at the level comparable with Brunei, we still have to import crude oil at nearly 6 folds of the indigenous production. We could conclude then that Thailand did notproduce crude oil in excess of domestic demand to be able to export any excess quantity. The country, in fact, has to import 89 percent of our crude oil processing requirement. ►So, why does Thailand

export crude oil?

Firstly, ALL onshore crude oil production (28,000 bpd) is used in local refineries and NOT exported. ALL crude oil exports (32,000 bpd) come from offshore production (104,000 bpd). Mercury contamination had been the problem forcing most of the indigenous offshore crude oil and condensate production to be exported. With the installation of mercury removal units in Thai refineries, current exports of offshore crude oil are being determined by commercial factors. In particular, the refineries in South Korea and Hawaii, our major buyers, have optimized their refining capacities to Thai crude oil in line with their motor fuels requirements of mainly gasoline. Moreover, shipment of offshore crude oil production from Thailand has a competitive logistics advantage to other supply sources, allowing these offshore producers to sell their crude oil at relatively higher prices. Thai refineries, on the contrary, have optimized their refining capacities to the Middle East crudes, which yield higher diesel than gasoline - in line with our motor fuels requirement of mainly

diesel. Commercial considerations and sound economics play a major role in determining the trading pattern of indigenous crude oil production from major producers in other ASEAN countries as well. Indonesia, out of its 910,000 bpd indigenous crude oil production and in spite of importing 261,000 bpd for its refineries (30 percent of net processing demand), actually exports 311,000 bpd of crude oil (34 percent of production). Malaysia exports 230,000 bpd (or 40 percent) of its 570,000 bpd production, while at the same time importing 186,000 bpd (35 percent of its net crude processing demand). So, considering that Thailand’s crude oil export of 32,000 bpd equals to 24 percent of indigenous crude oil production, far less than Indonesia and Malaysia (both in terms of volume and percentage), it is logical that commercial aspects and sound economics do dictate the trading pattern of Thailand’s crude and a fraction of crude oil export is a normal practice in a globalized open market. The export of indigenous crude oil production by Indonesia and Malaysia brings up another interesting point for consideration; the merit of the production sharing contract (PSC) fiscal system. After failing to convince the public that PSC yields higher government take than Thai III concession system used in Thailand, proponents of using PSC argue that PSC gives the government the “ownership” of petroleum produced, thereby, the government can control its use for domestic consumption to maximize national benefits, and in particular, to subsidize the price of petroleum products below market price levels. Indonesia’s and Malaysia’s PSCs were idolized. “Ownership” factor of a PSC, if it does play a factor at all, does not seem to play any significant role in maximizing indigenous petroleum

Thailand Oil & Gas Today Magazine


production for domestic consumption in both Indonesia and Malaysia. Commercial terms, economics and government budgeting process prove to be the main determinants in the flow of indigenous petroleum production. In fact, Indonesia’s Pertamina and Malaysia’s Petronas, together with their production sharing contractors, export large percentages of indigenous crude oil production. The Indonesian and Malaysian government earn the profit sharing percentages (7080 percent of gross profit) collected by Pertamina and Petronas from production sharing contractors. The Thai government, under the Thai III concession system, also takes a 72 percent share of the gross profits from petroleum concessions in the form of royalty, PLUS petroleum income tax and special remuneratory benefit (SRB) In conclusion, Thailand’s crude oil production of 132,000 bpd is only a small fraction of major ASEAN producers. With net crude oil processing of 886,000 bpd, Thailand imports 786,000 bpd of crude oil, nearly 6 folds the volume of indigenous crude oil production. The crude oil export of 32,000 bpd is marginal, representing less than 4 percent of total crude oil processed in Thai petroleum system. Indonesia, Malaysia, Vietnam and Brunei are major ASEAN crude oil producers with much higher crude oil production and export percentages from their indigenous petroleum resources. Indonesia and Malaysia actually export a high percentage of crude oil produced, while import a large quantity of crude oil for processing in domestic refineries. In all, compared with other ASEAN countries, Thailand produces marginal volume of crude oil (not an oil rich country). We do not produce enough crude oil even for domestic demand, let alone any excess for export. Our crude oil export is done under sound and logical economics of a globalized open market system, as practiced by all other ASEAN producers.


ความพยายามสร้ างความเชื่อว่า ประเทศไทยมีแหล่งน� ้ำามันดิบมหาศาล จนสามารถผลิตและส่งออกน� ้ำมัน ดิบได้ ในปริ มาณมาก จากข้ อมูลสถิติของ กรมศุลกากรและรายงานของกรมเชื ้อเพลิง ธรรมชาติพบว่า ในระหว่างปี 2554-2556 ประเทศไทยมีการส่งออกน� ้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ ที่ 34,000 บาร์ เรล/วัน หรื อ 12 ล้ านบาร์ เรล/ ปี ซึง่ หากค�ำานวณมูลค่าการส่งออกน� ้ำมันดิบ ของไทย ณ ราคาน� ้ำามันดิบที่ 100 เหรี ยญ 16

สหรัฐฯ/บาร์ เรล คิดเป็ นเงิน 1,200 ล้ านเหรียญ สหรัฐฯ/ปี (ประมาณ 37,000 ล้ านบาท/ปี ) นัน้ ถึงแม้ จะมีมลู ค่าสูง แต่ก็อยูใ่ นระดับต�่ำเมื่อ เทียบกับการส่งออกสินค้ าเกษตรกรรมหลัก ในช่วงระยะเวลาเดียวกัน เช่น ยางพาราที่มี มูลค่าการส่งออกเฉลีย่ 300,800 ล้ านบาท/ปี ข้ าว 156,900 ล้ านบาท/ปี หรื อผลิตภัณฑ์ มันส�ำาปะหลัง 88,500 ล้ านบาท/ปี ดังนี ้ แล้ วแปลว่าประเทศไทยเป็ นประเทศที่ร�่ำรวย น� ้ำมันจริงหรือ? เราสามารถผลิตน� ้ำมันดิบเกิน ความต้ องการจนสามารถส่งออกใช่หรื อไม่? ถ้ าไม่ใช่ ท�ำไมเราส่งออกน� ้ำมันดิบ? ►ค�ำตอบส�ำหรับค�ำถามแรก ว่าประเทศไทยเป็นประเทศ ทีร่ ำ�่ รวยน�ำ้ มันจริงหรือ?

คือจริ งในระดับหนึง่ จากรายงานของ องค์กรพลังงานระหว่างประเทศ หรื อ IEA ในปี 2554 ประเทศไทยสามารถผลิ ต น� ้ำมันดิบได้ 132,000 บาร์ เรล/วัน หรื อ 48 ล้ านบาร์ เรล/ปี ซึง่ หากค�ำานวณ ณ ราคา น� ้ำมันดิบที่ 100 เหรี ยญสหรัฐฯ/บาร์ เรลแล้ ว จะมีมลู ค่า 4,800 ล้ านเหรี ยญสหรัฐฯ/ปี (ประมาณ 147,000 ล้ านบาท/ปี ) และเมื่อ เปรี ยบเทียบกับประเทศเพื่อนบ้ านในกลุ่ม อาเซียนแล้ ว การผลิตน� ้ำมันดิบของไทยมี ปริมาณใกล้ เคียงกับบรูไน (146,000 บาร์ เรล/ วัน) แต่ยงั น้ อยกว่าอินโดนีเซีย (910,000 บาร์ เรล/วัน) มาเลเซีย (570,000 บาร์ เรล/ วัน) และเวียดนาม (327,000 บาร์ เรล/วัน) อย่างมาก นอกจากนี ้ปริ มาณการส่งออก น� ้ำมันดิบของไทยที่ 32,000 บาร์ เรล/วันนัน้ นับว่าน้ อยมากเมื่อเทียบกับบรู ไนที่สง่ ออก น� ้ำมันดิบ 135,000 บาร์ เรล/วัน อินโดนีเซีย 311,000 บาร์ เรล/วัน มาเลเซีย 230,000 บาร์ เรล/วัน และเวียดนาม 198,000 บาร์ เรล/ วัน จากข้ อมูลเหล่านี ้ เราสามารถสรุปได้ วา่ ประเทศไทยมีปริ มาณการผลิตน� ้ำมันดิบ ไม่มากเทียบกับประเทศเพื่อนบ้ านในกลุม่ อาเซียน และปริ มาณการส่งออกน� ้ำมันดิบ ของไทยก็เป็ นสัดส่วนเล็กน้ อยเท่านัน้ จึงสรุป ได้ ว่าประเทศไทยไม่ใช่ประเทศที่ร�่ ำรวย น� ้ำมันเมื่อเทียบกับประเทศเพื่อนบ้ าน ►ในการหาค�ำตอบค�ำถาม

ทีส ่ องว่า ประเทศไทย สามารถผลิตน�ำ้ มันดิบ เกินความต้องการจน สามารถส่งออกใช่หรือไม่?

เราต้ องเริ่มจากความต้ องการน� ้ำมันดิบ เพื่อป้อนโรงกลัน่ น� ้ำมันของไทย อุตสาหกรรม กลัน่ น� ้ำมันของไทยมีทั ้งหมด 6 โรงกลัน่ ด้ วยก�ำลังการกลัน่ 1,217,000 บาร์ เรล/วัน (รวมก�ำลังกลัน่ ของโรงแยกคอนเดนเสท) ในปี 2554 อุตสาหกรรมกลัน่ น� ้ำมันของไทย มีความต้ องการน� ้ำมันดิบและคอนเดนเสท รวมกันประมาณ 1,003,000 บาร์ เรล/วัน (แบ่งเป็ นน� ้ำมันดิบ 886,000 บาร์ เรล/วัน และคอนเดนเสท 117,000 บาร์ เรล/วัน) เพื่อ สนองความต้ องการดังกล่าว นอกเหนือจาก น� ้ำมันดิบที่ผลิตได้ จากแหล่งในประเทศที่

Thailand Oil & Gas Today Magazine

100,000 บาร์ เรล/วัน (ปริ มาณที่ผลิตได้ ใน ประเทศทังหมด ้ 132,000 บาร์ เรล/วัน หักส่ง ออก 32,000 บาร์ เรล/วัน) ประเทศไทยต้ อง น�ำเข้ าน� ้ำมันดิบ 786,000 บาร์ เรล/วัน และ คอนเดนเสท 42,000 บาร์ เรล/วัน (ประเทศไทย สามารถผลิตคอนเดนเสทได้ 75,400 บาร์ เรล/ วัน) ดังนันปริ ้ มาณน� ้ำมันดิบที่สามารถผลิตได้ ในประเทศสามารถสนองความต้ องการ น� ้ำมันดิบของโรงกลัน่ น� ้ำามันของไทยได้ เพียง ร้ อยละ 11 เท่านัน้ ส่งผลให้ ต้องน�ำเข้ าน� ้ำมัน ดิบในสัดส่วนที่สงู ถึงร้ อยละ 89 ข้ อมูลจริ งนี ้ บ่งชี ้ว่า ถึงแม้ ประเทศไทยสามารถผลิตน� ้ำมัน ดิบรวมในระดับใกล้ เคียงกับประเทศบรูไน แต่ ยังมีความจ�ำเป็ นน�ำเข้ าน� ้ำามันดิบเกือบ 6 เท่าของปริ มาณที่ผลิตได้ จึงสรุ ปได้ ว่า ประเทศไทยไม่ใช่ประเทศทีส่ ามารถผลิตน� ้ำมัน ดิบเกินความต้ องการจนสามารถส่งออกได้ แต่แท้ จริ งแล้ วเป็ นประเทศที่จ�ำาเป็ นต้ องน�ำ เข้ าน� ้ำมันดิบในอัตราส่วนสูงถึงร้ อยละ 89 ของความต้ องการใช้


ส่งออกน�ำ้ มันดิบ?

น� ้ำมันดิบที่ได้ จากแหล่งบนบกทังหมด ้ (28,000 บาร์ เรล/วัน) ถูกน�ำไปกลัน่ ในโรงกลัน่ ในประเทศ (ไม่มีการส่งออก) น� ้ำมันดิบที่สง่ ออกทังหมด ้ (32,000 บาร์ เรล/วัน) มาจากการ ผลิตจากแหล่งในอ่าวไทย (104,000 บาร์ เรล/ วัน) สารปรอทปนเปื อ้ นที่เคยเป็ นปั ญหาท�ำให้ ต้ องส่งออกน� ้ำมันดิบและคอนเดนเสทที่ผลิต ได้ จากแหล่งในอ่าวไทยเกือบทังหมดในอดี ้ ต ได้ รับการแก้ ไขด้ วยการติดตั ้งเครื่ องก�ำจัด สารปรอทในโรงกลัน่ ของไทยทุกแห่งแล้ ว ปั จจุบนั เหตุผลทางเศรษฐศาสตร์ เป็ นปั จจัย หลักที่น�ำไปสูก่ ารส่งออกน� ้ำมันดิบที่ผลิตจาก อ่าวไทย โดยเฉพาะโรงกลัน่ ในเกาหลีใต้ และ ฮาวายซึง่ เป็ นผู้ซื ้อน� ้ำมันดิบของไทยรายใหญ่ ได้ ปรับกระบวนการกลัน่ ให้ เหมาะกับน� ้ำมันดิบ ของไทย ซึง่ สอดคล้ องกับโครงสร้ างตลาดน� ้ำมัน เชื ้อเพลิงที่ใช้ น� ้ำมันเบนซินเป็ นส่วนใหญ่ ประกอบกับการขนส่งน� ้ำมันดิบจากแหล่งใน อ่าวไทยมีความได้ เปรี ยบมากกว่าผู้ผลิตอื่นๆ ส่งผลให้ ผ้ ผู ลิตจากแหล่งในอ่าวไทยสามารถ ขายน� ้ำมันดิบที่ผลิตได้ ในราคาสูง แตกต่าง จากโรงกลัน่ ในประเทศไทยที่มีการออกแบบ

ให้ เหมาะกับน� ้ำมันดิบจากตะวันออกกลางที่ สามารถกลัน่ เป็ นน� ้ำมันดีเซลในอัตราส่วนสูง กว่าน� ้ำมันเบนซิน ซึง่ สอดคล้ องกับโครงสร้ าง ตลาดน�ำ้ มันเชื ้อเพลิงของไทยที่ต้องการ น� ้ำมันดีเซลเป็ นส่วนใหญ่ การใช้ เหตุผลทาง เศรษฐศาสตร์ ในการค้ าลักษณะนี ้เป็ นแนว ปฏิบตั ปิ กติของผู้ผลิตน� ้ำมันในประเทศต่างๆ ในอาเซียน อินโดนีเซียที่ผลิตน� ้ำมันดิบเฉลี่ย 910,000 บาร์ เรล/วัน และน�ำเข้ า 261,000 บาร์ เรล/วัน (ร้ อยละ 30 ของปริ มาณสุทธิที่ใช้ ในกระบวนการกลัน่ ) ก็มีการส่งออกน� ้ำมันดิบ เฉลี่ย 311,000 บาร์ เรล/วัน (ร้ อยละ 34 ของ การผลิต) มาเลเซียส่งออกน� ้ำมันดิบ 230,000 บาร์ เรล/วัน หรื อร้ อยละ 40 ของปริ มาณที่ ผลิตได้ ทงหมด ั้ 570,000 บาร์ เรล/วัน ขณะ ที่น�ำาเข้ า 186,000 บาร์ เรล/วัน (ร้ อยละ 35 ของปริ มาณสุทธิที่ใช้ ในการกลัน่ ) ดังนันเมื ้ ่อ พิจารณาถึงการส่งออกน� ้ำมันดิบของไทยที่ 32,000 บาร์ เรล/วัน หรื อร้ อยละ 24 ของการ ผลิตน� ้ำมันดิบในประเทศ ซึง่ ยังน้ อยมากเมื่อ เทียบกับอินโดนีเซียและมาเลเซีย (ทังในปริ ้ มาณ และสัดส่วนจากการผลิต) จึงเป็ นที่ชดั เจนว่า การส่งออกน� ้ำมันดิบของไทยเป็ นแนวปฏิบตั ิ ปกติทวั่ ไปทางการค้ า ที่พจิ ารณาความคุ้มค่า ทางเศรษฐศาสตร์ เป็ นหลัก ในการค้ าน� ้ำมัน

ดิบของผู้ผลิต ที่จะมีการส่งออกน� ้ำมันดิบที่ ผลิตได้ บางส่วนในตลาดการค้ าเสรี การที่อินโดนีเซียและมาเลเซียส่งออก น� ้ำมันดิบที่ได้ จากการผลิตในประเทศจุด ประเด็นที่นา่ สนใจว่า ระบบแบ่งปั นผลผลิต (production sharing contract, PSC) ซึง่ เป็ นระบบการจัดเก็บรายได้ โดยภาครัฐจาก การส�ำารวจและผลิตปิ โตรเลียม (fiscal system) ประเภทหนึง่ ดีกว่าระบบสัมปทาน (concession system) ของ Thailand III จริ ง หรื อ? หลังจากที่ไม่สามารถชักจูงสาธารณชน ให้ เชื่อว่า ระบบ PSC ให้ ผลประโยชน์ตอบแทน รัฐมากกว่าระบบสัมปทาน Thailand III ที่ใช้ อยู่ ฝ่ ายผู้สนับสนุน PSC ได้ โต้ แย้ งว่า PSC ให้ รัฐ “เป็ นเจ้ าของปิ โตรเลียม” ที่ผลิตได้ ท�ำาให้ รัฐสามารถควบคุมการใช้ ปิโตรเลียม ดังกล่าวเพื่อการบริโภคภายในประเทศเพื่อให้ เกิดประโยชน์สงู สุดต่อประเทศชาติ อีกทังยั ้ ง สามารถอุดหนุนราคาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมให้ ต�่ำากว่าราคาตลาด ประเทศอินโดนีเซียและ มาเลเซียมักถูกใช้ เป็ นตัวอย่างของประเทศ ที่ใช้ PSC แต่ปัจจัย “การเป็ นเจ้ าของ ปิ โตรเลียม” ในระบบ PSC ดูเหมือนว่าจะ ไม่มีบทบาทส�ำคัญต่อการผลิตปิ โตรเลียมเพื่อ

การบริ โภคภายในประเทศให้ มากที่สดุ ทังใน ้ กรณีของอินโดนีเซียและมาเลเซีย เงื่อนไขทาง การค้ า ความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ และ การจัดท�ำางบประมาณของภาครัฐกลับเป็ นตัว ก�ำหนดหลักของการใช้ ปิโตรเลียมที่ผลิตได้ ซึง่ ถึงแม้ จะใช้ ระบบ PSC บริ ษัท Pertamina ของอินโดนีเซียและบริ ษัท Petronas ของ มาเลเซียก็ยงั ส่งออกน� ้ำามันดิบที่ผลิตได้ จากแหล่งในประเทศในสัดส่วนที่สงู รัฐบาล อินโดนีเซียและมาเลเซียได้ รับการแบ่งปั นผล ก�ำไร (ร้ อยละ 70-80 ของก�ำไรขันต้ ้ น) จาก บริษัท Pertamina และบริษัท Petronas ที่เก็บ จากผู้รับสัมปทานภายใต้ ระบบ PSC รัฐบาล ไทยภายใต้ ระบบสัมทาน Thailand III ก็ได้ รับ ผลประโยชน์ตอบแทนรวมที่ร้อยละ 72 ของ ก�ำไรขันต้ ้ นจากการผลิตปิ โตรเลียมในรูปของ ค่าภาคหลวง บวกภาษีเงินได้ ปิโตรเลียม และ เงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษเช่นกัน โดยสรุ ป ปริ มาณการผลิตน� ้ำมันดิบ ของไทยที่ 132,000 บาร์ เรล/วัน ถือว่าเป็ น เพียงสัดส่วนที่เล็กน้ อย เมื่อเทียบกับผู้ผลิต รายใหญ่ในอาเซียน และจากความต้ องการ น� ้ำมันดิบสุทธิในกระบวนการกลัน่ ที่ 886,000 บาร์ เรล/วัน ไทยต้ องน�ำเข้ าน� ้ำมันดิบ 786,000

บาร์ เรล/วัน หรือเกือบ 6 เท่าของปริมาณน� ้ำมัน ดิบที่ผลิตได้ ในประเทศ การส่งออกน� ้ำมัน ดิบของไทยที่ 32,000 บาร์ เรล/วัน ถือว่าต�ำ่ (น้ อยกว่าร้ อยละ 4 ของความต้ องการน� ้ำมัน ดิบทังหมดที ้ ่ไทยใช้ ในกระบวนการกลัน่ ) เมื่อ เทียบกับอินโดนีเซีย มาเลเซีย เวียดนามและ บรู ไน ซึง่ เป็ นผู้ผลิตน� ้ำมันดิบรายใหญ่ของ อาเซียนที่ผลิตน� ้ำมันดิบได้ มากกว่าไทยมาก อีกทังมี ้ สดั ส่วนการส่งออกน� ้ำมันดิบที่ผลิตได้ จากแหล่งในประเทศสูงกว่าไทย อินโดนีเซีย และมาเลเซียส่งออกน� ้ำมันดิบที่ผลิตได้ จาก แหล่งในประเทศในสัดส่วนที่สงู แต่ในขณะ เดียวกันก็น�ำเข้ าน� ้ำมันดิบในปริมาณมากเพือ่ ใช้ ในกระบวนการกลัน่ ในโรงกลัน่ ในประเทศ ดังนัน้ เมื่อเทียบกับประเทศอื่นในกลุม่ อาเซียนแล้ ว ไทยผลิตน� ้ำมันดิบได้ ในปริ มาณที่น้อยมาก (ไม่ใช่ประเทศที่ร�่ำรวยน� ้ำมันแต่อย่างใด) เราผลิตน� ้ำมันดิบได้ ไม่เพียงพอต่อความต้ องการ ในประเทศ ยิ่งไม่ต้องพูดถึงเพื่อการส่งออก การส่งออกน� ้ำมันดิบของไทยด�ำเนินการ ภายใต้หลักการของความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ ในระบบตลาดการค้ าเสรี เช่นเดียวกับประเทศ ผู้ผลิตน� ้ำมันอื่นในกลุม่ อาเซียน.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


International news

Israeli Desert Hit by Major Oil Spill

อิสราเอล ท่อส่งน�้ำมันดิบขนาดใหญ่แตก น�้ำมันดิบ หลายพันคิวบิกทะลักนองทะเลทราย


illions of litres of crude oil have caused severe damage after spilling from a pipeline in what is described as one of the worst environmental accidents in Israel's history.

built in the 1960s to bring Iranian oil from the Persian Gulf to Europe.


ำ�มันดิบเป็ นล้ านลิตรท�ำความเสีย หายอย่างรุนแรงจากเหตุการณ์ทอ่ ส่งน� ้ำมันดิบแตกหัก น� ้ำมันดิบรั่ว ไหลจากท่อส่ง ถือว่าเป็ นหนึง่ ในอุบตั เิ หตุทาง สิ่งแวดล้ อมที่เลวร้ ายที่สดุ ในประวัติศาสตร์ ของอิสราเอล

The spill reached the Evrona

"The leak has been stopped,"

nature reserve north of the southern

he said, adding that an investigation

port city of Eilat, close to the Jordan

was under way to determine the


cause of the spill.

Israeli and Jordanian media

Police, fire fighters, pipeline

report that 80 people near Aqaba

engineers, maintenance teams and

have been taken to hospital with

Environment Ministry officials were

breathing difficulties.

dispatched to try to stem the

Israeli officials say rehabilitation

breach. The Evrona is one of the most

of the area could take months, even years.

important nature reserves in the

Ronen Moshe, spokesman for the Eilat Ashkelon Pipeline Company (EAPC), told Haaretz newspaper that

Jordan rift valley, which runs from the Sea of Galilee in Israel to the Red Sea.

the spill happened in a new section of the pipeline.

The pipeline, which stretches between Eilat on the Red Sea to Ashkelon on the Mediterranean, was


Thailand Oil & Gas Today Magazine

ท่อส่งน� ้ำมันดิบขนาดใหญ่ที่พาดผ่าน เมืองไอรัตเกิดการแตกหัก เป็ นเหตุให้ น� ้ำมัน ดิบหลายพันคิวบิกเมตรไหลเจิ่งนองบริ เวณ ทะเลทรายอวาราทางตอนใต้ ของประเทศ ซึง่ อยูต่ ดิ กับชายแดนประเทศจอร์ แดน อิสราเอลและสือ่ จากจอร์ แดนรายงาน ว่า มีประชากรมากกว่า 80 คน ที่อยูใ่ นบริเวณ ใกล้ เคียง อคาบาได้ ถกู น�ำตัวส่งโรงพยาบาล เนื่องจากมีปัญหาด้ านระบบหายใจ ขณะที่ ทางการส่งเจ้ าหน้ าที่เข้ าตรวจ สอบความเสียยังจุดที่น� ้ำมันรั่วแล้ ว ซึง่ สาเหตุ ของการแตกหักนันยั ้ งไม่อาจระบุได้ พร้ อมกันนี ้ เจ้ าหน้ าที่สว่ นหนึง่ เร่ งตรวจสอบผลกระทบ ต่อธรรมชาติในพื ้นที่ที่น� ้ำมันไหลท่วมและ อาจต้ องใช้ เวลาหลายสัปดาห์ในการแก้ ไข ปั ญหาดังกล่าว เพื่อให้ แน่ใจว่าน� ้ำมันไม่ได้ ซึมผ่านไปยังดินชันล่ ้ าง ทางด้ าน นายโรเนน โมชี โฆษกของ บริ ษัท ไอรัต แอชเคลอน ไปป์ไลน์ เจ้ าของ

โครงการท่อ ส่ง น� ำ้ มัน กล่า วว่า “ขณะนี ้ เจ้ าหน้ าที่ของบริ ษัทสามารถควบคุม การรั่ วของน�ำ้ มันได้ เป็ นที่เรี ยบร้ อย โดย จุดที่เกิดการแตกหักนัน้ อยู่ในส่ วนของ พืน้ ที่ก่อสร้ างท่ อส่ งน�ำ้ มันแห่ งใหม่ ” อวาราเป็ นหนึ่ง ในปริ ม าณส� ำ รอง ปิ โตรเลียมธรรมชาติที่ส�ำคัญที่สดุ ในหุบเขา รอยแยกจอร์ แดนซึ่งไหลจากทะเลกาลิลี ในอิสราเอลที่จะทะเลแดง ท่อส่งน� ้ำมัน ซึง่ ทอดตัวระหว่างไอรัต บนทะเลแดงแอชคีลอน การในทะเลเมดิเตอร์ เรเนียน ถูกสร้ างขึ ้นในปี พ.ศ. 2503 ที่จะ น� ำน� ำ้ มันอิหร่ านจากอ่าวเปอร์ เซียไปยัง ยุโรป ทังนี ้ ้ รัฐบาลประเทศอิสราเอลเผยว่า “อุบัติเหตุในครั ง้ นีไ้ ม่ ใช่ ฝีมือของกลุ่ม ก่ อการร้ ายแต่ อย่ างใด เพียงแต่ อาจ เกิดจากอุปกรณ์ บางอย่ างที่ใช้ ในการ ส่ งน�ำ้ มันกระแทกเข้ ากับตัวท่ อจึงเกิด การแตกหัก”.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


International news


2015 Demand For Its Oil, Says Low Prices May Slow Shale โอเปกปรับลดความต้องการน�้ำมันปี 58 ชี้ชะลอราคาน�้ำมันดินดาน


lobal demand for OPEC crude in 2015 will be less than expected and far below its current output, the group said in December, pointing to a hefty supply surplus without OPEC output cuts or a slowdown in the U.S. shale boom.


Thailand Oil & Gas Today Magazine

In a monthly report, the Organi-

Saudi Arabia told OPEC it trimmed

zation of the Petroleum Exporting

production by 80,000 bpd - a reduction

Countries (OPEC) forecast demand

that industry sources said earlier

for the group's oil will drop to 28.92

this month probably reflects lower

million barrels per day (bpd) in 2015,

domestic demand in power plants

down 280,000 bpd from its previous

rather than a cut in exports.

expectation and over 1 million bpd less than it is currently producing.

OPEC expects non-OPEC supply to rise by 1.36 million bpd in 2015, led

The report follows OPEC's

by the United States. The forecast

decision last month not to prop up

was raised by 120,000 bpd from last

prices by cutting output. Top exporter

month's report.

Saudi Arabia urged fellow members to combat the growth in U.S. shale, which needs relatively high prices to be economic and has been eroding OPEC's market share. OPEC's Nov. 27 decision to retain its output target of 30 million bpd sent prices plunging. Brent crude on Wednesday was trading below $66 a barrel, close to a five-year low and down more than 40 percent since June. The report cut its forecast for growth in global demand in 2015 due to a weaker outlook for Europe and Asia, and predicted higher supply growth from shale and other non-OPEC sources, although it said this may be slowed if prices stay weak. "Should the current fall in crude prices continue over a longer period, it will impact the non-OPEC supply forecast for 2015, especially anticipated growth in tight crude," OPEC's report said, using another term for shale oil. For now though, OPEC's report indicates that, with OPEC pumping 30.05 million bpd in November according to secondary sources cited by the report, there will be a surplus of 1.13 million bpd in 2015, and 1.83 million bpd in the first half. According to the secondary-source figures, OPEC output fell by 390,000 bpd from October, largely because of unrest in Libya and smaller reductions in Saudi Arabia and Kuwait.

The producer group trimmed its forecast for global oil demand growth. It expects demand to rise by 1.12 million bpd next year, or 70,000 bpd less than previously thought.

อเปกแถลงเมื่อเดือนธันวาคมที่ผา่ นมา ว่าความต้ องการน� ้ำมันดิบของโลกจากกลุม่ โอเปคในปี พ.ศ. 2558 จะต�่ำกว่าที่คาด และต�ำ่ กว่าปริมาณที่ผลิตได้ ในปั จจุบนั พร้ อม ชี ้ว่าจะมีน� ้ำมันล้ นตลาดหากโอเปกไม่ปรับลด ปริ มาณการผลิตหรื อกระแสน� ้ำมันดินดาน ในสหรัฐฯไม่ชะลอตัวลง องค์การประเทศผู้สง่ น� ้ำมันเป็ นสินค้ า ออก (โอเปก) คาดการณ์ในรายงานประจ�ำ เดือนว่าความต้ องการน� ้ำมันจากทางองค์การ จะลดลง 280,000 ล้ านบาร์ เรลต่อวัน (บีพีดี) จากค่าประมาณการณ์ เดิม เหลือ 28.92 ล้ านบาร์ เรลต่อวันในปี พ.ศ. 2558 ซึง่ น้ อย กว่าปริ มาณที่ผลิตอยูใ่ นปั จจุบนั กว่า 1 ล้ าน บาร์ เรลต่อวัน รายงานดังกล่าวออกมาภายหลังโอเปก ตัดสินใจไม่พยุงราคาด้ วยการลดปริ มาณ การผลิตเมื่อเดือนที่แล้ ว ทังนี ้ ้ซาอุดอิ าระเบีย ซึง่ เป็ นผู้สง่ ออกรายใหญ่ได้ เรียกร้ องให้ ประเทศ สมาชิกสู้กบั การเติบโตภาคน� ้ำมันดินดาน ในสหรัฐฯ ซึง่ ต้ องการราคาสูงเพื่อให้ ค้ มุ ทุน และเริ่ มกินส่วนแบ่งการตลาดของโอเปก อยูใ่ นขณะนี ้ ก่อนหน้ านี ้การตัดสินใจตรึงเป้ าการผลิต ไว้ ที่ 30 ล้ านบาร์ เรลต่อวันของโอเปกเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายนทีผ่ า่ นมาส่งผลให้ ราคาน� ้ำมันร่วง โดยเมื่อวันพุธที่ผา่ นมา น� ้ำมันดิบเบรนท์ซื ้อ ขายอยูท่ ี่ราคาต�่ำกว่า 66 เหรี ยญต่อบาร์ เรล ซึ่งนับเป็ นราคาที่เกือบต�่ำสุดในรอบห้ าปี และลดลงจากช่วงเดือนมิถนุ ายนกว่า 40 เปอร์ เซ็นต์

นอกจากนัน้ รายงานฉบับนี ้ยังปรับลด ประมาณการณ์ความต้ องการน� ้ำมันโลกใน ปี พ.ศ. 2558 อีกด้ วยเนื่องจากแนวโน้ มใน ยุโรปและเอเชียอ่อนลง อีกทังยั ้ งคาดการณ์ ว่าแหล่งน� ้ำมันดินดานและแหล่งนอกกลุม่ โอเปกจะมีการขยายตัว แม้ อาจชะลอตัวลง หากราคายังคงอ่อนตัวเช่นนี ้ รายงานของโอเปกระบุวา่ “หากราคา น�ำ้ มันดิบยังคงปรับตัวลดลงต่ อเนื่องเป็ น ระยะเวลานานกว่ านี ้ จะส่ งผลต่ อค่ าประมาณ การณ์ ปริมาณน�ำ้ มันจากนอกกลุ่มโอเปก ในปี พ.ศ. 2558 โดยเฉพาะน�ำ้ มันดินดาน ที่คาดกันว่ าจะเติบโตขีน้ ” อย่างไรก็ตาม รายงานโอเปกฉบับ ดังกล่าวยังระบุอกี ด้ วยว่าเนื่องจากกลุม่ โอเปก ผลิตน� ้ำมันได้ 30.05 ล้ านบาร์ เรลต่อวันใน เดือนพฤศจิกายนที่ผา่ นมาตามแหล่งข้ อมูล ทุตยิ ภูมิที่อ้างถึงในรายงาน ดังนันจะมี ้ น� ้ำมัน ที่ผลิตเกินความต้ องการอยู่ 1.13 ล้ านบาร์ เรล ต่อวันในปี พ.ศ. 2558 หรื อคิดเป็ น 1.83 ล้ าน บาร์ เรลในครึ่งปี แรก ตัวเลขจากแหล่งทุตยิ ภูมดิ งั กล่าวระบุวา่ ปริ มาณการผลิตของโอเปกลดลงจากเดือน ตุลาคม 390,000 บาร์ เรลต่อวัน สาเหตุหลัก เนื่องมาจากเหตุการณ์ความไม่สงบในลิเบีย และซาอุดอิ าระเบียและคูเวตปรับลดการผลิต เล็กน้ อย ทังนี ้ ้ซาอุดอิ าระเบียแจ้ งโอเปกว่าได้ ปรับ ลดการผลิตลง 80,000 บาร์ เรลต่อวัน ซึง่ ภาค อุตสาหกรรมกล่าวเมื่อต้ นเดือนนี ้ว่าการปรับ ลดนี ้เป็ นการสะท้ อนว่าโรงงานไฟฟ้ าในประเทศ มีความต้ องการลดลง ไม่ใช่ต้องการปรับลด ปริ มาณส่งออกลง นอกจากนี ้โอเปกคาดว่าปริมาณน� ้ำมัน จากประเทศนอกกลุม่ สมาชิกจะเพิม่ ขึ ้น 1.36 ล้ านบาร์ เรลต่อวันในปี พ.ศ. 2558 โดยมี สหรัฐฯเป็ นผู้น�ำ ตัวเลขประมาณการณ์ใหม่นี ้ เพิ่มขึ ้นจากตัวเลขในรายงานเดือนที่แล้ ว 120,000 บาร์ เรลต่อวัน ทังนี ้ ้กลุม่ ผู้ผลิตได้ ปรับลดค่าประมาณ การณ์น� ้ำมันโลกลงด้ วย โดยคาดว่าความ ต้ องการจะเพิ่มขึ ้น 1.12ล้ านบาร์ เรลต่อวัน ในปี หน้ า หรื อน้ อยกว่าค่าประมาณการณ์ เดิม 70,000บาร์ เรลต่อวัน.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


International news

Saudi Oil Minister Naimi:

Why Should We Cut Production? รมต.น�ำ้ มันซาอุถาม “ลดการผลิตท�ำไม?”


audi Arabia's Oil Minister Ali al-Naimi talks to journalists before a meeting of OPEC oil ministers at OPEC's headquarters in Vienna November 27, 2014.

Saudi Oil Minister Ali al-Naimi shrugged off suggestions that the world's biggest crude exporter might cut production to reverse the deepest price slump in years, saying the kingdom's output had remained steady through in November 2014. Naimi's comments on the sidelines of an annual U.N. climate change conference in Lima, Peru, stuck to the message he laid out at OPEC's meeting: The market would be left to balance itself without the kingdom's intervention. That stance was seen as a shift from

He said it would be up to

"That is not going to change

Nigeria, the current head of the

unless other customers come and

cartel, to summon members to an

say they want more oil," he said.

extraordinary gathering to respond to the price collapse.It's worrisome not just for Venezuela, but for all countries in OPEC.

longstanding Saudi policy to act as a swing supplier. Oil prices have dropped $13 a

In November 2014, Gulf producers overruled Venezuela's push for an OPEC production cut.

barrel since that November meeting. Yet asked whether he thought it would be necessary to reduce oil production prior to OPEC's next scheduled meeting in June, Naimi responded: "Why should we cut production? Why?" Ramirez said Venezuela would

The comments highlight growing

seeing how oil prices perform in the first quarter.


U.S. oil inventories, and OPEC cut its forecast for demand for its crude in 2015 to 280,000 bpd below its previous expectation. Oil prices slid 5 percent to their lowest since 2009.

division within the Organization of the

For Venezuela, one OPEC

Petroleum Exporting Countries. Core

member considered most vulner-

Gulf producers have the cash reserves to ride out a spell of lower prices, while more vulnerable economies like Venezuela's are already strained by sub-$100 crude.

evaluate whether to back a call for an emergency OPEC meeting after

His comments came after U.S. data showed a sharp rise in weekly

►Market Forces And Capitalist Nations Saudi Arabia's decision to let market forces prevail has triggered a free-fall in oil markets. Traders have been wondering how low prices

able to a prolonged slide in prices, the situation is growing dire. On Wednesday the price of its crude export basket fell to a more than five-year low of $61.92.

Naimi said the Kingdom produced

must fall before the kingdom finally

"The drop in oil price is not

9.6 million to 9.7 million barrels per

intervenes, and looking for signs

good for anyone," Ramirez said in

day (bpd) of crude in November,

of a slowdown in output from U.S.

an interview, reiterating that Caracas

a figure consistent with October

shale fields that are feeding a global

sees $100 as a 'fair price'.



Thailand Oil & Gas Today Magazine

ผลิตก่อนการประชุมตามตารางครัง้ ถัดไปใน เดือนมิถนุ ายน นายไนมิตอบว่าว่า “จะลด การผลิตท�ำไมล่ ะ ลดท�ำไม” ในขณะเดียวกัน นายรามิเรซกล่าวว่า เวเนซุเอลาจะประเมินว่าควรสนับสนุนข้ อ เรี ยกร้ องให้ มีการประชุมโอเปกรอบฉุกเฉิน หรื อไม่หลังจากได้ เห็นราคาน� ้ำมันในไตรมาส แรกของปี เสียก่อน นายรามิ เ รซยัง กล่า วเสริ ม ด้ ว ยว่ า ขึ ้นอยู่กบั ไนจีเรี ยซึง่ เป็ นผู้น�ำกลุม่ ในขณะนี ้ ว่าจะเรี ยกประเทศสมาชิกประชุมนัดพิเศษ เพื่อรับมือราคาที่ด�ำดิ่งครัง้ นี ้หรื อไม่ นับว่า ปรากฏการณ์ นีไ้ ม่ได้ น่าเป็ นห่วงส�ำหรั บ เฉพาะเวเนซุเอลาเองเพียงประเทศเดียว แต่ ยังเป็ นทีน่ า่ กังวลส�ำหรับประเทศสมาชิกโอเปก ทุกประเทศอีกด้ วย ทั ้งนี ้เมื่อเดือนพฤศจิกายนที่ผ่านมา กลุ่มผู้ผลิตในอ่าวเปอร์ เซียได้ ปฏิเสธข้ อ เรี ยกร้ องของเวเนซุเอลาที่ขอให้ โอเปกปรับ ลดการผลิต ความเห็นของนายไนมิสะท้ อนให้ เห็น ความร้ าวฉานที่ขยายตัวขึ ้นภายในกลุ่ม ประเทศสมาชิกองค์การประเทศผู้สง่ น� ้ำมัน เป็ นสินค้ าออก ทั ้งนี ้เพราะประเทศผู้ผลิต ในอ่าวเปอร์ เซียรายหลักมีเงินสดส�ำรองไว้ ใช้ เอาตัวรอดในช่วงที่ราคาตกต�่ำ ในขณะที่ ประเทศที่มีเศรษฐกิจอ่อนแอกว่าอย่างเวเนซุเอลานัน้ เมื่อราคาน� ้ำมันดิบดิง่ ต�่ำกว่า 100 ดอลลาร์ สหรัฐก็ตกที่นงั่ ล�ำบากแล้ ว นายไนมิกล่าวว่าในเดือนพฤศจิกายนที่ ผ่านมา ซาอุดอิ าระเบียผลิตน� ้ำมันได้ 9.6-9.7 ล้ านบาร์ เรลต่อวัน ซึง่ ตรงกับตัวเลขประมาณ การณ์ในเดือนตุลาคม

น "The oil price has cycles that allow producing countries to build our production capability," he added."Whoever is euphoric and applauding oil prices now is going to have to face the consequences later when there has not been enough capacity built to satisfy international demand."

อีกทังเสริ ้ มว่า “เราคงไม่ปรับปริ มาณ การผลิต เว้ นแต่มีลกู ค้ ารายอื่นมาแจ้ งว่า ต้ องการน� ้ำมันเพิ่ม”

ายอาลี อัลไนมิ รัฐมนตรี น� ้ำมันของ ซาอุดิอาระเบีย ปั ดข้ อเสนอที่แนะ ซาอุดอิ าระเบีย ซึง่ เป็ นผู้สง่ ออกน� ้ำมัน ดิบรายใหญ่ที่สดุ ของโลก ลดปริมาณการผลิต เพื่อกู้ราคาน� ้ำมันที่ตกต�ำ่ สุดในรอบหลายปี ให้ ฟื น้ กลับขึ ้นมา พร้ อมกล่าวว่าปริมาณการผลิต ของราชอาณาจักรยังคงทีต่ ลอดเดือนพฤจิกายน ที่ผา่ นมา

ความเห็นของนายไนมินี ้มีขึ ้นภายหลัง ข้ อมูลสหรัฐฯเผยว่าปริ มาณน� ้ำมันคงคลัง รายสัปดาห์ของสหรัฐฯ เพิม่ ขึ ้นอย่างมากและ โอเปกปรับลดความต้ องการน� ้ำมันดิบของ กลุม่ ในปี พ.ศ. 2558 ลง 280,000 บาร์ เรลต่อ วันจากค่าประมาณการณ์เดิม

ทังนี ้ ้ ความเห็นของนายไนมินอกรอบ การประชุมการเปลีย่ นแปลงสภาพภูมอิ ากาศ ประจ�ำปี ของสหประชาชาติที่กรุงลิมา ประเทศ เปรู นั ้นยังคงเหมือนที่เคยกล่าวว่าในการ ประชุมโอเปก นัน่ คือตลาดจะปรับตัวเข้ าสู่ สมดุลเองโดยที่ซาอุดิอาระเบียไม่ต้องแทรก แซง นับว่าเป็ นจุดยืนที่เปลีย่ นไปจากนโยบาย เดิมของซาอุดอิ าระเบียที่ทำ� หน้ าที่เป็ นผู้รักษา ดุลการผลิต


ทั ้งนี ้ นับตั ้งแต่การประชุมในเดือน พฤศจิกายนครัง้ ดังกล่าว ราคาน� ้ำมันได้ ร่วง ลง 13 ดอลลาร์ สหรัฐแล้ ว แต่เมื่อถูกถาม ว่าคิดว่าจ�ำเป็ นหรื อไม่ที่ต้องลดปริ มาณการ

ทั ้งนี ้ราคาน� ้ำมันได้ ปรับตัวลดลง 5 เปอร์ เซ็นต์จนตกต�่ำสุดตังแต่ ้ ปี 2552


การตัดสินใจของประเทศซาอุดอิ าระเบีย ที่จะปล่อยให้ พลังตลาดท�ำงานไปตามกลไก ส่งผลให้ ราคาในตลาดน� ้ำมันด�ำดิ่ง ในขณะ เดียวกัน ผู้ค้าต่างสงสัยว่าราคาจะต้ องตกต�ำ่ กว่านี ้อีกเท่าใด ซาอุดิอาระเบียจึงจะลงมือ แทรกแซง อีกทังยั ้ งพยายามมองหาสัญญาณ การชะลอปริ มาณการผลิตจากแหล่งผลิต น� ้ำมันดินดานของสหรัฐฯที่ท�ำให้ ปริ มาณ น� ้ำมันยิ่งล้ นตลาด

ส่วนส�ำหรับประเทศเวเนซุเอลา ซึง่ เป็ นประเทศสมาชิกโอเปกที่ดจู ะได้ รับ ผลกระทบรุนแรงที่สดุ ในกลุม่ จากราคาที่ ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง สถานการณ์ ยังคงเลวร้ ายลงเรื่ อยๆ โดยเมื่อวันพุธที่ ผ่านมา ราคาน� ้ำมันดิบส่งออกต่างๆ ของ ประเทศตกลงจนเหลือ 61.92 ดอลลาร์ สหรัฐ ซึง่ ต�่ำที่สดุ ในรอบกว่าห้ าปี นายรามิ เ รซกล่ า วระหว่ า งให้ สัมภาษณ์วา่ “ราคาน� ้ำมันที่ลดลงไม่ได้ ส่งผลดีกบั ใครทังนั ้ น” ้ พร้ อมทังย� ้ ้ำกว่า ราคาว่าที่เวเนซุเอล่ามองว่า “เป็ นธรรม” คือ 100 ดอลลาร์ สหรัฐ ทังนี ้ ้ นายรามิเรซเสริ มว่า “ราคา น� ้ำมันมีวฏั จักรที่ท�ำให้ ประเทศผู้ผลิต สามารถสร้ างก�ำลังการผลิตได้ ” “ใครก็ตามทีด่ ใี จชมชอบราคาน� ้ำมัน ตอนนี ้จะต้ องเผชิญผลกระทบภายหลัง เมือ่ ก�ำลังการผลิตไม่เพียงพอจะตอบสนอง ความต้ องการของนานาประเทศ”.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


International news

Chevron Pulls Out Of $10 Billion Gas Deal with Ukraine

ยูเครนอ่วม เชฟรอนถอนตัวข้อตกลงก๊าซมูลค่าสิบล้านดอลลาร์สหรัฐ


kraine’s bid to rid itself of its dependence on Russian energy just took a huge hit.

Chevron announced that it was pulling out of a deal that it

made with the Ukrainian government to develop shale gas in western Ukraine. The $10 billion deal was signed before the ouster of former Ukrainian President Viktor Yanukovych.

>>Ukrainian President Viktor Yanukovych

Chevron indicated that it was

forward, and informed the Ukrainian

The move is only the latest

Ukraine. In June 2014, Royal Dutch

unsatisfied with the tax regime in

government on December 15 of its

in a series of investment setbacks

Shell decided to suspend operations

Ukraine, after the post-Yanukovych

intention to pull out of the deal.

for multinational oil companies in

on its Yuzivska field, located in eastern

government raised energy taxes.

Ukraine due to the violence between

“We have just terminated that PSA

the Ukrainian government and

(product sharing agreement),”

Russian separatists. The Yuzivska field

said Peter Clark, Chevron’s country

is an 8,000 square kilometer located

manager in Ukraine, according to Kyiv

in Donetsk, an eastern province that

Post. “When it was signed, things

has seen most of the violence in 2014.

had to be done, but not all of them

Shell decided to take a “time out” in

got done.”

order to protect its personnel.

The deal with Chevron was

And in March, ExxonMobil had

signed in November 2013, and called

to put on ice ambitious plans to

for Chevron to invest $350 million

develop offshore gas fields in the Black

over the first two to three years to

Sea after Russia annexed Crimea.

develop Ukraine’s Olesska field in

The Skifska project was expected

the western part of the country. The

to have amounted to a $12 billion

agreement kept open the possibility

investment that could have seen 8

of ramping up investments to $10

to 10 billion cubic meters of natural

billion over the course of Chevron’s

gas produced beginning in 2017. The

50-year lease. The Olesska field was

annexation of Crimea now puts the

expected to produce 10 billion cubic

Skifska reserves, estimated to be in

meters of gas each year when it was

the range of 3 trillion cubic feet, in

up and running.

disputed territory.

But Chevron insisted that it would

Chevron was thought to be

only move forward if the Ukrainian

better situated than Shell since its

government simplified a series of

concession was located in the west,

tax laws. With no action from Kyiv,

far from the fighting. Energy analysts

Chevron has decided it cannot move

predicted that that Chevron’s deal


Thailand Oil & Gas Today Magazine

could be one of the few major gas projects that would be able to survive the crisis with Russia. According to Chevron, Ukraine’s unfriendly tax regime did more to kill off the Olesska project than a brewing civil war in the east has. Still, Chevron’s Peter Clark says that the deal is not entirely dead yet, and the company is still working with the Ukrainian government to see if they can agree on a way forward. In the meantime, Ukraine remains highly dependent on Russia, where it gets about 50 percent of its natural gas. Russia had cut off gas supplies to Ukraine from June through October, but the two sides came to an agreement at the end of October. With the backing of the European Union and the International Monetary Fund, Ukraine and Russia agreed on a price that should ensure smooth deliveries through at least the first quarter of 2015. With winter setting in, that deal likely calmed the nerves of many Ukrainians worried about heating over the next several months. But after several gas deals have fallen through, the longer-term answer for Ukraine’s energy security is much less certain.

วามพยายามของยูเครนที่จะเลิกพึง่ พา พลังงานรัสเซียเสียหายอย่างหนัก

เชฟรอนประกาศถอนตัวจากข้ อตกลง พัฒนาก๊ าซดินดานทางด้ านตะวันตกของ ยูเครนทีไ่ ด้ ท�ำไว้ กบั รัฐบาลยูเครน โดยข้ อตกลง มูลค่าสิบล้ านดอลลาร์ สหรัฐฯ นี ้ลงนามไว้ ตังแต่ ้ ก่อนอดีตนายกรัฐมนตรี วิกเตอร์ ยานู โควิช จะถูกขับไล่ออกจากต�ำแหน่ง ทังนี ้ ้เชฟรอนระบุวา่ ทางบริษัทไม่พอใจ กับระบบภาษี ในยูเครนหลังจากที่รัฐบาล ใหม่ต่อจากสมัยนายยานูโควิชได้ ปรับเพิ่ม ภาษี พลังงาน โดยหนังสือพิมพ์ เคียฟ โพสท์ รายงานว่านายปี เตอร์ คลาร์ ก ผู้จัดการ

ประจ�ำประเทศยูเครนของเชฟรอนกล่าวว่า “เราได้ สิน้ สุดข้ อตกลงแบ่ งปั นการผลิต (พีเอสเอ) ดังกล่ าวแล้ ว ตอนที่ลงนาม ข้ อตกลง มีส่ ิงที่ตกลงกันว่ าจะต้ องท�ำ แต่ กลับมีบางข้ อที่ไม่ ได้ ดำ� เนินการตาม ที่ระบุไว้ ” ข้ อตกลงกั บ เชฟรอนนี ล้ งนามใน เดือนพฤศจิกายน พ.ศ. 2556 และก�ำหนด ให้ เชฟรอนลงทุน 350 ล้ านดอลลาร์ สหรัฐ ในช่ ว งสองสามปี แรกเพื่ อ พัฒ นาแหล่ง โอเลสกา (Olesska) ทางตะวันตกของ ยูเครน โดยข้ อตกลงดังกล่าวเปิ ดช่องทาง ให้ เชฟรอนปรั บเพิ่มเงินลงทุนได้ ถึงหนึ่ง หมื่นล้ านดอลลาร์ สหรัฐตลอดระยะเวลา 50 ปี ตามสัญญาเช่า ทังนี ้ ้คาดกันว่าแหล่ง โอเลสกาจะสามารถผลิตก๊ าซได้ ถึงหนึ่ง หมื่นล้ านลูกบาศก์เมตรต่อปี เมื่อเริ่ มด�ำเนิน การผลิต อย่างไรก็ตาม เชฟรอนยืนยันว่าจะเดิน หน้ าต่อหากรัฐบาลยูเครนลดความซับซ้ อน ของกฎหมายภาษี ลง แต่เมื่ อรั ฐบาลไม่ ตอบสนอง ทางเชฟรอนจึงตัดสินใจว่าไม่ สามารถเดินหน้ าโครงการได้ และแจ้ งรัฐบาล ยูเครนเมื่อวันที่ 15 ธันวาคมที่ผา่ นมาว่าขอ ถอนตัวจากข้ อตกลง

การตัดสินใจถอนตัวดังกล่าวนับเป็ น ความล้ มเหลวในการลงทุนครัง้ ล่าสุดในบรรดา ความล้ มเหลวหลายต่อหลายครัง้ ที่บริ ษัท น� ้ำมันข้ ามชาติหลายรายเคยเผชิญมาก่อน หน้ านี ้แล้ วในยูเครน ตัวอย่างเช่นเมื่อเดือน มิถนุ ายน พ.ศ. 2557 บริ ษัทรอยัล ดัชท์ เชลล์ ตัดสินใจพักปฏิบตั ิการในแหล่งยูซิฟสกา ที่ตงอยู ั ้ ่ทางตะวันออกของยูเครนเนื่องจาก ความรุนแรงที่ปะทุขึ ้นระหว่างรัฐบาลยูเครน และกลุม่ แยกดินแดนชาวรัสเซีย โดยแหล่ง ยูซฟิ สกามีพื ้นที่ 8,000 ตารางกิโลเมตร ตังอยู ้ ่ ในโดเนตสค์ ซึง่ เป็ นจังหวัดทางภาคตะวันออก ที่เผชิญเหตุรุนแรงส่วนมากในปี พ.ศ. 2557 เหตุดังกล่าวท� ำให้ เชลล์ ตัดสินใจ “พั ก ” โครงการเพื่อปกป้องบุคลากรของตน นอกจากนันในเดื ้ อนมีนาคมที่ผา่ นมา บริ ษัทเอ็กซอนโมบิล ต้ องหยุดแผนพัฒนา แหล่งก๊ าซหลายแห่งนอกชายฝั่ งในทะเลด�ำ ภายหลังรัสเซียผนวกไครเมียเข้ าในประเทศ ตน โดยเดิมคาดว่าโครงการสกิฟสกาจะมี เม็ดเงินลงทุนถึง 1.2 หมื่นล้ านดอลลาร์ สหรัฐ และผลิตก๊ าซธรรมชาติได้ ถงึ แปดพันถึงหนึง่ หมื่นล้ านลูกบาศก์เมตรในปี พ.ศ. 2560 แต่ การผนวกดินแดนไครเมียท�ำให้ แหล่งกักเก็บ สกิฟสกาซึง่ ประมาณการณ์ว่ามีก๊าซอยู่ใน ช่วง 3 ล้ านล้ านลูกบาศก์ฟตุ ตกอยู่ในพื ้นที่ พิพาท เดิมที เชฟรอนนันดู ้ มีท�ำเลดีกว่าเชลล์ เนื่องจากสัมปทานอยู่ทางทิศตะวันตกซึ่ง ห่างไกลจากการสู้รบ โดยนักวิเคราะห์ด้าน พลังงานคาดการณ์วา่ ข้ อตกลงของเชฟรอน จะเป็ นโครงการก๊ าซขนาดใหญ่ไม่กี่โครงการ ที่รอดพ้ นวิกฤติระหว่างยูเครนและรัสเซีย ได้

พยายามหารื อกับรัฐบาลยูเครนเพื่อหาวิธี ก้ าวต่อไปร่วมกัน ในขณะเดียวกัน ยูเครนยังคงต้ องพึง่ พา รัสเซียอย่างมากเนื่องจากก๊ าซธรรมชาติ ราว 50 เปอร์ เซ็นต์ภายในประเทศต้ องน�ำเข้ า จากรัสเซีย ทังนี ้ ้รัสเซียได้ ตดั การส่งก๊ าซไป ยังยูเครนตังแต่ ้ เดือนมิถนุ ายนจนถึงตุลาคม ที่ผา่ นมา แต่ตอ่ มาทังสองฝ่ ้ ายสามารถบรรลุ ข้ อตกลงร่ วมกันได้ ช่วงปลายเดือนตุลาคม นอกจากนัน้ ด้ วยการสนับสนุนจากสหภาพ ยุโรปและกองทุนการเงินระหว่างประเทศ ยูเครนและรัสเซียจึงสามารถตกลงราคาที่จะ ช่วยท�ำให้ การขนส่งเป็ นไปโดยราบรื่ นอย่าง น้ อยในช่วงไตรมาสแรกของปี พ.ศ. 2558 ข้ อตกลงนี ้น่าจะช่วยลดความกังวลของชาว ยูเครนจ�ำนวนมากที่ก�ำลังเข้ าสูช่ ว่ งฤดูหนาว และก�ำลังกังวลเรื่ องระบบท�ำความร้ อนใน ช่วงอีกหลายเดือนข้ างหน้ า อย่างไรก็ตาม หลังจากที่ข้อตกลง ก๊ าซล้ มเหลวไปหลายครัง้ หลายครา ค�ำตอบ ด้ านความมัน่ คงทางพลังงานของยูเครน ในระยะยาวนั ้นยิ่งมีความชัดเจนน้ อยลง กว่าเดิม.

อย่างไรก็ตาม ตามค�ำกล่าวอ้ างของ เชฟรอนแล้ ว ระบบภาษี ที่ไม่เป็ นมิตรของ ยูเครนเป็ นมีสว่ นท�ำให้ โครงการโอเลสกาล่ม มากกว่าสงครามกลางเมืองทางด้ านตะวัน ออกของประเทศ แต่กระนั ้น นายปี เตอร์ คลาร์ กของเชฟรอนกล่าวว่าข้ อตกลงนี ้ยัง ไม่ได้ ยกเลิกโดยถาวรและทางบริ ษัทก�ำลัง

Thailand Oil & Gas Today Magazine


Subsea News

Jumbo to Install

Wheatstone Subsea Structures จัมโบ้เตรียมติดตั้งโครงสร้างใต้สมุทรวีทสโตน


umbo has signed a contract with Technip Oceania for the Installation of 13 Subsea Structures for the Chevron Wheatstone Project located offshore Australia. The Subsea Structures comprise of Pipeline Termination Structures (PTSs), SSIV structures, Tee Protection

“This award allows us to

Wheatstone will be developed

continue our long standing relation-

using a subsea gas gatheringsystem

ship with Technip in providing unique

that is tied back to the recently in-

The Manifolds, to be installed

subsea heavy lift solutions. I would

stalled Wheatstone Platform. Gas

at a maximum water depth of 240m,

like to sincerely thank Technip again

will be exported from the platform

weigh up to 564T. Installation will

for the confidence placed in Jumbo

to the onshore LNG facility through

be done by Jumbo’s Fairplayer, a

and we are very much looking for-

a dedicated trunkline.

DP2 Heavy Lift Vessel with 2 x 900T

ward to working together towards

revolving deep-water cranes.

a successful project completion,”

Structures (TPSs) and Drill Centre Manifolds.

Fairplayer is anticipated to com mence its activities offshore Western Australia in April/May 2015. After a full summer season operating in the North Sea and Mediterranean, this project enables Jumbo to continue its offshore activities in the Southern Hemisphere.

said Roddy Lafontaine, Manager of Commerce Offshore.

►Wheatstone Project The Chevron operated Wheatstone Field Development is located in Western Australia and situated 120 Nm North of Onslow. The water depth at site ranges from 73m to 240m.

First gas production/LNG start-up is expected in 2015.


มโบ้ ลงนามสัญญากับเทคนิป โอเชีย เนีย เพือ่ ติดตังโครงสร้ ้ างใต้ สมุทร 13 แห่ง ในโครงการวีทสโตของเชฟรอนนอก ชายฝั่ งออสเตรเลีย โครงสร้ างใต้ สมุทรดังกล่าวประกอบด้ วย โครงสร้ างเชื่อมปลายท่อ (พีทีเอส) โครงสร้ าง แยกวาล์วใต้ สมุทร (เอสเอสไอวี) โครงสร้ าง ปกป้องท่อตัวที (ทีพีเอส) และท่อร่วมประจ�ำ ศูนย์ขดุ เจาะ ท่อร่ วมที่จะติดตั ้งที่ความลึกสูงสุด 240 เมตรนี ้มีน� ้ำหนัก 564 ตันและติดตั ้ง ด้ วยแฟร์ เพลเยอร์ ซึ่งเป็ นเรื อยกของหนัก ที่ใช้ ระบบพิกดั ต�ำแหน่งเคลื่อนที่ 2 ใบพัด ของทางจัมโบ้ มีเครนหมุนได้ สำ� หรับใช้ ตดิ ตัง้ อุปกรณ์ในน� ้ำลึกขนาด900 ตัน 2 ตัว

>Wheatstone Project. Source: PRWeb


Thailand Oil & Gas Today Magazine

รอดดี ลาฟอนเทน ผู้จดั การการค้ า ต่างประเทศ กล่าวว่า “รางวัลนีช้ ่ วยให้ เรา สานต่ อความสัมพันธ์ อนั ยาวนานของเรา และเทคนิปในการมอบโซลูช่ ันด้ านการ ขนวัสดุหนั กใต้ สมุทรที่ไม่ เหมือนใคร ขอขอบคุณเทคนิปมา ณ ที่นีอ้ ีกครั ง้ ที่ ไว้ วางใจจัมโบ้ เราตัง้ หน้ าตัง้ ตารอร่ วม งานกับเทคนิปเพื่อให้ โครงการนีส้ ำ� เร็ จ ลุล่วงด้ วยดี”

คาดว่าแฟร์ เพลเยอร์ จะเริ่ มปฏิบตั กิ าร นอกชายฝั่ งตะวันตกของออสเตรเลียในเดือน เมษายนหรื อพฤษภาคม พ.ศ. 2558 หลัง จากที่ได้ ปฏิบตั ิการในทะเลเหนือและทะเล เมดิเตอร์ เรเนียนมาตลอดทั ้งฤดูร้อนแล้ ว โดยโครงการนีจ้ ะท� ำให้ จัมโบ้ มีโครงการ นอกชายฝั่ งอย่างต่อเนื่องโดยย้ ายลงมาท�ำ ในซีกโลกใต้


โครงการพัฒนาแหล่งก๊ าซวีทสโตน ที่ ด� ำ เนิ น การโดยบริ ษั ท เชฟรอนนี ต้ ัง้ อยู่ ทางทิศตะวันตกของออสเตรเลีย ห่างจาก เมืองออนสโลว์ไปทางเหนือ 120 ไมล์ทะเล น� ้ำบริ เวณดังกล่าวมีความลึกตั ้ง 73 เมตร ถึง 240 เมตร ทังนี ้ ้แหล่งก๊ าซวีทสโตนนี ้จะได้ รับการ พัฒนาด้ วยการใช้ ระบบรวมก๊ าซใต้ สมุทรที่ เชื่อมโยงกลับไปยังแท่นวีทสโตนที่เพิ่งติดตัง้ เสร็จไปเมื่อไม่นานมานี ้โดยก๊ าซที่ได้ มาจะถูก ส่งออกจากแท่นไปยังหน่วยก๊ าซธรรมชาติ เหลวบนชายฝั่ งผ่านท่อขนส่งที่เดินขึ ้นเพื่อ การนี ้โดยเฉพาะ คาดว่าจะเริ่ มผลิตก๊ าซและ ก๊ าซธรรมชาติเหลวได้ ในปี พ.ศ. 2558.

Subsea Technology: Research in Uncharted Waters เทคโนโลยีใต้สมุทร: วิจัยน่านน�้ำที่ยังไม่มีใครเคยส�ำรวจ


t a unique lab in Trondheim, Norway, Siemens researchers are examining how power network components behave when subjected to extreme water pressures. In 2020, such a system will begin supplying energy to large oil and natural gas production sites at a depth of 3,000 meters.

percentage is extracted directly on

plains. “This makes deep-sea facilities

the ocean floor.

much less prone to faults and more cost-efficient than conventional

►Operating on the

systems.” Their only connections to

Ocean Floor

the surface would be a power cable

Lystad believes that in the future

and a pipeline, which could reach land

this ratio will be reversed. “The trend

whenever the facilities are not too

is toward previously unexploited

far offshore. A deep-sea-compatible

deposits in the deep sea and the

power supply could also boost a

Arctic, which are difficult to reach

facility’s production capacity-for

with conventional technology,” he

example, by ensuring that many more

says. Self-sufficient underwater

pumps could be in constant operation.

factories would thus make sense in

“The new technology would enable

such areas. “Although conditions

us to exploit around 60 percent of

on the ocean floor are extreme Siemens technology will supply the pumps and compressors with electricity. By then, individual network components will have to demonstrate that they can withstand the extreme conditions found at depths of at least 3,000 meters under the sea. This is a huge challenge, as researchers have had no experience with network components at such depths, where they

today’s production platforms to the

compared to those on the surface,

ocean floor.”

they are also stable. Temperatures

Such self-sufficient deep-sea factories with their own power supply

stay at around 4° C and there are

a reservoir. We can’t achieve more than 40 percent with current subsea technology,” says Lystad.

no storms or icebergs,” Lystad ex-

systems are not yet available. Although there are already a few facilities that operate on the ocean floor, they are connected to floating platforms and have to be individually supplied

will have to withstand 300 kilograms

with electricity through dozens of

of pressure per square centimeter in

cables. And the raw materials that

perpetual darkness. “Transformers,

the facilities pump out of the ground

frequency converters, and switchgears

are still processed on the surface as

have to operate flawlessly in such

well. Subsea technologies currently

environments. What’s more, they

work only in shallow waters. Moreover,

have to do so for 30 years, because

they are expensive and complex.

it would be difficult to service them

As a result, the majority of the oil

down there,” says Lystad. “Only if

and natural gas produced offshore

electricity flows with absolute reli-

today is still pumped by traditional

ability will it be possible to relocate

production platforms. Only a small

>>Components for a future deep-sea power network, such as these switchgear elements, are tested in a pressure test lab in Trondheim, Norway.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


►Eternal Darkness

A soft hum can be heard in

Transistors, connectors, and

says Lystad. “Basically, we take the com-

the “torture chamber.” Cables and

other components are “tortured” for

ponents apart and look for tiny cracks

connectors are clearly arranged on

up to six months during continuous

or deformations.” The technology

the floor. The researchers have been

operation inside the tube. The engineers

isn’t considered deep-sea compatible

able to use the brand-new Pressure

not only check to see if the components

until the inspectors cannot discover

Test Lab for about a year; previously

can withstand the high pressures and

any faults with their trained eyes.

the building housed an electric heat-

remain functional; they also want to

However, Lystad points out that parts

ing system factory. After donning

determine if the parts wear out after

are not always up to scratch. “It’s a

protective goggles, Lystad walks

20 years of operation. To conduct such

major challenge to find components

slowly through the hall. Next to him

an endurance test, the engineers equip

that can withstand such extreme

is a series of 19 reinforced concrete

the cylinder with a heating loop that

conditions, because no manufacturer

They have already completed

chambers. Each of these small cells

keeps the temperature at a constant

offers products that are especially

their first deep-sea transformer and

has a blue metal door. On each door

95° C to simulate the aging process.

designed for such depths. We are

dipped the huge container into the

hangs a laptop showing diagrams

Once the Siemens experts are done

continuously entering uncharted

sea, even though this “bath” was

and rows of numbers on its display.

“torturing” the components, they


only a test conducted in Trondheim’s

One of the doors is open, revealing

take the parts out of the pressure

harbor. Lystad and his team want to

a silver cylinder in the middle of the

vessel and clean off the oil, which

finish assembling a 35-ton switching

cell. Several cables jut out of the ends

is then filtered and reused. “This is

station this year. The half-finished

of a tube that is about two meters

followed by a mechanical inspection,”

giant stands next to the pressure lab

Once all the parts have passed the tests, they are combined into a network component and firmly screwed onto a platform that is covered with zinc plates to protect it from salt water corrosion. Finally the engineers cover the system with a housing.

long. “These are our pressure vessels,”

in the hall, looking like a submarine

says Lystad as he knocks on one of

in dry dock. A frequency converter,

the cylinders. “Each cylinder consists

which ensures that oil pumps or

of 150 kilograms of solid metal. If

gas compressors are supplied with

we want to test a component, we

the right operating voltage, is to be

put it in the cylinder. We then fill

completed by the end of 2014. At

the cylinder with oil and seal it shut.

that point the assembly will weigh

The pressure is raised to as high as

around 100 tons. “We will then

460 bar.”

combine all three components into a single network for the final test,” says Lystad. During the test they will be submerged into the sea’s eternal

At a depth of 3,000 m e te r s , eve r y square centimeter of a component must withstand 300 kilograms of pressure.

darkness for the first time.

>>Components for the deep sea grid are tested in high pressure cylinders. Each cylinder consists of 150 kilograms of solid metal.

According to Lystad, the oil’s purpose is to distribute the enormous pressure. “Before the grid component is actually lowered underwater, its entire housing is filled with oil,” he says. “This allows us to make the system more compact than conventional air-filled containers. What’s more, we won’t need any complex cooling systems, since the oil dissipates heat.” Lystad walks three steps to the other end of the chamber. “The cell surrounding the cylinder is open at the top and serves as a safety barrier. If anything goes wrong during the pressure tests, the energy will escape through the open top and the pieces will fly against the inside wall,” he says.


Thailand Oil & Gas Today Magazine

ห้ องปฏิ บัติการที่ โดดเด่นไม่ เหมือนใครในเมืองทรอนด์เฮม ประเทศนอร์ เวย์นกั วิจยั ของซี เมนส์ก�ำลังตรวจสอบว่าอุปกรณ์ในข่ายใย พลังงานมีพฤติกรรมอย่างไรภายใต้ แรงดันน� ้ำ มหาศาล ทังนี ้ ้ก็เพราะในปี พ.ศ. 2563 ระบบ ลักษณะนี ้จะเริ่มถูกน�ำมาใช้ สง่ พลังงานไปยัง แหล่งผลิตน� ้ำมันและก๊ าซธรรมชาติขนาดใหญ่ ที่ความลึก 3,000 เมตร เทคโนโลยีใหม่ของซีเมนส์นี ้จะสามารถ ส่งไฟฟ้าไปยังเครื่ องสูบและเครื่ องอัดอากาศ เมื่อถึงเวลานัน้ อุปกรณ์แต่ละชิ ้นในข่ายใย จะต้ องพร้ อมทนสภาพที่สดุ ขั ้วที่ความลึก อย่างน้ อย 3,000 เมตรใต้ ทะเล ซึง่ นับเป็ น ความท้ า ทายอย่า งยิ่ ง เนื่ อ งจากนัก วิ จัย ขาดประสบการณ์ด้านการพัฒนาอุปกรณ์

ที่ผลิตนอกชายฝั่ งส่วนใหญ่ในปั จจุบนั ต้ อง สูบขึ ้นมาด้ วยแท่นผลิตแบบเดิม มีเพียงส่วน น้ อยเท่านันที ้ ่ขดุ เจาะขึ ้นมาจากพื ้นมหาสมุทร โดยตรงเลย ►การด�ำเนินงาน


ลิสตัด เชื่อว่าในอนาคตสัดส่วนข้ างต้ น จะกลับกัน โดยกล่าวว่า “แนวโน้ มเริ่มหันไป สู่แหล่ งทรั พยากรในทะเลลึกและแถบ อาร์ กติกที่ยังไม่ ถูกขุดเจาะมาก่ อน ซึ่ง เข้ าถึงได้ ยากด้ วยเทคโนโลยีแบบเดิม” ดังนัน้ โรงงานใต้ สมุทรที่ด�ำเนินการได้ ด้วย ตนเองจึงเป็ นทางเลือกที่เหมาะสมในพื ้นที่ ดังกล่าวลิสตัดอธิบายว่า “แม้ สภาพที่พืน้

เดิมทีอาคารนี ้เคยเป็ นที่ตงโรงงานผลิ ั้ ตระบบ ให้ ความร้ อนด้ วยไฟฟ้ามาก่อนเมื่อสวมแว่น นิรภัยแล้ ว ลิสตัดก้ าวเดินไปตามโถงที่ราย รอบด้ วยห้ องเสริมคอนกรี ต 19 ห้ อง ห้ องเล็กๆ เหล่านี ้แต่ละห้ องมีประตูเหล็กสีน� ้ำเงิน แขวน แลปท็อปที่แสดงแผนผังและตัวเลขเรี ยงเป็ น แถวบนหน้ าจอ ประตูหนึง่ เปิ ดออก เผยให้ เห็น กระบอกสีเงินกลางห้ อง มีสายเคเบิ ้ลหลายเส้ น ยื่นออกมาจากปลายท่อยาวราวสองเมตรทัง้ สองด้ านลิสตัดอธิบายว่า “นี่คอื กระบอกความ ดันของเรา” พลางเคาะกระบอก “แต่ ละอัน สร้ างขึน้ จากโลหะล้ วนหนัก 150 กิโลกรัม เมื่อต้ องการทดสอบอุปกรณ์ เราก็จะน�ำ มาใส่ ลงในกระบอก จากนัน้ เติมน�ำ้ มันให้ เต็มแล้ วปิ ดไว้ แล้ วจึงเพิ่มความดันให้ สูง ถึง 460 บาร์ ”

ทรานซิสเตอร์ ตัวเชื่อม และอุปกรณ์อนื่ ๆ จะถูกน�ำมา “ทรมาน” นานถึงหกเดือนโดย ท�ำงานไปด้ วยอย่างต่อเนื่องภายในกระบอก นอกจากตรวจสอบดูวา่ อุปกรณ์สามารถต้ าน ทานแรงดันสูงและยังท�ำงานไปด้ วยเท่านัน้ วิศวกรยังต้ องการระบุให้ ได้ อีกด้ วยว่าชิ ้นส่วน จะสึกหรอหลังใช้ งานได้ 20 ปี หรื อไม่ ดังนัน้ เพื่อทดสอบความคงทน วิศวกรจึงติดตังห่ ้ วง ท�ำความร้ อนรอบกระบอกเพื่อคงอุณหภูมิไว้ ที่ 95 องศาเซลเซียสเพื่อจ�ำลองกระบวนการ เพิม่ อายุเมื่อผู้เชี่ยวชาญของซีเมนส์ “ทรมาน” อุปกรณ์เสร็จแล้ ว ก็จะน�ำชิ ้นส่วนออกมาจาก กระบอกความดันแล้ วท�ำความสะอาดคราบ น� ้ำมันออกเพื่อน�ำไปกรองและน�ำกลับไปใช้ ใหม่ ลิสตัดอธิบายว่า “ขัน้ ตอนต่ อไปคือการ ตรวจสอบเครื่องกล หลักๆแล้ วเราจะน�ำ ชิน้ ส่ วนอุปกรณ์ มาส�ำรวจหารอยร้ าวขนาด เล็กหรือส่ วนที่เสียรูปไป” เทคโนโลยีชิ ้นหนึง่ ๆ จะไม่ถือว่าพร้ อมใช้ งานในทะเลลึกจนกว่า ผู้ตรวจสอบที่ได้ รับการฝึ กฝนมาโดยเฉพาะ จะไม่พบส่วนช�ำรุดใดๆ อย่างไรก็ตาม ลิสตัส ชี ้แจงว่าไม่ใช่ชิ ้นส่วนทุกชิ ้นจะน�ำมาใช้ ได้ “การหาชิน้ ส่ วนที่ทนสภาพที่สุดขัว้ เช่ นนี ้ เป็ นความท้ าทายมากเพราะไม่ มีผ้ ูผลิต รายใดผลิตสินค้ าที่ออกแบบมาเพื่อใช้ ที่ความลึกระดับนีโ้ ดยเฉพาะ ดังนัน้ เรา จึงก�ำลังก้ าวเข้ าสู่พืน้ ที่ท่ ียังไม่ เคยมีคน ส�ำรวจมากขึน้ เรื่ อยๆ” ►ความมืดมิดตลอดกาล

ข่ายใยพลังงานที่ใช้ งานที่ความลึกระดับนี ้ซึง่ แปลว่า "อุปกรณ์ เหล่ านีต้ ้ องทานแรงดันได้ 300 กิโลกรัมต่ อตารางเซนติเมตรในความ มืดมิดตลอดกาล ลิสตัดกล่าวว่า หม้ อแปลง เครื่องแปลงความถี่ และสวิทช์ เกียร์ เหล่ านี ้ จะต้ องท�ำงานอย่ างไร้ ท่ตี ใิ นสภาพแวดล้ อม ดังกล่ าว ยิ่งไปกว่ านัน้ ต้ องท�ำงานแบบไม่ ติดขัดเช่ นนีถ้ งึ 30 ปี อีกด้ วย เพราะจะให้ ลง ไปซ่ อมบ�ำรุงใต้ ทะเลคงเป็ นเรื่องยาก ดังนัน้ เราจึงต้ องท�ำให้ ไฟฟ้าไหลได้ คงที่สม�่ำเสมอ แล้ วเท่ านัน้ จึงจะสามารถย้ ายแท่ นการผลิต ทุกวันนีล้ งไปยังพืน้ มหาสมุทรได้ ” อย่างไรก็ตามปั จจุบนั ยังไม่มีโรงงานที่ ด�ำเนินการได้ โดยอิสระด้ วยระบบจ่ายพลังงาน ในตัวเองเช่นนี ้แม้ จะเริ่ มมีหน่วยที่ปฏิบตั กิ าร บนพื ้นมหาสมุทรแล้ ว แต่ก็ยงั ต้ องเชื่อมต่อ กับแท่นบนผิวน� ้ำและรับไฟฟ้ าผ่านสายเคเบิ ้ล นับสิบ อีกทังวั ้ ตถุดิบที่หน่วยเหล่านี ้สูบออก จากพื ้นดินได้ ก็ยงั ต้ องน�ำมาผ่านกระบวนการ เหนือผิวน� ้ำอยูด่ ี จึงกล่าวได้ วา่ เทคโนโลยีใต้ สมุทรในปั จจุบนั นอกจากจะใช้ ได้ เฉพาะใน เขตน� ้ำตื ้นแล้ ว ยังมีราคาแพงและซับซ้ อนอีก ด้ วย นี่เป็ นเหตุให้ น� ้ำมันและก๊ าซธรรมชาติ

มหาสมุทรจะสุดขัว้ เมื่อเทียบกับเหนือผิวน�ำ้ แต่ กม็ คี วามคงที่ นั่นคือมีอุณหภูมคิ งที่ราว 4 องศาเซลเซียส อีกทัง้ ยังไม่ มีพายุและ ภูเขาน�ำ้ แข็งอีกด้ วย ปั จจัยเหล่ านีท้ ำ� ให้หน่ วย ผลิตทะเลลึกมีโอกาสท�ำงานบกพร่ องน้ อย กว่ า อีกทัง้ ยังคุ้มทุนกว่ าระบบแบบเดิมอีก ด้ วย” สิ่งเดียวที่จะเชื่อมโยงหน่วยเหล่านี ้ ขึ ้นมาเหนือผิวน� ้ำคือสายไฟฟ้ าและท่อส่งซึง่ จะ เขื่อมต่อกับภาคพื ้นดินเมื่อใดหน่วยเหล่านี ้อยู่ ไม่หา่ งจากชายฝั่ งเกินไป นอกจากนัน้ แหล่ง จ่ายพลังงานส�ำหรับใช้ ใต้ ทะเลลึกยังสามารถ ช่วยเพิม่ ขีดความสามารถในการผลิตได้ ด้ วย การท�ำให้ มนั่ ใจได้ วา่ จะมีเครื่ องสูบอีกหลาย เครื่ องท�ำงานอยู่ตลอดเวลาเป็ นต้ น ลิสตัด เสริ มว่า “เทคโนโลยีใหม่ นีจ้ ะช่ วยให้ เรา สามารถน�ำทรัพยากรจากแหล่ งกักเก็บได้ ราว 60 เปอร์ เซ็นต์ ซึ่งด้ วยเทคโนโลยีใต้ สมุทรในปั จจุบัน เราน�ำออกมาใช้ ได้ ไม่ เกินเพียง 40 เปอร์ เซ็นต์ เท่ านัน้ ” ใน “ห้ องทรมาน” เราจะได้ ยินเสียง หึง่ เบาๆ บนพื ้นมีสายเคเบิ ้ลและตัวเชื่อมที่ จัดวางอย่างชัดเจน นักวิจยั ได้ ใช้ ห้องปฏิบตั ิ การทดสอบความดันใหม่นี ้มาราวหนึง่ ปี แล้ ว

“ทีค่ วามลึก 3,000 เมตร แต่ละตารางเซนติเมตรของ อุปกรณ์ต้องต้านทานแรง ดัน 300 กิโลกรัม” สิสตัดกล่าวว่า ที่ใส่น� ้ำมันลงไปก็เพื่อ กระจายแรงดันมหาศาล “ก่ อนที่อุปกรณ์ เครือข่ ายส่ งไฟฟ้าจะถูกส่ งลงไปใต้ นำ� ้ ตัวถัง ที่บรรจุอปุ กรณ์ จะต้ องเติมน�ำ้ มันให้ เต็มเสีย ก่ อน วิธีการนีช้ ่ วยให้ ระบบกะทัดรั ดกว่ า ตัวถังที่อัดอากาศแบบเดิม ยิ่งไปกว่ านัน้ เราไปต้ องพึ่งระบบท�ำความเย็นที่ซบั ซ้ อน ใดๆ เพราะน�ำ้ มันกระจายความร้ อนได้ ด”ี ลิสตัดเดินสามก้ าวไปยังห้ องอี กฝั่ งและ กล่าวว่า “ห้ องที่ตงั ้ กระบอกนีเ้ ปิ ดออกด้ าน บนเป็ นตัวป้องกันเพื่อความปลอดภัย หาก เกิดความผิดพลาดระหว่ าทดสอบความดัน พลังงานจะหนีออกด้ านบนที่เปิ ดอยู่และ ชิน้ ส่ วนจะกระเด็นกระแทกผนั งห้ อง ด้ านใน”

เมือ่ ผ่านการทดสอบแล้ ว ชิ ้นส่วนทังหมด ้ จะถูกน�ำมาประกอบลงในอุปกรณ์ข่ายใย และขันเข้ ากับแท่นที่ห้ มุ ด้ วยแผ่นสังกะสีเพื่อ ป้องกันไม่ให้ ถกู น� ้ำทะเลกัด เมื่อเสร็จสิ ้นแล้ ว วิศวกรจึงน�ำระบบนี ้ไปใส่ในตัวถัง ทังนี ้ ้ ทีม วิศวกรได้ สร้ างหม้ อแปลงเครื่องแรกส�ำเร็จแล้ ว และได้ น�ำตัวเครื่ องลงไปแช่ในทะเลแล้ วแม้ วา่ จะทดสอบแค่ในอ่าวเมืองทรอนด์เฮมเท่านัน้ ทังนี ้ ้ลิสตัดและทีมต้ องการจะประกอบสถานี สับเปลีย่ นไฟฟ้ าขนาด 35 ตันให้ แล้ วเสร็จภาย ในปี นี ้ โดยเจ้ าเครื่ องยักษ์ ใหญ่ที่ยงั ไม่เสร็ จ สมบูรณ์นี ้ยังตังอยู ้ ข่ ้ างห้ องปฏิบตั กิ ารความดัน ในโถง ดูคล้ ายกับเรื อด�ำน�ำที่จอดในอูบ่ นบก ส่วนเครื่องแปลงความถี่ ซึง่ มีไว้ เพื่อควบคุมให้ แรงดันไฟฟ้าที่จา่ ยไปยังเครื่ องสูบน� ้ำมันและ เครื่ องอัดก๊ าซถูกต้ องนันจะแล้ ้ วเสร็ จปลาย ปี 2557 ซึ่งเมื่อประกอบแล้ วจะมีน� ้ำหนัก ราว 100 ตัน ลิสตัดกล่าวว่า “เมื่อถึงตอนนัน้ เราจะประกอบอุปกรณ์ ทงั ้ สามชิน้ ลงใน ข่ ายใยเพื่อทดสอบรอบสุดท้ าย” โดย ในการทดสอบนี ้อุปกรณ์เหล่านี ้จะถูกติดตัง้ ที่ก้นทะเลในความมืดสนิทเป็ นครัง้ แรก.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


Did you know?

Jamnagar Refinery



Refinery Complex







Port Arthur Refinery (Motiva Enterprises)




RasTanura Refinery (Saudi Aramco)

08 09 World’s Largest Oil Refineries by Processing Capacity




11 อันดับโรงกลั่นน�้ำมันที่มีก�ำลังการแปรรูปสูงสุดในโลก


he crude oil processing capacity and size of

Refinery in India is the World’s largest oil refinery with

process unit in the refinery is considered to rank

1.2 million barrels per day of output Capacity.

the largest oil refineries in the world. The oil

►01. Jamnagar Refinery (Reliance Industries)

producing or highly oil exporting countries basically sends raw oil to the highly oil importing countries including United States, India, South Korea, China and other populated countries. In that mind, they construct huge oil refineries on the demand of oil and petroleum products. The Crude Oil is including petroleum products such as Gas, Petroleum, Diesel and other fuel for vehicles and machines. Jamnagar


Thailand Oil & Gas Today Magazine

It is a private Crude oil refinery owned by Reliance Industries located in Gujarat in India. In 1999 the refinery was commissioned and with an installed 668,000 bbl/day, later upgraded to 1.24 million bbl/ day capacity. Daily Production (In Barrels): 1,240,000 Location: Jamnagar, India

►02. SK Energy Co., Ltd. Ulsan Refinery

(SK Energy)

SK Energy is a South Korean Company in the Oil and Gas sector, it handles several of Oil related products and trading, the unit in Ulsan is the second largest oil refinery company situated in Ulsan in South Korea. Daily Production (In Barrels): 1,120,000 Location: Ulsan, South Korea

►03. Paraguana Refinery Complex


►11. Baton Rouge Refinery (ExxonMobil)

Paraguana refinery sited in the state of Falcon

Operated by ExxonMobil and one of the

in Venezuela, it was commissioned in 1949, there are

largest in United States, occupying 2,100 acres

three units called Amuay Refinery, Cardon Refinery

and employs over 2,000, it manufactures over

and Bajo Grande Refinery which operated by state

300 products including Gasoline, Diesel, Jet fuel,

owned company Petroleos de Venezuela.

Waxes, Lubricating oils.

Daily Production (In Barrels): 940,000

Daily Production (In Barrels): 502,500

Location: Paraguana, Falcon, Venezuela

Location: Baton Rouge, LA, USA

►04. GS Caltex Yeosu Refinery

(GS Caltex)

This refinery located in Seol in South Korea founded in 1966, owned by Chevron and GS Group, with Petroleum products it served worldwide. Daily Production (In Barrels): 730,000 Location: Yeosu, South Korea

►05. S-OIL Onsan Refinery (S-OIL) S-Oil Onsan Refinery is fourth largest, with many expansions it became one of the largest refinery in the world. Daily Production (In Barrels): 669,000 Location: Ulsan, South Korea

►06. Singapore ExxonMobil The Refinery in Singapore operated by ExxonMobil is located in HarbourFront in Singapore it has over 100 years of history in Singapore in operating in Oil sector. Daily Production (In Barrels): 605,000 Location: Harbourfront Pl, Singapore

►07. Port Arthur Refinery (Motiva


The largest Oil refinery in United States, commissioned in 1902, the recent expansion added 325,000 barrels per day of capacity and total of 600,000 bbl/day. Daily Production (In Barrels): 600,000 Location: Port Arthur, Texas, USA

►08. Baytown Refinery (ExxonMobil) It is the second largest oil refinery in United States, located in Baytown, Texas, operated by Humble Oil Company and started in 1919. Daily Production (In Barrels): 572,500 Location: Baytown, TX, USA

►09. RasTanura Refinery

(Saudi Aramco)

The RasTanura refinery operated by Saudi Aramco, it upgraded its capacity with major expansion projects, located in RasTunara in Saudi Arabia. Daily Production (In Barrels): 550,000 Location: Saudi Arabia

►10. Garyville Refinery (Marathon


It is operated by the Marathon Petroleum Corporation, located in the province of Louisiana, commissioned in 1976, and presently running by over 800 employees. Daily Production (In Barrels): 522,000 Location: Garyville, LA, USA

ำ�ลังการแปรรูปน� ้ำมันดิบและขนาดของหน่วยแปรรูป ของโรงกลัน่ นัน่ เป็ นปั จจัยชี ้วัดในการจัดอันดับว่า โรงกลัน่ ใดมีขนาดใหญ่ที่สดุ ในโลกทังนี ้ ้ประเทศที่ผลิต น� ้ำมันและส่งออกน� ้ำมันมากจะส่งน� ้ำมันดิบไปยังประเทศที่ น�ำเข้ าน� ้ำมันสูง อันได้ แก่ประเทศอย่างสหรัฐอเมริ กา อินเดีย เกาหลีใต้ จีน และประเทศที่มีประชากรมากอื่นๆ ด้ วยเหตุนี ้ ประเทศเหล่านี ้จึงสร้ างโรงกลัน่ น� ้ำมันขนาดใหญ่เพื่อตอบ สนองความต้ องการผลิตภัณฑ์น� ้ำมันและปิ โตรเลียมของตน โดยผลิตภัณฑ์ที่ได้ จากการกลัน่ นี ้ได้ แก่ก๊าซ ปิ โตรเลียม ดีเซล และเชื ้อเพลิงส�ำหรับยานพาหนะและเครื่ องจักรต่างๆ ขณะนี ้ โรงกลัน่ ชัมนครในประเทศอินเดียครองต�ำแหน่งโรงกลัน่ ที่ ใหญ่ทสี่ ดุ ในโลกด้ วยก�ำลังการผลิต 1.2 ล้ านบาร์ เรลต่อวัน ►01.

โรงกลั่นชัมนคร (รีไลแอนซ์ อินดัสทรีส์)

โรงกลัน่ น� ้ำมันดิบเอกชนของรี ไลแอนซ์ อินดัสทรี ส์ แห่งนี ้ตังอยู ้ ใ่ นรัฐคุตราชประเทศอินเดีย โดยได้ รับอนุญาตให้ ด�ำเนินการในปี พ.ศ. 2542 เดิมทีมีก�ำลังการผลิต 668,000 บาร์ เรลต่อวัน ต่อมาภายหลังมีการปรับปรุงพัฒนาจนผลิต ได้ 1.24 ล้ านบาร์ เรลต่อวัน ปริมาณการผลิตต่อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 1,240,000 ที่ตงั ้ : ชัมนคร อินเดีย ►02.

โรงกลั่นอุลซัน บริษัท เอสเค เอเนอร์จี้ จ�ำกัด (เอสเค เอเนอร์จี้)

บริษัทน� ้ำมันและก๊ าซสัญชาติเกาหลีใต้ เอสเค เอเนอร์ จี ้ ค้ าผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวข้ องกับน� ้ำมันหลายชนิด โดยหน่วยกลัน่ ที่ตงอยู ั ้ ใ่ นเมืองอุลซัน ประเทศเกาหลีใต้ เป็ นโรงกลัน่ ที่มีขนาด ใหญ่เป็ นอันดับสอง ปริมาณการผลิตต่อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 1,120,000 ที่ตงั ้ : อุลซัน เกาหลีใต้ ►03.

กลุ่มกลั่นน�้ำมันปารากวานา (พีดีวีเอสเอ)

โรงกลัน่ ปารากวานาแห่งนี ้ตังอยู ้ ใ่ นรัฐฟั ลกอนประเทศ เวเนซุเอลา ได้ รับอนุญาตให้ ด�ำเนินการในปี พ.ศ. 2492 และ มีหน่วยกลัน่ รวมทังสิ ้ ้นสามหน่วย ได้ แก่ หน่วยอามวย หน่วย การ์ ดอน และหน่วยบาโฆ กรันเด โดยทังหมดนี ้ ้ด�ำเนินการโดย บริ ษัทของรัฐชื่อปิ โตรเลโอส เด เวเนซุเอลา ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 940,000 ที่ตงั ้ : ปารากวานา ฟั ลกอน เวเนซุเอลา ►04.

โรงกลั่น จีเอส คาลเท็กซ์ ยอซู (จีเอส คาลเท็กซ์)

โรงกลัน่ ในกรุงโซล เกาหลีใต้ แห่งนี ้ก่อตังขึ ้ ้นในปี พ.ศ. 2509 มีเชฟรอนและจีเอส กรุ๊ปเป็ นเจ้ าของ ปั จจุบนั ผลิตสินค้ า ปิ โตรเลียมส่งจ�ำหน่ายทัว่ โลก ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 730,000 ที่ตงั ้ : ยอซู เกาหลีใต้


โรงกลั่นเอส- ออยล์ ออนซัน (เอส-ออยล์)

โรงกลัน่ เอส-ออยล์ ออนซัน เป็ นโรงกลัน่ ที่มีขนาดใหญ่ เป็ นอันดับสีแ่ ละมีการขยายต่อเติมหลายครัง้ จนกลายมาเป็ น โรงกลัน่ ที่ใหญ่ที่สดุ ในโลกแห่งหนึง่ ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 669,000 ที่ตงั ้ : ปารากวานา อุลซัน เกาหลีใต้ ►06.

เอ็กซอนโมบิล สิงคโปร์

โรงกลัน่ ในสิงคโปร์ แห่งนี ้ด�ำเนินการโดยเอ็กซอนโมบิล และตังอยู ้ ่ที่เขตฮาร์ เบอร์ ฟรอนต์ในสิงคโปร์ ทังนี ้ ้บริ ษัทนี ้มี ประวัตทิ �ำการในประเทศสิงคโปร์ กว่า 100 ปี แล้ ว ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 605,000 ที่ตงั ้ : ฮาร์ เบอร์ ฟรอนต์ เพลซ สิงคโปร์ ►07.

โรงกลั่นพอร์ท อาเทอร์ (โมทิวา เอ็นเทอร์ไพรซิส)

โรงกลัน่ แหล่งนี ้เป็ นโรงกลัน่ ที่มีขนาดใหญ่ที่สดุ ใน สหรัฐอเมริ กา ได้ รับอนุญาตให้ เริ่ มผลิตในปี พ.ศ. 2445 ภายหลังมีการขยายต่อเติมท�ำให้ ก�ำลังการผลิตเพิม่ ขึ ้น 325,000 บาร์ เรลต่อวันเป็ น 600,000 บาร์ เรลต่อวัน ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 600,000 ที่ตงั ้ : พอร์ ท อาเทอร์ เท็กซัส สหรัฐอเมริ กา ►08.

โรงกลั่นเบย์ทาวน์ (เอ็กซอนโมบิล)

โรงกลัน่ แห่งนี ้มีขนาดใหญ่เป็ นอันดับสองในสหรัฐอเมริกา โดยโรงกลัน่ นี ้ตังอยู ้ ่ที่เมืองเบย์ทาวน์ รัฐเท็กซัส ด�ำเนินการ โดยบริ ษัทฮัมเบิล ออยล์ และเริ่ มผลิตตั ้งแต่ปีพ.ศ. 2462 เป็ นต้ นมา ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 572,000 ที่ตงั ้ : เบย์ทาวน์ เท็กซัส สหรัฐอเมริ กา ►09.

โรงกลั่นราซ ทานูรา (ซาอุดิ อารัมโค)

โรงกลัน่ ราซ ทานูราด�ำเนินการโดยซาอุดิ อารัมโค ก่อนหน้ านี ้ได้ มีโครงการต่อเติมขนาดใหญ่เพื่อปรับปรุ ง เพิ่มก�ำลังการผลิต โรงกลัน่ แห่งนี ้ตังอยู ้ ใ่ นเมืองราซ ทานูรา ประเทศซาอุดอิ าระเบีย ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 550,000 ที่ตงั ้ : ซาอุดอิ าระเบีย ►10.

โรงกลั่นแกรีวิลล์ (มาราธอน ปิโตรเลียม)

โรงกลัน่ ในรัฐลุยเซียนาแห่งนี ้ด�ำเนินการโดยมาราธอน ปิ โตรเลียม คอร์ ปอเรชัน และได้ รับอนุญาตให้ เริ่ มการผลิต ในปี พ.ศ. 2519 ปั จจุบนั ด�ำเนินการโดยมีพนักงานกว่า 800 คน ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 522,000 ที่ตงั ้ : แกรี วิลล์ ลุยเซียนา สหรัฐอเมริ กา ►11.

โรงกลั่นบาทอน รูจ (เอ็กซอนโมบิล)

โรงกลัน่ แห่งนี ้ด�ำเนินการโดยเอ็กซอนโมบิลและเป็ น โรงกลัน่ ที่ใหญ่ที่สดุ ในสหรัฐอเมริ กาแห่งหนึง่ มีพื ้นที่ทงสิ ั ้ ้น 2,100 เอเคอร์ และมีพนักงานกว่า 2,000 ราย ปั จจุบนั ผลิต สินค้ ามากกว่า 300 รายการ รวมไปถึงผลิตภัณฑ์แกโซลีน ดีเซล เชื ้อเพลิงเครื่องยนต์ไอพ่น แว็กซ์ และน� ้ำมันหล่อลืน่ ปริมาณการผลิตต่ อวัน (หน่ วยเป็ นบาร์ เรล): 502,500 ที่ตงั ้ : บาทอน รูจ ลุยเซียนาสหรัฐอเมริ กา. Thailand Oil & Gas Today Magazine


Engineers Corner

How Does

Measurement-While-Drilling (MWD) Work? มุมวิศวกร:การวัดค่าขณะขุดเจาะมีกลไกอย่างไร


s drilling has become more complex, with horizontal and directional drills increasing in numbers, well logging has also had to adapt and improve. MeasurementWhile-Drilling (or MWD) is a type of well logging that incorporates the measurement tools into the drillstring and provides real-time information to help with steering the drill.

Once a well angle exceeds 60 degrees, the logging tools can no longer be pushed through the well to retrieve information, making conventional logging tools ineffective. Originally designed in the 1980s to overcome well logging challenges of wells being drilled at extreme angles, MWD is a type of Logging-While-Drilling (LWD) where tools are encompassed in a single module in the steering tool of the drillstring, at the end of the drilling pparatus (or the bottom hole assembly). Providing wellbore position, drillbit information and directional data, as well as real-time drilling information, MWD uses gyroscopes, magnetometers and accelerometers to determine borehole inclination and azimuth during the actual drilling. The data is then transmitted to the surface through pulses through the mud column (mud pulse) and electromagnetic telemetry. Decoded at the surface, the data can also be transmitted to an offsite location immediately.


Thailand Oil & Gas Today Magazine

>>OnTrak MWD Tool.Source: C. A. D. E.

With such precise wells being drilled, MWD aids drilling engineers with real-time information so that they can make important decisions while drilling. Geosteering is a relatively new concept of positioning wells according to the geological features in the reservoir obtained through MWD. Now, video is even available to help in the process.

นื่องด้ วยการขุดเจาะทวีความซับซ้ อนอย่างต่อเนื่อง มีทงั ้ เครื่ องเจาะแนวนอนและเครื่ องเจาะเป็ นมุมเอียงเพิ่มขึ ้น มากมาย การหยัง่ ธรณีหลุมเจาะจึงต้ องปรับปรุ งและ พัฒนาให้ ทนั กัน จึงเป็ นที่มาของการวัดค่าขณะขุดเจาะ (เอ็มดับเบิลยูดี) ซึง่ เป็ นวิธีการหยัง่ ธรณีหลุมเจาะที่นำ� เครื่ อง มือวัดต่างๆ มาใส่ในอุปกรณ์ก้านเจาะให้ ได้ ข้อมูลตามเวลา จริ งเพื่อช่วยก�ำหนดทิศทางหัวเจาะ

60 องศา เครื่ องมือหยัง่ ธรณีหลุมเจาะจะไม่สามารถ ผ่านลงไปในบ่อเพื่อเก็บข้ อมูลได้ เป็ นเหตุให้ ใช้ เครื่องมือบันทึก ข้ อมูลแบบเดิมๆ ไม่ได้ ท�ำให้ ต้องใช้ การวัดค่าขณะขุดเจาะ ซึง่ ออกแบบขึ ้นในช่วงปี พ.ศ. 2523 เพื่อแก้ ปัญหาการหยัง่ ธรณีหลุมที่เจาะด้ วยองศาลาดเอียงจัด โดยการวัดค่าขณะ จุดเจาะนี ้เป็ นการหยัง่ ธรณีระหว่างขุดเจาะ (แอลดับเบิล ยูดี) รู ปแบบหนึง่ ที่ผสานเครื่ องมือต่างๆ เป็ นชิ ้นส่วนเดียว เพื่อใส่ในอุปกรณ์ควบคุมทิศทางในก้ านเจาะที่สว่ นปลายข องอุปกรณ์ขดุ เจาะ (หรื ออุปกรณ์ก้นหลุม) การวัดค่าขณะขุดเจาะใช้ ไจโรสโคปเครื่ องวัดความ เข้ มสนามแม่เหล็กโลก และเครื่ องวัดความเร่ ง เพื่อระบุ ความเอียงของรูที่เจาะและมุมอะซิมทุ ระหว่างขุดเจาะจริ ง ท�ำให้ ได้ ตำ� แหน่งหลุมเจาะ ข้ อมูลหัวเจาะ และข้ อมูลทิศทาง รวมไปถึงข้ อมูลการเจาะตามเวลาจริ ง จากนัน้ ข้ อมูลเหล่านี ้ จะถูกส่งไปยังพื ้นผิวผ่านคลื่นผ่านแท่งน�ำ้ โคลนขุดเจาะ

(คลื่นน� ้ำโคลนขุดเจาะ) และ การวัดและส่งข้ อมูลทางไกล ด้ วยแม่เหล็กไฟฟ้าก่อนน�ำไปถอดรหัสต่อไป โดยข้ อมูล เหล่านี ้สามารถส่งไปยังพื ้นทีน่ อกบริเวณขุดเจาะได้ ทนั ที เนื่องจากบ่อที่ขดุ ในปั จจุบนั นั ้นมีความเที่ยงตรงสูง การวัดค่าขณะขุดเจาะนี ้สามารถช่วยให้ วิศวกรขุดเจาะ มีข้อมูลตามเวลาจริ งเพื่อให้ ตดั สินใจเรื่ องส�ำคัญๆ ระหว่าง ขุดเจาะได้ ทนั ท่วงที ทั ้งนี ้ การเปลี่ยนองศาขุดเจาะหรื อ การขุดเจาะบ่อโดยใช้ ข้อมูลลักษณะทางธรณีวิทยาของ แหล่งกักเก็บปิ โตรเลียมจากการวัดค่าขณะขุดเจาะนั ้น ยังนับเป็ นแนวคิดที่คอ่ นข้ างใหม่ โดยในปั จจุบนั เริ่ มมีการใช้ วิดีโอช่วยในกระบวนการนี ้ด้ วย.

Thailand Oil & Gas Today Magazine


Safety Solutions


And Worker Safety แฟร็กกิง กับ ความปลอดภัยของพนักงาน


ydraulic fracturing – or “fracking,” as it is often referred to – is the process of drilling deep beneath the earth’s surface to crack, or fracture, rock formations to access oil and natural gas deposits. The process is not new, but advancements in technology spurred a recent boom and vaulted the United States to No. 1 status among the world’s oil and gas producers.Wherever fracking exists, so too does a need for safety.

According to OSHA, 823 workers in the oil and gas extraction industry were killed on the job from 2003 to 2010. The fatality rate was about 7 times greater than for all other industries, and hazards ranged from chemical exposures to vehicle crashes. Some questions about fracking – such as the long-term health effects of silica exposure on workers – might not be fully answered for decades.

and health hazards.

But OSHA and NIOSH have stepped

Oil and gas workers could be

forward to provide hazard alerts

subject to many dangerous conditions,

and possible solutions, and those

according to OSHA, including:

who work in the industry say the

• Vehicle crashes

emphasis on safety and health is greater than ever. In the meantime, new supplies

• Struck-by/caught-in/

of oil and natural gas continue to

caught-between hazards • Explosions and fires

flow, satisfying a public that is hungry

• Falls

for both.

• Confined spaces

►Identifying hazards

• Chemical exposures

In a rapidly growing industry,

to airborne silica as a worker health hazard. Researchers collected 116 full-shift air samples at fracking sites in Arkansas, Colorado, North Dakota, Pennsylvania and Texas. Of

of 17 samples exceeded NIOSH’s

the samples, 79 percent had silica

recommended exposure limit.

exposures greater than NIOSH’s recommended level of 0.05 milligrams per cubic meter. The agency also delved into other possible risks during flowback operations – when process fluids

Keith Wrightson serves as worker safety and health advocate for Public Citizen, a Washington-based advocacy group that has called for an end to fracking. He said it concerns

are collected on the surface after

him that companies do not have to

fracking – and found that workers

specify which chemicals they use in

gauging tanks could be exposed to

their fracking fluids, and it upsets him

OSHA and NIOSH have tried to keep

NIOSH recently conducted field

higher-than-recommended levels of

even more that crystalline silica – a

pace by identifying worker safety

studies that identified overexposure

benzene, a known carcinogen. Fifteen

known hazard – is prevalent.


Thailand Oil & Gas Today Magazine

“My major issue is, there’s only 20 or 30 or 40 years, depending on who you believe, of this stuff available,” Goldstein said. “Are we really better off rushing ahead now? Are we better off doing it from this year for the next 30 years, or doing it five years from now for the 30 years beyond that? We just haven’t looked at that. We don’t look at these things.”

In the long term, both agencies have teamed with industry trade associations, companies and experts on a Respirable Silica Focus Group to help determine lasting solutions. In addition, NIOSH is designing conceptual engineering controls and searching for industry partners to help test those controls, as well as partners to research other chemical hazards. Answers can be tough to come by because fracking sites can vary markedly from one site to the next, even in the same geographic region, Goldstein said. “It’s really hard to know what’s “Over the last 10 years, the

So once it’s down there, it’s down

going on when these are individual

oil and gas and fracking industries

there. It doesn’t go anywhere. …

small sites,” Goldstein said. “Now, you

have begun to expand, so now we

And, over time, that starts to rip

may have a thousand or a couple of

can make the assumption or the

and tear inside of your lungs, and

thousand or 10,000 individual small

takeaway that exposure to silica is

you develop silicosis.”

sites, so it’s a big industry. But it’s not like the big industry is a major

also occurring at the same rate,” Wrightson said. “As more and more states allow fracking operations,

►Rapid pace In the short term, OSHA and

more and more people are going to

NIOSH recommend protecting work-

be exposed to the silica sand.”

ers from silica exposure by collecting

The effects of that exposure could be stark, Wrightson said. He has pushed for OSHA to update its hazard alert on silica and its effects on the fracking industry. “It’s granular sand,” Wrightson said. “It gets stuck in your lungs.

respirable dust samples, applying water to roads and around the well site to reduce dust, limiting the number of workers and time spent by workers in areas where dust and silica levels might be high, providing respiratory protection when necessary, and

refinery that has 4,000 or 5,000 workers and has all of the oversight that you would expect there.” Meanwhile, fracking continues to take place at a furious pace. Goldstein questioned the speed of the process for a finite supply of oil. He said waiting for further research and clearer answers could keep workers safer in the long run.

ารท�ำให้ หนิ แตกด้ วยแรงดันของเหลว หรื อที่มกั เรี ยกกันว่า "แฟร็ กกิง" นันเป็ ้ นกระบวนการขุดเจาะลงไปใต้ ผิวโลกเพื่อเจาะหินให้ แตกออกและเข้ าถึง น� ำ้ มันและก๊ าซธรรมชาติที่กักเก็ บอยู่ได้ กระบวนการนี ้ไม่ใช่สงิ่ ใหม่ แต่ความก้ าวหน้ า ทางเทคโนโลยีที่เกิดขึ ้นท�ำให้ แฟร็ กกิงกลาย เป็ นกระแสนิยมในช่วงที่ผ่านมาและดีด สหรัฐอเมริ กาขึ ้นแท่นหมายเลขหนึ่งของ โลกในบรรดาประเภทผู้ผลิตน� ้ำมันและก๊ าซ อย่างไรก็ตาม ที่ใดที่มีการใช้ เทคนิคนี ้ก็ยอ่ ม ต้ องมีการดูแลความปลอดภัยด้ วย ตามสถิตขิ องคณะความปลอดภัยและ อาชีวอนามัย ระหว่างปี พ.ศ. 2546-2553 มีพนักงานในอุตสาหกรรมขุดเจาะน� ้ำมัน และก๊ าซเสียชีวิตระหว่างท�ำงานทังสิ ้ ้น 823 ราย อัตราการเสียชีวิตดังกล่าวนี ้สูงกว่า อุตสาหกรรมอื่นใดราว 7 เท่า โดยอันตราย ที่เกิดขึ ้นมีตงแต่ ั ้ การสัมผัสสารเคมีไปจนถึง อุบตั เิ หตุยานพาหนะชน ถึงแม้ วา่ ค�ำถามต่างๆ เกี่ยวกับแฟร็กกิง เช่น ผลระยะยาวต่อสุขภาพของคนงาน จากการได้ รับซิลกิ า อาจไม่มีค�ำตอบสมบูรณ์ มานับทศวรรษแล้ ว แต่คณะความปลอดภัย และอาชีวอนามัยและสถาบันความปลอดภัย และอาชีวอนามัยแห่งชาติของสหรัฐอเมริ กา ก็ได้ ออกประกาศค�ำเตือนอันตรายที่อาจ เกิดขึ ้นและเสนอทางแก้ ที่น�ำไปใช้ ได้ อีกทัง้ ผู้ที่ท�ำงานในอุตสาหกรรมนี ้ก็ต่างกล่าวว่า ในขณะนี ้ความปลอดภัยและสุขภาพเป็ น ประเด็นทีต่ ้ องให้ ความส�ำคัญมากกว่าทีเ่ คย ในขณะเดียวกัน น� ้ำมันและก๊ าซก็ยงั คงมีการผลิตออกมาอย่างต่อเนื่องเพื่อตอบ สนองภาคสาธารณะที่ต้องการใช้ พลังงาน ทังสองรู ้ ปแบบ

several other measures. Thailand Oil & Gas Today Magazine




คณะความปลอดภัยและอาชีวอนามัย และสถาบันความปลอดภัยและอาชีวอนามัย แห่งชาติของสหรัฐอเมริ กาพยายามก้ าวตาม ให้ ทนั อุตสาหกรรมที่เติบโตอย่างรวดเร็วด้ วย การประกาศเตือนอันตรายที่อาจเกิดขึ ้นต่อ ความปลอดภัยและสุขภาพของคนงานได้ ตามประกาศเตือนของคณะความ ปลอดภัยและอาชีวอนามัย พนักงานด้ าน น� ้ำมันและก๊ าซมีความเสี่ยงได้ รับอันตราย จากสิง่ ต่อไปนี ้: • ยานพาหนะชนกัน

• การถูกกระแทกและร่ างกายเข้ าไป ติดในหรื อระหว่างเครื่ องจักร

ไรท์สนั อธิบายเสริ มว่าผลจากการได้ รับสารดังกล่าวนันร้ ้ ายแรง จึงเป็ นเหตุให้ เขา ผลักดันให้ คณะความปลอดภัยและอาชีว อนามัยปรับปรุงประกาศค�ำเตือนเรื่ องซิลกิ า และผลของสารนี ้ต่ออุตสาหกรรมแฟร็กกิง

• การระเบิดและอัคคีภยั • การพลัดตก • พื ้นที่แคบ

ทังนี ้ ้ไรท์สนั อธิบายว่า "สารนีเ้ ป็ นเม็ด ทรายและเข้ าไปสะสมในปอด ดังนัน้ เมื่อ สูดเข้ าไปแล้ วก็จะค้ างอยู่ในปอด ไม่ ขับ ออกไปไหน เมื่อเวลาผ่ านไปเม็ดทราย เหล่ านีก้ จ็ ะเริ่มฉีกเนือ้ เยื่อในปอด ท�ำให้ เป็ นโรคฝุ่ นหินจับปอด"

• การสัมผัสสารเคมี เมื่อไม่นานมานี ้สถาบันความปลอดภัย และอาชีวอนามัยแห่งชาติได้ ทำ� วิจยั ภาคสนาม หลายชิ ้นที่ชี ้ว่าการได้ รับซิลกิ าที่ลอยในอากาศ มากเกินไปนันเป็ ้ นอันตรายต่อสุขภาพของ คนงาน โดยนักวิจยั ได้ เก็บตัวอย่างอากาศเต็ม กะท�ำงาน 116 ตัวอย่างจากแหล่งแฟร็ กกิง ในรัฐอาร์ คนั ซอ โคโรลาโด นอร์ ท ดาโกตา เพนซิลเวเนี ย และเท็กซัส จากตัวอย่าง ทั ้งหมดพบว่าร้ อยละ 79 เปอร์ เซ็นต์ได้ รับ ซิลิกาเกินกว่า 0.05 มิลลิกรัมต่อลูกบาศก์ เมตร ซึง่ เป็ นระดับที่สถาบันความปลอดภัย และอาชีวอนามัยแห่งชาติแนะน�ำ ทังนี ้ ้ทางสถาบันยังได้ ศกึ ษาความเสีย่ ง อื่นๆ ที่อาจเกิดขึ ้นระหว่างปฏิบตั กิ ารเมื่อของ เหลวไหลกลับขึ ้นมาหรื อการเก็บของเหลวที่ เกิดจากกระบวนการบนผิวดินหลังการแฟร็กกิง และพบว่าคนงานที่วดั ปริมาณในถังอาจได้ รับ เบนซีนซึง่ เป็ นสารก่อมะเร็งเกินระดับที่แนะน�ำ โดย 15 ตัวอย่างจากตัวอย่างทั ้งหมด 17 ตัวอย่างนันล้ ้ วนมีได้ รับสารเคมีเกินที่สถาบัน ความปลอดภัยและอาชีวอนามัยแห่งชาติ แนะน�ำทังสิ ้ ้น นายคีท ไรท์สนั นักเรี ยกร้ องเพื่อความ ปลอดภัยและสุขภาพของพนักงานให้ แก่ กลุม่ พับลิก ซิตเิ ซ็น ซึง่ เป็ นกลุม่ เรี ยกร้ องสิทธิ ในวอชิงตันที่เรี ยกร้ องให้ ยุติการแฟร็ กกิง 36


กล่าวว่าเขากังวลที่บริ ษัททังหลายไม่ ้ จ�ำเป็ น ต้ องระบุวา่ ใช้ สารเคมีอะไรในของเหลวที่ใช้ ในการแฟร็ กกิง และยิ่งกว่านัน้ ซิลิกาผลึก ซึง่ เป็ นที่ยอมรับกันว่าเป็ นสารอันตรายยังมี อยูด่ าษดื่น ไรท์สนั กล่าวว่า "ในช่ วงสิบปี ที่ผ่าน มานี ้ อุตสาหกรรมน�ำ้ มันและก๊ าซและ อุตสาหกรรมแฟร็กกิงได้ เริ่มขยายตัว ดัง นัน้ เราจึงสามารถสันนิษฐานหรือสรุ ปได้ แล้ วว่ าการได้ รับซิลิกานัน้ ก็เพิ่มขึน้ มาก พอๆกัน ยิ่งจ�ำนวนรั ฐที่อนุ ญาตให้ ท�ำ แฟร็กกิงได้ เพิ่มขึน้ ผู้คนที่จะได้ รับทราย ซิลกิ าก็จะยิ่งเพิ่มขึน้ มากตามไปด้ วย"

Thailand Oil & Gas Today Magazine

ในระยะสัน้ คณะความปลอดภัยและ อาชีวอนามัยและสถาบันความปลอดภัย และอาชีวอนามัยแห่งชาติได้ แนะให้ บริ ษัท ป้ องกั น พนั ก งานจากการได้ รั บ ซิ ลิ ก า ด้ วยการเก็บตัวอย่างผงที่สดู ดมเข้ าไปได้ ราดน� ้ำบนถนนและรอบบริ เวณบ่อเพื่อลด ผงฝุ่ น และจ�ำกัดจ�ำนวนคนงานและเวลา ปฏิบตั งิ านในพื ้นที่ที่อาจมีระดับฝุ่ นและซิลกิ า สูง นอกจากนันยั ้ งแนะน�ำให้ ใช้ เครื่ องป้องกัน ระบบหายใจเมื่อจ�ำเป็ น รวมไปถึงมาตรการ อื่นๆ อีกหลายประการ ส่วนในระยะยาวนัน้ หน่วยงานทังสอง ้ ได้ ร่วมกับองค์กรการค้ าอุตสาหกรรม บริ ษัท ห้ างร้ าน และผู้เชี่ยวชาญจัดสนทนากลุ่ม ซิลกิ าที่สดู ดมได้ เพื่อช่วยหาทางออกที่ยงั่ ยืน นอกจากนั ้น สถาบันความปลอดภัยและ อาชีวอนามัยแห่งชาติก็อยู่ระหว่างการร่ าง ออกแบบเครื่ องมือควบคุมวิศวกรรมและมอง หาหุ้นส่วนในภาคอุตสาหกรรมเพื่อช่วย ทดสอบเครื่ องมือควบคุมเหล่านี ้ รวมถึงหุ้น ส่วนร่วมวิจยั อันตรายอื่นๆ จากสารเคมี

โกลด์สไตน์กล่าวว่า ค�ำตอบอาจไม่ได้ หาได้ ง่ายดายเพราะสถานที่แฟร็ กกิงแต่ละ แห่งล้ วนต่างกันออกไป แม้ แต่ในภูมิภาค เดียวกัน นอกจากนัน้ โกลด์ ส ไตน์ ยัง กล่า ว อี กว่า "เราแทบไม่ มี ท างรู้ เลยว่ า เกิด อะไรขึน้ บ้ างเพราะแหล่ งเหล่ านีแ้ ต่ ละ แหล่ งมีขนาดเล็ก ขณะนีม้ ีแหล่ งแฟร็กกิง 1,000-2,000 แห่ ง หรื ออาจจะเป็ นหมื่น แห่ งด้ วยซ�ำ้ เป็ นอุตสาหกรรมที่ใหญ่ มาก แต่ กลับไม่ เหมือนอุตสาหกรรมใหญ่ อ่ นื ๆ เช่ นโรงกลั่นขนาดใหญ่ ท่ อี าจมีพนักงาน 4,000-5,000 คนก็จริง แต่ มีการควบคุม ดูแลที่ควรจะมีครบถ้ วน" ในขณะเดียวกัน การท�ำแฟร็ กกิงก็ยงั คงเพิ่มขึ ้นอย่างรวดเร็ว นี่เป็ นสาเหตุให้ โกลด์สไตน์ตงค� ั ้ ำถาม เกี่ยวกับความเร็ วในการขุดเจาะปริ มาณ น� ้ำมันที่มีอยู่อย่างจ�ำกัด โดยกล่าวว่าหาก เรารอท�ำวิจยั เพิ่มเติมจนได้ ค�ำตอบที่ชดั แจ้ ง กว่าเดิมเสียก่อนน่าจะท�ำให้ คนงานปลอดภัย มากขึ ้นในระยะยาว โกลด์สไตน์กล่าวว่า "ปั ญหาส�ำหรับผม ก็คือเรามีน� ้ำมันเหลือเพียง 20, 30 หรื อ 40 ปี เท่านัน้ ขึ ้นอยูก่ บั ว่าคุณเชื่อแหล่งไหน การเร่ง ท�ำแฟร็กกิงตอนนี ้ดีแล้ วจริ งหรื อ อันไหนจะดี กว่าระหว่างเริ่ มท�ำตอนนี ้แล้ วมีเวลาท�ำต่อไป อีก 30 ปี หรื อรออีกเสีย 5 ปี แล้ วค่อยท�ำต่อ จากนัน้ ซึง่ อาจท�ำไปได้ อีก 30 ปี หรื อมากกว่า นัน้ ตอนนี ้เรายังไม่ได้ มองความเป็ นไปได้ นี ้ ยังไม่ศกึ ษาสิง่ เหล่านี ้เลย".

Product And Technology News

Thailand Oil & Gas Today Magazine


Event Highlight

Thailand Oil&Gas Roadshows 2015 Date of Event: 22 – 23 July 2015 Venue: Golden City Rayong Hotel, Rayong, Thailand. Organizer: Quikfairs Thailand


hailand Oil&Gas Roadshows 2015 are the series of travelling exhibition and seminar the only specialized oil & gas technology and petrochemical technology event in Thailand that brings together both upstream and

downstream oil & gas companies and also its supporting industries gathered in the eastern of Thailand to showcase the latest developments in the oil and gas and petrochemical industry.

For more information please email to or Tel: +662-513-1418

วิกแฟร์ ประเทศไทย ภายใต้ บริ ษัท ไฟร์ เวิร์คส มีเดีย ไทยแลนด์ จ�ำกัด ได้ จดั งานแสดงสินค้ าและประชุม สัมมนาแบบสัญจร ภายใต้ ชื่องาน "Thailand Oil & Gas Roadshow 2015" ณ ห้ องสร้ อยทอง โรงแรม โกลเด้ นซิตื ้ ระยอง ในวันที่ 22-23 กรกฏาคม 2557 เวลา 10.00-17.00 น. เนื่องด้ วยงาน Thailand Oil & Gas Roadshows 2015 เป็ นงานแสดงสินค้ าและประชุมสัมมนาแบบสัญจร โดยงานดังกล่าวได้ รวบรวมบริ ษัทที่เชี่ยวชาญทางด้ านน�ำ้ มันและก๊ าซ รวมถึงปิ โตรเลียมและปิ โตรเคมิคอลที่ตงแต่ ั้ บริ ษัทต้ นน� ้ำไปจนถึงปลายน� ้ำที่รวมตัวอยูใ่ นประเทศไทยมาแสดงนวัตรกรรมและเทคโนโลยีสมัยใหม่ ทังนี ้ภายในงาน ยังมีการประชุมสัมนาเกี่ยวกับเทคโนโลยีอตุ สาหกรรมน� ้ำมันและก๊ าซอีกด้ วย ภายในงานท่านจะได้พบกับ

- โอกาสในการพบปะพูดคุยในเชิงธุรกิจกับเหล่าบรรดาผู้ท�ำงานในวงการปิโตรเลียมและปิโตรเคมี - การแสดงสินค้าและนวัตกรรมจากบริษัทด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี - เทคนิคคอลสัมมนาจากบริษัทที่เข้าร่วมงานแสดงสินค้า

ส�ำหรับข้อมูลเพิ่มเติมติดต่อได้ที่ หรือ 02-513-1418


Thailand Oil & Gas Today Magazine

Oil & Gas

Roadshows 2015 Thailand

Co-Located with : ASIA 2015 An International Exhibition of Oil & Gas Technologies & Supporting Industries

An International Exhibition of Process, Petrochemical And Refinery Equipment, Technologies & Supporting Industries


ASEAN Process Safety Conference 2015 ASEAN's Premier Oil & Gas And Petrochemical Safety Conference

October 2015

“Thailand’s Premier Maritime & Offshore Technology Exhibition!”

October 2015

Endorsed By :

Singapore Industrial Automation Association

Indonesia Industrial Automation Club (llAC)

Official Media :

Thailand Oil & Gas Today Magazine

Conference By :

Juz Talk (Thailand)

Organized By:

Fireworks Media (Thailand) Co., Ltd Part of The Fireworks Trade Media Group

FBI In Action

FBI Thailand was once again actively circulating. FBI Thailand was present once again at Vietnam largest oil and gas event OGAV 2014 at Vung tau city, Vietnam and it was a pretty busy period for our team which was distributing the Thailand Oil and Gas Today Magazine.

Review of the 38th IPA Convention and Exhibition Closes with a Pledge from the Industry and Government to Work in Closer Partnership The 38thIPA Convention & Exhibition closed todaywith a strong commitment from both industry

The magazine was well recieved by stakeholders in the oil and gas industry and

and government to work in closer partnership to ad-

distributed to more than 1000 oil and gas professionals during the event keep in tabs

dress the challenges the oil and gas industry faces.

with the industry.

The three day Convex, held at the Jakarta Convention Centre under the theme of “Strengthening Partnerships to Enhance Indo nesia’s Energy Resilience and

Thailand’s Most Complete

Global Competitiveness”, was one of the biggest

Oil & Gas and Petrochemical Industry Magazine!

delegates from 25 countries, 23.674 visitorsinclud-

Vol.1 No.4

900 THB

ber 2014 - Decem October

4 Issues/1 Year



ถึงผล งในซีเรีย



นใต้ดิน ก็บน�้ำมั

เพิ่ม นใน “พม่ำ” 20% 5 ปีลงทุ อรำว เปิดแผน ลำร์ หรื ปตท.สผ. 3.3 พันล้ำนดอล เผยตั้งงบ รวม ของงบลงทุน





t on Join Ground km. Break gth of 4,000 , China Russia eline” Len Gas Pip กม. “Mega ยำว 4,000 อส่งก๊ำซ” in Siberia รัสเซียสร้ำง “ท่ น ศจับมือ ุ 1.5 แสนล้ำ นประกำ ฮือฮำ! จี ชี้มูลค่ำโครงกำรทะล ย ในไซบีเรี

IPA Convention & Exhibitions, with a total of 290 companies participating as exhibitors, 200 ing 3.600 delegates attending throughout the three days event. The Convex brought industry leaders and experts from across Indonesia and the world together with leaders and representatives from government to discuss the issues and challenges facing the sector and solutions for the future. During the Convex, 190 technical papers, 35 posters and 40 technical sessions were presented. This year’s Convex also included an extended CSR Zone Empowerment Centre and a brand new star attraction in the form of a Mini Operation Site, which brought to life the working operation, extraction and production of oil and gas. From the outcomes of this year’s IPA Convex, the IPA will present a summary of the discussed challenges


and recommendations to the Indonesian government in the

(+66) 2 513 1418

of breakthroughs in attracting investment to increase


Thailand Oil & Gas Today Magazine

form of a White Paper within 30 days with the expectation exploration.

Circulation of Thailand Oil&Gas Today Magazine is audited by Fireworks Business Information quarterly and as a requirement, circulation of Free copies is restricted to qualified readers in the Southeast Asia region. But readers in other countries can have Thailand Oil&Gas Today Magazine, only on subscription basis. As a subscriber of Thailand Oil&Gas Today Magazine, irrespective of whether you are located in the Southeast Asia region or other countries, you will be the first one to receive the current issue before other free readers. You have your own personal copy of Thailand Oil&Gas Today Magazine and you can either retain for further reference in your own library or share with others in your organization. Consider the advantage you will have by subscribing to Thailand Oil&Gas Today Magazine. For priority service, fax this subscription card to +66 2 513 1418 Ext. 108 or email to

My Business Particulars

This Section MUST be completed before your request can be processed. YES, I would like to have any OWN PERSONAL COPY OF Thailand Oil&Gas Today Magazine, Please enter my subscription TODAY! For enquiries, regarding advertisements in the magazine and online, Please visit our website where you will find the necessary links to the companies concerned.



Oil and Gas Producers

I wish to subscribe/ renew for:

Oil and Gas Contractors

One year (4 issues) for THB 900 / USD 30

Oil and Gas Exploration

Two years (8 issues) for just THB 1,800 / USD 60

Oil and Gas Equipment Suppliers Subsea Contractor Subsea Equipment Suppliers Petrochemical Producers


Petrochemical Equipment Suppliers Marine and Offshore Industry


Others: Please Specify:



Electronic Transfer Remit to the Publisher’s bank account as detailed below :

Management & Decisions Makers

Fireworks Media ( Thailand ) Co., Ltd.

Purchasing & Procurement

Account NO : 111-3-91427-5

Maintenance & Technical

Siam Commercial Bank Pcl.


Swift Code



: Ratchayothin

Production Manufacturing Research & Development (R&D)

9 Ratchadapisek Rd. Jatuchak Bangkok 10900

Quality Control (QC)

After Completion, Fax or POST to Fireworks Business Information (Thailand) Promphan 2 Office & Residence, 8th Floor (Office Zone, Room 807) 1 Soi Lat Phrao 3, Lat Phrao Road, Jompol, Chatuchak, Bangkok 10900 Thailand TEL : (+66) 2513 1418 Ext. 108

FAX : (+66) 2513 1419


Fireworks Business Information (Thailand) Current of Thailand Oil&Gas Today Magazine can also be found on the website :

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

%% !"#$%$&"'$()*+$",-"$."/&$0-/$&"1"2-#3

Calendar of Oil & Gas Event Fireworks


MAR NE Philippines





Philippines Marine Exhibition

Philippines Offshore Exhibition

Indonesia Marine & Offshore Expo

Sarawak Oil & Gas Expo Oil & Gas Thailand (OGET) 2015 And Petrochemical Asia

17 - 19 Jun 2015

17 - 19 Jun 2015

12 - 14 Aug 2015

20 - 22 Aug 2015

City : SMX Convention Centre, Manila, Philippines Web :

City : SMX Convention Centre, Manila, Philippines Web :

City : Swiss-Belhotel City : Miri Indoor Harbour Bay, Batam Stadium, Malaysia Indonesia Web : Web :

27 - 29 Oct 2015 City : Hall 101 Bitec, Bangkok, Thailand Web :

MAR NE Vietnam


Marine & Offshore Thailand

World Rigs

Asia Subsea Expo

Oil & Gas Vietnam

Marine & Offshore Vietnam

27 - 29 Oct 2015

25 - 26 Nov 2015

25 - 26 Nov 2015

1 - 3 Dec 2015

1 - 3 Dec 2015

City : Hall 101 Bitec, Bangkok, Thailand

City : Marina Bay Sands,

City : Marina Bay Sands, Singapore

City : Indoor Sports Complex Of Baria Vungtau Province Web :

City : Indoor Sports Complex Of Baria Vungtau Province Web :


Web : Web :

Web :

Thailand Oil & Gas Today Magazine


Advertiser Index & International Marketing Offices


Page Avertisers IFC

Bangchak Petroleum PLC


Contact Singapore


Fireworks Exhibitions


Indonesian Petroleum Association Exhibitioin


Insight Automation Co., Ltd.


Technip Engineering (Thailand) Limited


WIKA Instrumentation Corporation (Thailand) Co.,Ltd.


WIKA Instrumentation Corporation (Thailand) Co.,Ltd.


Singapore (Head Office)

Fireworks Business Information

Fireworks Business Information



c/o Fireworks Media (Thailand) Co., Ltd.

14 Robinson Road #13-00,

Promphan 2 Office&Residence,

Far East Finance Building,

8th Floor (Office Zone, Room 807)

Singapore 048545

1 Soi Lat Phrao Road, Jompol,


: (+65) 3152 0252

Chatuchak, Bangkok 10900 Thailand


: (+65) 3152 0253


: (+66) 2 513 1418 Ext. 108




: (+66) 2 513 1419





Fireworks Business Information (M)

Fireworks Business Information

Sdn 1037694-W


48-3, Jalan PJU 5/11, Dataran Sunway,

Ruko Mega Grosir Cempaka Mas Blak No 47,

47810 Kata Damansara Petaling Jaya,

JI Letjen Suprapto Raya, Jakarta 10640 Indonesia

Selangor D.E



: (+603) 6148 3488

(+6221) 3228 8780


: (+603) 6148 4811


: (+6221) 4290 0191






Thailand Oil & Gas Today Magazine

: (+6221) 4290 0030,

Division of WIKA Division WIKA Division ofofWIKA PRESSURE











WIKAWIKA Instrumentation Corporation (Thailand) LadkrabangRoad, Road,Ladkrabang, Ladkrabang, Bangkok 10520 Thailand Instrumentation Corporation (Thailand)Co.,Ltd. Co.,Ltd. 850/8 850/8 Ladkrabang Bangkok 10520 Thailand T:WIKA (66) 23262326 6876 to 80 Email: T: Instrumentation (66) 6876 to 80 Corporation (Thailand) Co.,Ltd. 850/8 Ladkrabang Road, Ladkrabang, Bangkok 10520 Thailand T: (66) 2326 6876 to 80


Oil&GasTodayMag Vol.2 No.1 Jan-Mar 2015  

Welcome to 2015! The year 2014 has been a pretty turbulent one for the oil and gas industry, not to forget the several aviation tragedies th...

Oil&GasTodayMag Vol.2 No.1 Jan-Mar 2015  

Welcome to 2015! The year 2014 has been a pretty turbulent one for the oil and gas industry, not to forget the several aviation tragedies th...