แหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย
ประเทศไทยเป็นประเทศนำเข้าพลังงานสุทธิ แม้พลังงานส่วนหนึ่งจะผลิตได้ภายในประเทศ แต่ก็ไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ จึงต้องนำเข้าพลังงานในรูปของ น้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และไฟฟ้า โดยข้อเท็จจริงมีการส่งออกน้ำมันดิบที่ผลิตได้แต่ไม่เป็นที่ต้องการของโรงกลั่นภายในประเทศ รวมถึงน้ำมันสำเร็จรูปที่กลั่นแล้วเหลือใช้ภายในประเทศ ออกไปจำนวนหนึ่ง แต่อย่างไรก็ตาม เมื่อรวมมูลค่าการส่งออกและนำเข้าในโหมดของพลังงาน พบว่ามีเงินไหลออกปีละกว่า 1 ล้านล้านบาท พลังงานที่เราผลิตได้เองนั้นส่วนใหญ่เป็นปิโตรเลียม โดยเฉพาะ ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเกือบทั้งหมดผลิตได้จากบริเวณอ่าวไทย และมีส่วนสำคัญที่ทำให้ราคาค่าไฟฟ้าซึ่งเป็นปัจจัยขั้นพื้นฐานของกิจกรรมต่างๆ เป็นต้นทุนการผลิต มีราคาไม่แพงจนเกินไปทำให้ประเทศมีศักยภาพในการแข่งขันกับประเทศอื่นๆได้
บริเวณอ่าวไทยจัดเป็นแหล่งผลิตปิโตรเลียมที่มีความสำคัญต่อประเทศชาติและประชาชนชาวไทย เป็นหัวใจของแหล่งพลังงานเพื่อการขับเคลื่อนประเทศให้เจริญก้าวหน้า ประชาชนได้อยู่ดี มีสิ่งอำนวยความสะดวกสบายในการดำเนินชีวิตจากการมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง นอกจากนั้นยังเป็นแหล่งวัตถุดิบที่สำคัญในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ก่อให้เกิดอุตสาหกรรมต่อเนื่องต่างๆ มากมาย สร้างงาน สร้างรายได้ให้คนจำนวนมาก และทำให้ประเทศชาติมีรายได้จากภาษี ในกิจการต่างๆ นี้ นำไปพัฒนาประเทศปีละหลายแสนล้านบาท
ในปีที่ผ่านมาประเทศไทยผลิตปิโตรเลียมจากแปลงสัมปทานและพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย รวมกันประมาณ 868,375 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ในจำนวนนี้ผลิตมาจากแปลงสัมปทานในอ่าวไทยรวมกันประมาณ 681,900 คิดเป็นร้อยละ 79 ของการผลิตทั้งหมด ซึ่งแยกตามชนิดปิโตรเลียม แสดงดังภาพนี้ครับ
แหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย เรียกตามชนิดปิโตรเลียมที่อยู่ภายในแหล่งกักเก็บได้ 2 ชนิด คือ
แหล่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และได้ก๊าซธรรมชาติเหลวหรือคอนเดนเสทเป็นผลพลอยได้ การผลิตปิโตรเลียมเริ่มต้นจากแท่นหลุมผลิต(Wellhead Platform;WP) ซึ่งเป็นที่ตั้งของหลุมผลิตประมาณ 12-30 หลุม ขึ้นอยู่กับขนาดของแท่นและศักยภาพปิโตรเลียมบริเวณนั้นๆ ปิโตรเลียมจะถูกผลิตขึ้นมาจากหลุมผลิตที่เปิดผลิต (ซึ่งสามารถวัดอัตราการไหลได้ตลอดเวลา) ขึ้นมารวมกันบนแท่นหลุมผลิตก่อนส่งต่อผ่านท่อไปยังแท่นผลิตกลาง(Central Processing Platform;CPP) เพื่อเข้าขบวนการผลิต เช่น แยกสถานะ กำจัดความชื้น เพิ่มแรงดัน การคงสภาพของเหลว เป็นต้น
ก๊าซธรรมชาติที่แยกได้ จะถูกปรับปรุงคุณภาพและเพิ่มแรงดัน ผ่านมาตรวัดเพื่อทำการซื้อขายและส่งเข้าท่อของผู้ซื้อไปขึ้นฝั่ง ตลอดขบวนการจะเป็นระบบปิดภายใต้แรงดันสูง จึงไม่สามารถลักลอบถ่ายเทได้ และมาตรวัดทุกตัวผ่านการตรวจสอบ มีมาตรฐานสากลรองรับ
ก๊าซธรรมชาติเหลว จะถูกปรับปรุงคุณภาพและถูกส่งไปเก็บไว้ที่เรือกักเก็บ(Floating Storage and Offloading;FSO)เพื่อรอการขนถ่าย ที่แท่นผลิตกลางจะมีมาตรวัดปริมาณก๊าซธรรมชาติเหลวที่ส่งไปยังเรือกักเก็บ ขณะที่บนเรือกักเก็บจะมีการวัดปริมาณก๊าซธรรมชาติเหลวที่ถูกส่งเข้ามาในแต่ละวันรวมถึงปริมาณที่กักเก็บสะสม และเมื่อมีการขนถ่าย จะต้องมีขั้นตอนเป็นไปตามกฎหมาย มีการตรวจสอบปริมาณก่อนและหลังซื้อขาย ตัวเลขบนเรือกักเก็บต้องมีความต่อเนื่องกันไปทุกวัน
น้ำที่ผลิตได้จะทำการบำบัดและอัดกลับลงไปในหลุม
แหล่งที่สำคัญๆ ได้แก่ แหล่งก๊าซเอราวัณ ปลาทอง ฟูนาน สตูล จักรวาล ไพลิน บงกช และอาทิตย์ เป็นต้น
แหล่งน้ำมันดิบ ผลิตน้ำมันดิบเป็นหลักและผลิตได้ก๊าซ (Associated gas) ขึ้นมาด้วย ขั้นตอนการผลิตหลักๆ จะเหมือนกับแหล่งก๊าซธรรมชาติ ยกเว้นว่าแหล่งนั้นๆ มีก๊าซอยู่น้อยไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์ก็จะไม่มีขบวนการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ โดยมีแหล่งที่สำคัญๆ ได้แก่ แหล่งน้ำมันดิบ ยะลา สุราษฎร์ กะพง ปลาหมึก ทานตะวัน เบญจมาศ บัวหลวง จัสมิน บานเย็น และ สงขลา เป็นต้น
แหล่งก๊าซและแหล่งน้ำมันดิบที่ผลิตในอ่าวไทย
1. กลุ่มแหล่งก๊าซเอราวัณและแหล่งใกล้เคียง แปลง 10 11 12 13 มีแหล่งผลิตก๊าซที่สำคัญ 4 กลุ่ม และแหล่งผลิตน้ำมัน 1 กลุ่ม ประกอบด้วย กลุ่มแหล่งก๊าซเอราวัณ(Erawan Complex) กลุ่มแหล่งก๊าซและน้ำมันดิบปลาทอง(Platong Complex) กลุ่มแหล่งก๊าซสตูล(Satun Complex) และกลุ่มแหล่งก๊าซฟูนาน(Funan Complex) ในแต่ละกลุ่มจะมีอุปกรณ์การผลิตหลักประกอบด้วยแท่นผลิตกลาง(Central Processing Platform;CPP) ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางการผลิต แท่นที่พักอาศัย(Living Quarter Platform;LQP) และแท่นหลุมผลิต(Wellhead Platform;WP) โดยแท่นหลุมผลิตจะติดตั้งกระจายอยู่ตามโครงสร้างปิโตรเลียมรอบๆ แท่นผลิตกลาง และเชื่อมถึงกันด้วยท่อส่งปิโตรเลียม แสดงตามภาพนี้ครับ
การผลิตก๊าซจากกลุ่มดังกล่าวนี้รวมกันจะส่งก๊าซได้ประมาณ 1,200 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวได้ประมาณ 33,480 บาร์เรลต่อวัน นอกจากนั้นประมาณปี 2546 ได้มีการพัฒนาแหล่งปลาทองที่เป็นแหล่งก๊าซเดิม ให้สามารถผลิตน้ำมันดิบได้จากแหล่งใกล้เคียง โดยเรียกโครงการนี้ว่า โครงการ Big Oil ปัจจุบันผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 29,520 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตรวมกันจากทุกกลุ่มกว่า 2,450 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 140 แท่น จำนวนหลุมดังกล่าวนี้ เปิดปิดสลับหมุนเวียนกันไปตามศักยภาพของหลุมนั้นๆ และตามแผนการบริหารจัดการหลุม เพื่อให้ได้ปริมาณก๊าซตามสัญญา บางหลุมก็ปิดชั่วคราว รอการแก้ปัญหา บางหลุมปิดเพื่อรอเทคโนโลยี บางหลุมปิดถาวรเนื่องจากหมดสภาพแล้ว
ภาพแสดง แปลง ผู้ดำเนินงาน การผลิต และจำนวนหลุมผลิต
2. กลุ่มแหล่งก๊าซไพลิน แปลง B12/27 ประกอบด้วย แหล่งไพลินเหนือ ไพลิน และมรกต ผลิตก๊าซรวมกันได้ประมาณ 375 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวได้ 16,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตประมาณ 600 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 32 แท่น
3. กลุ่มแหล่งก๊าซบงกช แปลง 15 16 17 ประกอบด้วยแหล่ง บงกช และ บงกชใต้ ผลิตก๊าซรวมกันได้ประมาณ 885 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวได้ประมาณ 32,480 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตประมาณ 440 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 32 แท่น
4. แหล่งอาทิตย์ แปลง 14A 15A 16A เป็นแหล่งก๊าซแหล่งสุดท้ายที่พัฒนาขึ้นมาใช้ประโยชน์ได้ในปี 2551 นับจากนั้นยังไม่มีการค้นพบแหล่งก๊าซในบริเวณอ่าวไทยอีกเลย แม้จะมีการเปิดสัมปทานไปแล้วหลายรอบ(ยกเว้นแหล่งบงกชใต้ และแหล่งปลาทอง2 ที่อยู่ภายในแปลงเดิม) แหล่งนี้ปัจจุบันผลิตก๊าซได้ประมาณ 220 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวประมาณ 9,270 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 250 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 20 แท่น
5. กลุ่มแหล่งน้ำมันดิบทานตะวัน-เบญจมาศ แปลง B8/32 เป็นแหล่งน้ำมันดิบแหล่งใหญ่ที่สุดในอ่าวไทย ปัจจุบันผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 27,585 บาร์เรลต่อวัน และผลิตก๊าซได้อีกประมาณ 105 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตประมาณ 700 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 36 แท่น
6. กลุ่มแหล่งขนาดเล็ก เช่น แหล่งราชพฤกษ์(แปลง 9A) ลันตา สุรินทร์(G4/43) ยูงทอง(G4/48) แหล่งดังกล่าวนี้ไม่สามารถทำการพัฒนาด้วยตัวเองได้เพราะไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์ ต้องผลิตร่วมกับแหล่งใกล้เคียงที่มีอุปกรณ์การผลิตอยู่แล้ว เช่น แหล่งทานตะวัน เบญจมาศ ปลาทอง เป็นต้น กลุ่มนี้ปัจจุบันผลิตน้ำมันดิบรวมกันประมาณ 7,000 บาร์เรลต่อวัน
7. แหล่งน้ำมันดิบจัสมิน-บานเย็น แปลง B5/27 ผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 13,230 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 120 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 5 แท่น
8. แหล่งน้ำมันดิบบัวหลวง แปลง B8/38 ผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 11,950 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 20 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 2 แท่น
9. แหล่งน้ำมันดิบสงขลา แปลง G5/43 ผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 21,840 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 67 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 5 แท่น
จากที่นำเสนอมา จะสังเกตุได้ว่าจำนวนหลุมผลิต จำนวนแท่นผลิต ของแต่ละแหล่ง ไม่ได้มีความสัมพันธ์กันโดยตรงกับปริมาณการผลิต จะใช้หลุมผลิตมากหรือน้อยขึ้นกับศักยภาพปิโตรเลียมในบริเวณนั้นๆ ดังนั้นจำนวนหลุมผลิตมากไม่ได้แปลว่าจะมีปิโตรเลียมอยู่มากด้วย เนื่องจากโครงสร้างปิโตรเลียมในบริเวณอ่าวไทยส่วนใหญ่เป็นกระเปาะเล็กๆ โดยเฉพาะบริเวณที่มีการผลิตก๊าซ จึงต้องใช้หลุมผลิตจำนวนมาก และอายุของหลุมอยู่ได้ไม่นาน จะต้องเจาะหลุมผลิตใหม่ขึ้นมาทดแทนอยู่เสมอเพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซให้ได้ตามสัญญาไม่เช่นนั้นจะถูกปรับในกรณีที่ส่งก๊าซไม่ได้ตามที่ผู้ซื้อต้องการ เป็นเหตุให้ต้องมีการลงทุนต่อเนื่องทุกปีด้วยการติดตั้งแท่นหลุมผลิตใหม่ และเจาะหลุมผลิตเพิ่ม รวมถึงการเจาะสำรวจแหล่งใหม่ๆ ที่ไกลออกไปจากแท่นผลิตกลาง
ภาพแสดง จำนวนหลุมเจาะในปี 2556
ภาพแสดง อัตราการผลิตก๊าซและน้ำมันรายปี
จากภาพจะพบว่า การพัฒนาแหล่งก๊าซและแหล่งน้ำมัน มีที่มาจากการเปิดสัมปทานในอดีตที่ผ่านมา เมื่อประสบความสำเร็จค้นพบ ก็มีโอกาสพัฒนาเรื่อยมาตามช่วงเวลา ส่วนผู้รับสัมปทานรายใดจะประสบความสำเร็จมากหรือน้อย หรือต้องกลับบ้านไปมือเปล่า ขึ้นอยู่กับความเชี่ยวชาญและปริมาณของเงินลงทุนที่มี กล้าได้กล้าเสีย มีความพยายาม และสุดท้ายต้องมีโชคด้วย ดังนั้นผู้รับสัมปทานรายใด ประสบความสำเร็จมาก มีปริมาณการผลิตมาก จะถือว่าเขาผูกขาด คงไม่ได้ เพราะมันก็เป็นไปตาม กติกา ตามข้อกฎหมายที่กำหนดไว้ตั้งแต่เริ่มต้น
การใช้ประโยชน์จากปิโตรเลียมที่ผลิตได้ในบริเวณอ่าวไทย
ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จะถูกส่งผ่านท่อไปขึ้นฝั่งที่ อ.ขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช และ อ.มาบตาพุต จังหวัดระยอง เพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า เป็นวัตถุดิบปิโตรเคมี อุตสาหกรรม ครัวเรือน และภาคการขนส่ง ซึ่งเป็นการใช้ประโยชน์ภายในประเทศทั้งหมด
ก๊าซธรรมชาติเหลวทั้งหมด จะถูกขนถ่ายโดยเรือเพื่อใช้สำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและโรงกลั่นภายในประเทศ
น้ำมันดิบ ส่วนใหญ่จะถูกขนถ่ายโดยเรือเพื่อป้อนโรงกลั่นภายในประเทศ และมีบางส่วนต้องส่งออกเนื่องจากไม่เป็นที่ต้องการของโรงกลั่นภายในประเทศ
ภาพตัวอย่างแสดงการใช้ประโยชน์ปิโตรเลียมในอ่าวไทย
ปิโตรเลียมที่ผลิตได้เกือบทั้งหมด ถูกใช้ประโยชน์ภายในประเทศ ส่วนมูลค่าที่ขายได้นั้น เมื่อหักค่าใช้จ่ายที่ลงทุนไปแล้วเหลือเป็นกำไร จะแบ่งกันระหว่างรัฐกับผู้รับสัมปทาน ตามระบบจัดเก็บรายได้ที่เคยกล่าวไว้แล้ว ถึงตรงนี้ก็ยังไม่เห็นว่า กรรมสิทธิ์ปิโตรเลียมที่เขาบอกว่า ตกเป็นของเอกชนหมดแล้วนั้น มันมีความสำคัญอย่างไร
ปริมาณน้ำมันดิบที่เราผลิตได้เองทั้งบนบกและในอ่าวไทย มีปริมาณไม่มากพอ ถึงแม้ว่าประเทศไทยจะเปลี่ยนแปลงระบบและนำส่วนแบ่งผลผลิตมาบริหารจัดการเองก็ตาม ก็จะไม่สามารถทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปถูกลงได้อย่างแน่นอน เพราะน้ำมันดิบส่วนใหญ่ต้องนำเข้า ปัญหามันจึงไม่ได้อยู่ที่ระบบตามที่มีคนพยายามกล่าวถึง แต่กลับเป็นศักยภาพปิโตรเลียมของประเทศเรามากกว่าที่มันมีน้อยเกินไปเมื่อเทียบกับความต้องการใช้
ภาพรวมการใช้น้ำมัน
ภาพรวมการใช้ก๊าซ
ภาพตัวอย่างการให้ข้อมูลไม่ครบ
บทความนี้เป็นความคิดเห็นส่วนตัว ผิดพลาดประการใดต้องขออภัยด้วยนะครับ
ข้อมูลจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ข้อมูลตัวเลขการผลิต จำนวนหลุม และแท่น เป็นเพียงข้อมูลเบื้องต้น เฉลี่ยในปี 2556
ข้อมูลโรงกลั่นนำมาจากเวป ของกรมธุรกิจพลังงาน ตามลิงค์นี้ครับ
http://www.doeb.go.th/info/info_procure.php
http://www.doeb.go.th/info/info_sum.php
ลิงค์ แหล่งผลิตปิโตรเลียมบนบก
https://www.facebook.com/notes/chayutpong-nunthanawanich/แหล่งผลิตปิโตรเลียมบนบก/720332588000478
ลิงค์บทความทั้งหมดที่นำเสนอไว้ครับ
https://www.facebook.com/chayutpongn/notes
บริเวณอ่าวไทยจัดเป็นแหล่งผลิตปิโตรเลียมที่มีความสำคัญต่อประเทศชาติและประชาชนชาวไทย เป็นหัวใจของแหล่งพลังงานเพื่อการขับเคลื่อนประเทศให้เจริญก้าวหน้า ประชาชนได้อยู่ดี มีสิ่งอำนวยความสะดวกสบายในการดำเนินชีวิตจากการมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง นอกจากนั้นยังเป็นแหล่งวัตถุดิบที่สำคัญในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ก่อให้เกิดอุตสาหกรรมต่อเนื่องต่างๆ มากมาย สร้างงาน สร้างรายได้ให้คนจำนวนมาก และทำให้ประเทศชาติมีรายได้จากภาษี ในกิจการต่างๆ นี้ นำไปพัฒนาประเทศปีละหลายแสนล้านบาท
ในปีที่ผ่านมาประเทศไทยผลิตปิโตรเลียมจากแปลงสัมปทานและพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย รวมกันประมาณ 868,375 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ในจำนวนนี้ผลิตมาจากแปลงสัมปทานในอ่าวไทยรวมกันประมาณ 681,900 คิดเป็นร้อยละ 79 ของการผลิตทั้งหมด ซึ่งแยกตามชนิดปิโตรเลียม แสดงดังภาพนี้ครับ
แหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย เรียกตามชนิดปิโตรเลียมที่อยู่ภายในแหล่งกักเก็บได้ 2 ชนิด คือ
แหล่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งผลิตก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และได้ก๊าซธรรมชาติเหลวหรือคอนเดนเสทเป็นผลพลอยได้ การผลิตปิโตรเลียมเริ่มต้นจากแท่นหลุมผลิต(Wellhead Platform;WP) ซึ่งเป็นที่ตั้งของหลุมผลิตประมาณ 12-30 หลุม ขึ้นอยู่กับขนาดของแท่นและศักยภาพปิโตรเลียมบริเวณนั้นๆ ปิโตรเลียมจะถูกผลิตขึ้นมาจากหลุมผลิตที่เปิดผลิต (ซึ่งสามารถวัดอัตราการไหลได้ตลอดเวลา) ขึ้นมารวมกันบนแท่นหลุมผลิตก่อนส่งต่อผ่านท่อไปยังแท่นผลิตกลาง(Central Processing Platform;CPP) เพื่อเข้าขบวนการผลิต เช่น แยกสถานะ กำจัดความชื้น เพิ่มแรงดัน การคงสภาพของเหลว เป็นต้น
ก๊าซธรรมชาติที่แยกได้ จะถูกปรับปรุงคุณภาพและเพิ่มแรงดัน ผ่านมาตรวัดเพื่อทำการซื้อขายและส่งเข้าท่อของผู้ซื้อไปขึ้นฝั่ง ตลอดขบวนการจะเป็นระบบปิดภายใต้แรงดันสูง จึงไม่สามารถลักลอบถ่ายเทได้ และมาตรวัดทุกตัวผ่านการตรวจสอบ มีมาตรฐานสากลรองรับ
ก๊าซธรรมชาติเหลว จะถูกปรับปรุงคุณภาพและถูกส่งไปเก็บไว้ที่เรือกักเก็บ(Floating Storage and Offloading;FSO)เพื่อรอการขนถ่าย ที่แท่นผลิตกลางจะมีมาตรวัดปริมาณก๊าซธรรมชาติเหลวที่ส่งไปยังเรือกักเก็บ ขณะที่บนเรือกักเก็บจะมีการวัดปริมาณก๊าซธรรมชาติเหลวที่ถูกส่งเข้ามาในแต่ละวันรวมถึงปริมาณที่กักเก็บสะสม และเมื่อมีการขนถ่าย จะต้องมีขั้นตอนเป็นไปตามกฎหมาย มีการตรวจสอบปริมาณก่อนและหลังซื้อขาย ตัวเลขบนเรือกักเก็บต้องมีความต่อเนื่องกันไปทุกวัน
น้ำที่ผลิตได้จะทำการบำบัดและอัดกลับลงไปในหลุม
แหล่งที่สำคัญๆ ได้แก่ แหล่งก๊าซเอราวัณ ปลาทอง ฟูนาน สตูล จักรวาล ไพลิน บงกช และอาทิตย์ เป็นต้น
แหล่งน้ำมันดิบ ผลิตน้ำมันดิบเป็นหลักและผลิตได้ก๊าซ (Associated gas) ขึ้นมาด้วย ขั้นตอนการผลิตหลักๆ จะเหมือนกับแหล่งก๊าซธรรมชาติ ยกเว้นว่าแหล่งนั้นๆ มีก๊าซอยู่น้อยไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์ก็จะไม่มีขบวนการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ โดยมีแหล่งที่สำคัญๆ ได้แก่ แหล่งน้ำมันดิบ ยะลา สุราษฎร์ กะพง ปลาหมึก ทานตะวัน เบญจมาศ บัวหลวง จัสมิน บานเย็น และ สงขลา เป็นต้น
แหล่งก๊าซและแหล่งน้ำมันดิบที่ผลิตในอ่าวไทย
1. กลุ่มแหล่งก๊าซเอราวัณและแหล่งใกล้เคียง แปลง 10 11 12 13 มีแหล่งผลิตก๊าซที่สำคัญ 4 กลุ่ม และแหล่งผลิตน้ำมัน 1 กลุ่ม ประกอบด้วย กลุ่มแหล่งก๊าซเอราวัณ(Erawan Complex) กลุ่มแหล่งก๊าซและน้ำมันดิบปลาทอง(Platong Complex) กลุ่มแหล่งก๊าซสตูล(Satun Complex) และกลุ่มแหล่งก๊าซฟูนาน(Funan Complex) ในแต่ละกลุ่มจะมีอุปกรณ์การผลิตหลักประกอบด้วยแท่นผลิตกลาง(Central Processing Platform;CPP) ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางการผลิต แท่นที่พักอาศัย(Living Quarter Platform;LQP) และแท่นหลุมผลิต(Wellhead Platform;WP) โดยแท่นหลุมผลิตจะติดตั้งกระจายอยู่ตามโครงสร้างปิโตรเลียมรอบๆ แท่นผลิตกลาง และเชื่อมถึงกันด้วยท่อส่งปิโตรเลียม แสดงตามภาพนี้ครับ
การผลิตก๊าซจากกลุ่มดังกล่าวนี้รวมกันจะส่งก๊าซได้ประมาณ 1,200 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวได้ประมาณ 33,480 บาร์เรลต่อวัน นอกจากนั้นประมาณปี 2546 ได้มีการพัฒนาแหล่งปลาทองที่เป็นแหล่งก๊าซเดิม ให้สามารถผลิตน้ำมันดิบได้จากแหล่งใกล้เคียง โดยเรียกโครงการนี้ว่า โครงการ Big Oil ปัจจุบันผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 29,520 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตรวมกันจากทุกกลุ่มกว่า 2,450 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 140 แท่น จำนวนหลุมดังกล่าวนี้ เปิดปิดสลับหมุนเวียนกันไปตามศักยภาพของหลุมนั้นๆ และตามแผนการบริหารจัดการหลุม เพื่อให้ได้ปริมาณก๊าซตามสัญญา บางหลุมก็ปิดชั่วคราว รอการแก้ปัญหา บางหลุมปิดเพื่อรอเทคโนโลยี บางหลุมปิดถาวรเนื่องจากหมดสภาพแล้ว
ภาพแสดง แปลง ผู้ดำเนินงาน การผลิต และจำนวนหลุมผลิต
2. กลุ่มแหล่งก๊าซไพลิน แปลง B12/27 ประกอบด้วย แหล่งไพลินเหนือ ไพลิน และมรกต ผลิตก๊าซรวมกันได้ประมาณ 375 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวได้ 16,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตประมาณ 600 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 32 แท่น
3. กลุ่มแหล่งก๊าซบงกช แปลง 15 16 17 ประกอบด้วยแหล่ง บงกช และ บงกชใต้ ผลิตก๊าซรวมกันได้ประมาณ 885 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวได้ประมาณ 32,480 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตประมาณ 440 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 32 แท่น
4. แหล่งอาทิตย์ แปลง 14A 15A 16A เป็นแหล่งก๊าซแหล่งสุดท้ายที่พัฒนาขึ้นมาใช้ประโยชน์ได้ในปี 2551 นับจากนั้นยังไม่มีการค้นพบแหล่งก๊าซในบริเวณอ่าวไทยอีกเลย แม้จะมีการเปิดสัมปทานไปแล้วหลายรอบ(ยกเว้นแหล่งบงกชใต้ และแหล่งปลาทอง2 ที่อยู่ภายในแปลงเดิม) แหล่งนี้ปัจจุบันผลิตก๊าซได้ประมาณ 220 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ผลิตก๊าซธรรมชาติเหลวประมาณ 9,270 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 250 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 20 แท่น
5. กลุ่มแหล่งน้ำมันดิบทานตะวัน-เบญจมาศ แปลง B8/32 เป็นแหล่งน้ำมันดิบแหล่งใหญ่ที่สุดในอ่าวไทย ปัจจุบันผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 27,585 บาร์เรลต่อวัน และผลิตก๊าซได้อีกประมาณ 105 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ซึ่งต้องใช้หลุมผลิตประมาณ 700 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 36 แท่น
6. กลุ่มแหล่งขนาดเล็ก เช่น แหล่งราชพฤกษ์(แปลง 9A) ลันตา สุรินทร์(G4/43) ยูงทอง(G4/48) แหล่งดังกล่าวนี้ไม่สามารถทำการพัฒนาด้วยตัวเองได้เพราะไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์ ต้องผลิตร่วมกับแหล่งใกล้เคียงที่มีอุปกรณ์การผลิตอยู่แล้ว เช่น แหล่งทานตะวัน เบญจมาศ ปลาทอง เป็นต้น กลุ่มนี้ปัจจุบันผลิตน้ำมันดิบรวมกันประมาณ 7,000 บาร์เรลต่อวัน
7. แหล่งน้ำมันดิบจัสมิน-บานเย็น แปลง B5/27 ผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 13,230 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 120 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 5 แท่น
8. แหล่งน้ำมันดิบบัวหลวง แปลง B8/38 ผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 11,950 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 20 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 2 แท่น
9. แหล่งน้ำมันดิบสงขลา แปลง G5/43 ผลิตน้ำมันดิบได้ประมาณ 21,840 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งต้องใช้จำนวนหลุมผลิตประมาณ 67 หลุม จากแท่นหลุมผลิต 5 แท่น
จากที่นำเสนอมา จะสังเกตุได้ว่าจำนวนหลุมผลิต จำนวนแท่นผลิต ของแต่ละแหล่ง ไม่ได้มีความสัมพันธ์กันโดยตรงกับปริมาณการผลิต จะใช้หลุมผลิตมากหรือน้อยขึ้นกับศักยภาพปิโตรเลียมในบริเวณนั้นๆ ดังนั้นจำนวนหลุมผลิตมากไม่ได้แปลว่าจะมีปิโตรเลียมอยู่มากด้วย เนื่องจากโครงสร้างปิโตรเลียมในบริเวณอ่าวไทยส่วนใหญ่เป็นกระเปาะเล็กๆ โดยเฉพาะบริเวณที่มีการผลิตก๊าซ จึงต้องใช้หลุมผลิตจำนวนมาก และอายุของหลุมอยู่ได้ไม่นาน จะต้องเจาะหลุมผลิตใหม่ขึ้นมาทดแทนอยู่เสมอเพื่อรักษาระดับการผลิตก๊าซให้ได้ตามสัญญาไม่เช่นนั้นจะถูกปรับในกรณีที่ส่งก๊าซไม่ได้ตามที่ผู้ซื้อต้องการ เป็นเหตุให้ต้องมีการลงทุนต่อเนื่องทุกปีด้วยการติดตั้งแท่นหลุมผลิตใหม่ และเจาะหลุมผลิตเพิ่ม รวมถึงการเจาะสำรวจแหล่งใหม่ๆ ที่ไกลออกไปจากแท่นผลิตกลาง
ภาพแสดง จำนวนหลุมเจาะในปี 2556
ภาพแสดง อัตราการผลิตก๊าซและน้ำมันรายปี
จากภาพจะพบว่า การพัฒนาแหล่งก๊าซและแหล่งน้ำมัน มีที่มาจากการเปิดสัมปทานในอดีตที่ผ่านมา เมื่อประสบความสำเร็จค้นพบ ก็มีโอกาสพัฒนาเรื่อยมาตามช่วงเวลา ส่วนผู้รับสัมปทานรายใดจะประสบความสำเร็จมากหรือน้อย หรือต้องกลับบ้านไปมือเปล่า ขึ้นอยู่กับความเชี่ยวชาญและปริมาณของเงินลงทุนที่มี กล้าได้กล้าเสีย มีความพยายาม และสุดท้ายต้องมีโชคด้วย ดังนั้นผู้รับสัมปทานรายใด ประสบความสำเร็จมาก มีปริมาณการผลิตมาก จะถือว่าเขาผูกขาด คงไม่ได้ เพราะมันก็เป็นไปตาม กติกา ตามข้อกฎหมายที่กำหนดไว้ตั้งแต่เริ่มต้น
การใช้ประโยชน์จากปิโตรเลียมที่ผลิตได้ในบริเวณอ่าวไทย
ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จะถูกส่งผ่านท่อไปขึ้นฝั่งที่ อ.ขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช และ อ.มาบตาพุต จังหวัดระยอง เพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า เป็นวัตถุดิบปิโตรเคมี อุตสาหกรรม ครัวเรือน และภาคการขนส่ง ซึ่งเป็นการใช้ประโยชน์ภายในประเทศทั้งหมด
ก๊าซธรรมชาติเหลวทั้งหมด จะถูกขนถ่ายโดยเรือเพื่อใช้สำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและโรงกลั่นภายในประเทศ
น้ำมันดิบ ส่วนใหญ่จะถูกขนถ่ายโดยเรือเพื่อป้อนโรงกลั่นภายในประเทศ และมีบางส่วนต้องส่งออกเนื่องจากไม่เป็นที่ต้องการของโรงกลั่นภายในประเทศ
ภาพตัวอย่างแสดงการใช้ประโยชน์ปิโตรเลียมในอ่าวไทย
ปิโตรเลียมที่ผลิตได้เกือบทั้งหมด ถูกใช้ประโยชน์ภายในประเทศ ส่วนมูลค่าที่ขายได้นั้น เมื่อหักค่าใช้จ่ายที่ลงทุนไปแล้วเหลือเป็นกำไร จะแบ่งกันระหว่างรัฐกับผู้รับสัมปทาน ตามระบบจัดเก็บรายได้ที่เคยกล่าวไว้แล้ว ถึงตรงนี้ก็ยังไม่เห็นว่า กรรมสิทธิ์ปิโตรเลียมที่เขาบอกว่า ตกเป็นของเอกชนหมดแล้วนั้น มันมีความสำคัญอย่างไร
ปริมาณน้ำมันดิบที่เราผลิตได้เองทั้งบนบกและในอ่าวไทย มีปริมาณไม่มากพอ ถึงแม้ว่าประเทศไทยจะเปลี่ยนแปลงระบบและนำส่วนแบ่งผลผลิตมาบริหารจัดการเองก็ตาม ก็จะไม่สามารถทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปถูกลงได้อย่างแน่นอน เพราะน้ำมันดิบส่วนใหญ่ต้องนำเข้า ปัญหามันจึงไม่ได้อยู่ที่ระบบตามที่มีคนพยายามกล่าวถึง แต่กลับเป็นศักยภาพปิโตรเลียมของประเทศเรามากกว่าที่มันมีน้อยเกินไปเมื่อเทียบกับความต้องการใช้
ภาพรวมการใช้น้ำมัน
ภาพรวมการใช้ก๊าซ
ภาพตัวอย่างการให้ข้อมูลไม่ครบ
บทความนี้เป็นความคิดเห็นส่วนตัว ผิดพลาดประการใดต้องขออภัยด้วยนะครับ
ข้อมูลจากกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ข้อมูลตัวเลขการผลิต จำนวนหลุม และแท่น เป็นเพียงข้อมูลเบื้องต้น เฉลี่ยในปี 2556
ข้อมูลโรงกลั่นนำมาจากเวป ของกรมธุรกิจพลังงาน ตามลิงค์นี้ครับ
http://www.doeb.go.th/info/info_procure.php
http://www.doeb.go.th/info/info_sum.php
ลิงค์ แหล่งผลิตปิโตรเลียมบนบก
https://www.facebook.com/notes/chayutpong-nunthanawanich/แหล่งผลิตปิโตรเลียมบนบก/720332588000478
ลิงค์บทความทั้งหมดที่นำเสนอไว้ครับ
https://www.facebook.com/chayutpongn/notes
ไม่มีความคิดเห็น:
แสดงความคิดเห็น