|
|
|
คิดค้นและค้นพบกับ ปิโตรเลียม #3
หายหน้าหายตาไปร่วมสองปีครับไม่ได้มาอัพเดทข้อมูลปิโตรเลียมเลียมเลยต้องขออภัยอย่างแรง เพราะว่าให้สัญญาไว้ว่าจะมีภาคต่อไปอีก ผมได้เข้าไปดูที่ Comment แล้วชื่นใจครับเพราะว่าข้อมูลนั้นได้ถูกนำไปใช้ประโยชนได้ไม่มากก็น้อย(ดีใจครับทำบล็อคแล้วมีคนชอบและไห้ความรู้อิอิ) หายหน้าหายตาไปเพราะร่างกายไม่แข็งแรงครับโดนรถชนมาเลยไม่ได้เข้ามาดูเลยครับไปรักษาตัวก่อนแล้วค่อยมาต่อกันก็ยังไม่สายกว่าจะกลับมาไม่รู้ข้อมูลที่เก็บไว้นั้นหายไปไหนหมดต้องมานั่งเรียบเรียงกันใหม่ผมจะทยอยลงที่ละ part แล้วกันอ่านกันไปเรื่อยๆเข้าเรื่องกันเลยแล้วกันเราจะมาคุยกันเรื่อง.....
ประวัติความเป็นมาของการสำรวจปิโตรเลียมมีที่มาที่ไปอย่างไร
นักโบราณคดีเชื่อว่าประมาณ 2,500 ปีก่อนคริสตกาล พวกชนเผ่าบาบิโลเนียน (Babylonian) เริ่มใช้น้ำมัน (ปิโตรเลียม) เป็นเชื้อเพลิงแทนไม้และเมื่อประมาณ 1,000 ปีก่อนคริสตกาล ชาวจีนเป็นชาติแรกที่ทำเหมืองถ่านหินและขุดเจาะบ่อก๊าซธรรมชาติลึกเป็นร้อยเมตรได้ก่อนใคร
น้ำมันประกอบด้วยสารประกอบไฮโดรคาร์บอนชนิดต่าง ๆ หลายชนิดมากมายจนมีคำพูดว่าไม่มีน้ำมันจากบ่อไหนเลยในโลกที่มีการผสมผสานส่วนประกอบได้คล้ายกัน แต่จะเห็นว่าส่วนประกอบกว้าง ๆ คล้ายกัน ซึ่งตรงกันข้ามกับก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซที่สำคัญคือ มีเทน (Methane) เป็นหลักที่เหลือซึ่งมีปริมาณน้อยกว่าได้แก่ อีเทน (Ethane) โปรเพน (Propane) และบิวเทน (Buthane) ปิโตรเลียมจัดได้ว่าเป็นผลิตภัณฑ์ทางธรรมชาติที่ได้จากการสลายตัวของสิ่งมีชีวิตทั้งพืชและสัตว์รวมกัน ปฏิกิริยาเคมีเกิดขึ้นเรื่อย ๆ ในน้ำมันดิบที่เคลื่อนตัวเข้ามาก่อนถึงโครงสร้างกักเก็บเป็นเวลายาวนานหลายล้านปีซึ่งอาจะเป็นเหตุผลที่อธิบายได้ว่าทำไมน้ำมันจากบ่อต่าง ๆ จึงไม่เหมือนกัน ตะกอนที่ปนอินทรีย์วัตถุหรือที่จะให้น้ำมันสะสมตัวอยู่ในปัจจุบันนี้คือ ตะกอนที่มีแร่ดินเหนียวอยู่ด้วยมากขณะที่กักเก็บน้ำมันจริง ๆ คือ หินทรายซึงประกอบด้วยแร่เขี้ยวหนุมานเป็นส่วนใหญ่หรือไม่ก็เป็นหินปูนที่มีแร่แคลไซต์มากหรือพวกหินที่มีรอยแตกมากมาย จึงดูเหมือนว่าน้ำมันเกิดอยู่ที่หนึ่งและต่อมาจึงเปลี่ยนเคลื่อนย้ายไปสะสมตัวอยู่อีกที่ซึ่งความจริงการเคลื่อนย้ายตัวของน้ำมันก็มีหลักการคล้าย ๆ กับการเคลื่อนย้ายของน้ำใต้ดินหินทรายที่มีความสามารถยอมให้ของเหลวไหลผ่านสูงกว่าหินดินดานมากขึงยอมให้น้ำมันผ่านเข้ามาได้และที่สำคัญคือ แรงยึดเหนี่ยวระหว่างน้ำมันกับแร่เขี้ยวหนุมานหรือแร่แคลไซต์มีน้อยกว่าน้ำกับแร่ดังกล่าว น้ำมันจึงผ่านไปได้แต่น้ำยังคงยึดเกาะอยู่ น้ำยึดเกาะข้างเม็ดแร่อย่างมากส่วนน้ำมันอยู่ตรงกลางช่องว่างโดยไม่ยอมผสมกันและเบากว่าน้ำมาก ดังนั้นน้ำมันจึงลอยสูงขึ้นมาเจอแหล่งกักเก็บและสะสมตัวอยู่ได้เหนือน้ำใต้ดินและโอกาสที่จะสะสมอยู่ได้ในตะกอนมีเพียง 0.1% ของน้ำมันที่เกิดมา จึงไม่แปลกใจเลยที่พบน้ำมันอยู่ได้มากกว่า 60% ของปริมาณน้ำมันทั้งหมดจากหินตะกอนยุคใหม่ไม่เกิน 2.5 ล้านปีเป็นส่วนใหญ่คือมหายุคนวชีวิน (Cenozoic) ประเทศไทยเราก็เช่นกัน น้ำมันทั้งหมดเกิดอยู่ในหินยุคใหม่ ๆ ทั้งนั้น จากการขุดเจาะน้ำมันพบว่ายิ่งเจาะลึกมากเท่าใด โอกาสที่จะพบน้ำมันก็น้อยลงเท่านั้น ที่เป็นเช่นนี้อาจเป็นเพราะหินยิ่งลึกมากความพรุนยิ่งน้อยลง อัดตัวกันมากขึ้นและเกิดแรงดันใหม่น้ำมันเคลื่อนไปข้างบนได้มาก
ปริมาณคิดเป็นร้อยละของน้ำมันทั่วโลกที่พบในที่หินกักเก็บที่สำคัญ ซึ่งหินทรายเป็นหินกักเก็บได้ดีกว่าหินปูน
แหล่งกำเนิดปิโตรเลียม
น้ำมันและก๊าซธรรมชาติมีสถานะเป็นของเหลวและก๊าซและเบากว่าน้ำ น้ำมันผลิตได้จากบ่อน้ำมัน (oil pools) ซึ่งหมายถึงแหล่งสะสมน้ำมันและก๊าซธรรมชาติใต้ดินในแหล่งกักเก็บที่มีตัวปิดกั้นทางธรณีวิทยา บ่อน้ำมันจึงอาจเป็นคำพูดที่ใช้ผิดๆ จริงๆ แล้วไม่ใช่เป็นทะเลสาปที่มีน้ำมันแต่หมายถึง ส่วนของหินที่มีน้ำมันบรรจุอยู่เต็มช่องว่างในหินนั้น ดังนั้นบ่อน้ำมันหลายๆ บ่อที่มีลักษณะ-โครงสร้างของการกักเก็บคล้ายๆ กันหรือบ่อเดียวโดยๆ แยกจากบ่ออื่นที่ไหลออกไปอาจเรียกรวมๆ กันว่า แหล่งน้ำมัน (oil field) แหล่งน้ำมันจึงอาจประกอบด้วยบ่อที่อยู่เรียงๆ กันไปอยู่ข้างๆ กันหรืออยู่บนล่างตามแนวดิ่งก็ได้
ปัจจุบันปัจจัยควบคุมการสะสมน้ำมันมีอยู่ด้วยกัน 5 ประการด้วยกันคือ
ต้องมีหินที่ทำหน้าที่ให้น้ำมันมายึดเกาะอยู่ได้เรียกว่า หินอุ้มน้ำมันหรือหินกักเก็บ (reservoir rock) ซึ่งมีคุณสมบัติเดิมคือ ต้องมีรูพรุนมากพอที่จะให้น้ำมันไหลผ่านได้
หินกักเก็บจะต้องถูกปิดทับด้วยชั้นหินที่ไม่ยอมให้น้ำมันไหลซึมออกไปซึ่งเรียกว่า หินปิดกั้น (roof rock) เช่นหินดินดาน ทำให้น้ำมันลอยตัวอยู่เหนือน้ำบาดาลโดยไม่หนีหายไป ทั้งหินกักเก็บและหินปิดกั้นจะประกอบขึ้นมาเป็นโครงสร้างหรือรูปแบบการกักเก็บน้ำมัน (trap หรือ trap rock) ในแบบต่างๆ กัน ในการกักเก็บที่ดีขนาดไหนก็ไม่ได้รับประกันว่าจะมีน้ำมันได้ถ้าไม่มีหินที่เป็นต้นกำเนิดน้ำมันที่เรียกว่า หินกำเนิด (source rock) ถ้าจะมีการเกิดการเสียรูปโครงสร้าง (structural deformation) เมื่อสร้างรูปแบบการกักเก็บก็ต้องเกิดขึ้นก่อนที่น้ำมันจะหลบหนีออกจากหินกักเก็บจนหมด ในระยะเริ่มแรกการหาปิโตรเลียมยังเป็นลักษณะการสุ่ม โดยการสังเกตุจากบริเวณที่มีน้ำมันดิบไหลซึมขึ้นมาถึงผิวดินหรือในแอ่งน้ำที่มีฟองก๊าซผุดขึ้นมา มีวิธีการขุดหาแบบง่ายๆด้วยแรงคน กระทั่งในปี พ.ศ. 2402 Edwin L. Drake ผู้มีฉายาว่า " ท่านนายพัน " ได้เจาะหลุมเพื่อหาปิโตรเลียมที่ Oil Creek เมือง Titusville รัฐ Pennsylvania สหรัฐอเมริกา โดยใช้แท่นเจาะแบบ Cable Tools ซึ่งเป็น การเจาะแบบกระแทก (Percussion Drilling) โดยการใช้หัวเจาะที่ติดกับก้านเจาะกระแทกชั้นหินเพื่อให้เกิดหลุม ก้านเจาะจะเป็นตัวถ่วงให้ได้น้ำหนักตามที่ต้องการ ในการเจาะแบบนี้จำเป็นต้องทำให้ก้นหลุมแห้งหรือมีน้ำเพียงเล็กน้อย และเมื่อเจาะไปได้ 2-3 ฟุต ก็จะดึงหัวเจาะขึ้น แล้วสูบเอาเศษดินหินและน้ำที่ก้นหลุมออก จากนั้นก็ทำการกรุรอบหลุมด้วยไม้เพื่อป้องกันไม่ให้หลุมพัง (ต่อมาเมื่อเทคนิคการถลุงและหล่อโลหะดีขึ้นจึงได้กรุหลุมด้วยท่อกรุที่ทำจากโลหะแทน) การเจาะแบบนี้ ทำได้ช้ามาก หลุมไม่ลึก และเนื่องจากก้นหลุมเกือบไม่มีของเหลวอยู่ เมื่อเจาะถึงชั้นน้ำมันหรือก๊าซที่มีความดันสูง จะดันพุ่งออกมา ก่อให้เกิดอันตรายจากการระเบิดหรือไฟไหม้ได้ อย่างไรก็ตาม Edwin L. Drake ได้เจาะพบน้ำมันที่ความลึก 69.5 ฟุต และผลิตได้วันละ 20 บาร์เรล หลุมเจาะนี้เองที่วงการปิโตรเลียมถือว่าเป็นหลุมแรก และเป็นต้นแบบให้มีการพัฒนาเทคโนโลยีการเจาะหลุมปิโตรเลียม และเป็นแรงบันดาลใจให้นักสำรวจและการขุดเจาะเริ่มเข้าสู่ยุค " ตื่นน้ำมัน "
ต่อมาอีกไม่นาน มนุษย์เริ่มนิยมใช้น้ำมันก๊าดที่ได้จากการกลั่นน้ำมันดิบมากขึ้น โดยใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับตะเกียงและใช้น้ำมันหล่อลื่นสำหรับเครื่องจักรไอน้ำ น้ำมันเบนซินที่ได้จากการกลั่น มักถูกทิ้งไปโดยมิได้นำมาใช้ประโยชน์ หรือขายได้ราคาถูกมาก (2เซนต์/แกลลอน) ต่อมา การใช้น้ำมันก๊าดลดลง(เอดิสันประสบความสำเร็จในการประดิษฐ์หลอดไฟฟ้า)ทำให้อุตสาหกรรมการขุดเจาะปิโตรเลียมลดลงด้วย เมื่อ Henry Ford ประดิษฐ์รถยนต์รุ่น T-1 ซึ่งใช้น้ำมันเบนซินเป็นเชื้อเพลิงออกจำหน่ายและเป็นที่นิยมในช่วงต้นศตวรรษที่ 20 ทำให้อุตสาหกรรมการขุดเจาะปิโตรเลียมขยายตัวเติบโตอีกครั้ง
อย่างไรก็ตามพัฒนาการของการเจาะหลุมปิโตรเลียมในสมัยตอนต้น นับจากยุคของ Edwin L. Drake ยังคงเป็นไปอย่างเชื่องช้า ในปี พ.ศ. 2440 H.L.William ได้ทดลองตั้งเครื่องเจาะบนท่าเรือที่ยื่นออกไปในทะเลนับได้ว่าเป็นการเจาะในน้ำเป็นครั้งแรก ที่บริเวณ Summerland รัฐแคลิฟอร์เนีย และในปี พ.ศ. 2443 วิศวกรเหมืองแร่ ชาวออสเตรีย Anthony Lucus ได้นำระบบการเจาะแบบใหม่ที่เรียกว่า การเจาะแบบหมุน (Rotary Driling) มีระบบน้ำโคลน (Mud Circulation System) ในการเจาะบ่อน้ำมันที่ Spindeltop แถบ Gulf Coast Texas การเจาะแบบหมุนใช้ท่อกลวงที่เรียกว่า ก้านเจาะ (Drill Pipe) ขันเกลียวต่อกันเป็นท่อนยาว ส่วนปลายต่อกับหัวเจาะและแขวนห้อยไว้ด้วยเครื่องกว้านบนโครงสร้างหอคอย(Derrick) ก้านเจาะจะถูกทำให้หมุนด้วย จานขับก้านเจาะ(Rotary Table) ที่ขับเคลื่อนด้วยเครื่องยนต์ และบังคับให้กว้านทำงานไปพร้อมกัน น้ำหนักของก้านจะกดหัวเจาะที่หมุนไปรอบๆบดกัดชั้นหินลงไป ขณะทำการเจาะจะต้องควบคุมน้ำหนักกดที่หัวเจาะให้คงที่อยู่เสมอ นอกจากนี้มีการปั๊มน้ำโคลนลงไปตามก้านเจาะและให้ไหลเวียนกลับขึ้นมาถึงปากหลุม น้ำโคลนจะช่วยนำพาเศษดินหินจากก้นหลุมขึ้นมา ช่วยหล่อลื่นและลดความร้อนที่เกิดขึ้นในหลุมเจาะ ช่วยเคลือบผนังหลุมและป้องกันมิให้ของไหล(น้ำหรือปิโตรเลียม)จากชั้นหินทะลักเข้าสู่หลุมอันอาจทำให้ผนังหลุมพังทะลายหรือเกิดการระเบิด ในปี พ.ศ. 2446 เริ่มมีการใช้ซีเมนต์ในงานเจาะหลุมเพื่อยึดท่อกรุให้ติดกับผนังหลุมเจาะเป็นครั้งแรกที่แหล่ง Lampoc รัฐแคลิฟอร์เนีย เพื่อป้องกันมิให้น้ำที่อยู่ในชั้นหินตอนบนไหลเข้าไปปนกับน้ำมันที่อยู่ในชั้นหินตอนล่าง การพัฒนาการเจาะที่สำคัญมากอย่างหนึ่ง ในปี พ.ศ. 2452 เมื่อ Howard R. Hughes ได้ประดิษฐ์หัวเจาะชนิด Roller Cone Bit ใช้กับการเจาะแบบหมุนเพื่อทดแทนหัวเจาะแบบเดิม ทำให้สามารถเจาะหลุมได้เร็วยิ่งขึ้น หัวเจาะแบบนี้ยังคงเป็นที่นิยมแพร่หลายจนถึงปัจจุบัน อย่างไรก็ตามแม้ว่าการเจาะหลุมในต้นศตวรรษที่ 20 จะพัฒนาก้าวหน้าไปอย่างรวดเร็วเมื่อเทียบกับยุคศตวรรษที่ 19 แต่การเจาะหลุมให้ถึงความลึกที่ต้องการเพียงอย่างเดียวยังมิใช่สิ่งรับประกันความสำเร็จในการเจาะหลุมปิโตรเลียม วิทยาการใหม่ๆจึงถูกนำมาประยุกต์ช่วยในการเสาะหาปิโตรเลียมด้วย ในปี พ.ศ. 2469 ที่เมือง El Dorado รัฐ Akansas ได้มี การทดสอบอัตราการไหล (Drill Stem Test) เป็นครั้งแรก เพื่อช่วยในการวางแผนการผลิตได้อย่างถูกต้อง ในปีต่อมา ที่แหล่งน้ำมัน Pechelbornn ประเทศฝรั่งเศส วิศวกรสองพี่น้องตระกูล Schlumberger ได้ทดลองวัดคุณสมบัติการนำไฟฟ้าของชั้นหินในหลุมเจาะเพื่อหาความลึกที่แน่นอนของชั้นหินที่ให้น้ำมันเป็นครั้งแรกของโลก และต่อมาได้มีการพัฒนาเทคนิคและวิธีการหยั่งธรณีหลุมเจาะ(Wireline Logging) ให้ได้ข้อมูลละเอียดและถูกต้องยิ่งขึ้น แต่เนื่องจากบางครั้งชั้นหินที่อุ้มปิโตรเลียมมีความสามารถในการให้ปิโตรเลียมไหลซึมได้ต่ำ จึงมีการพัฒนาเทคนิคการยิงทะลุผนังท่อกรุ (Perforation) ในปี พ.ศ. 2475 เพื่อให้ชั้นหินเกิดรอยแตกมากขึ้น ทำให้ปิโตรเลียมไหลเข้าหลุมเจาะได้ดียิ่งขึ้น ในช่วงสงครามโลกครั้งที่ 2 ความต้องการใช้น้ำมันของโลกเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว น้ำมันจากแหล่งบนบกเริ่มไม่เพียงพอและเทคโนโลยีการผลิตเครื่องยนต์ให้มีกำลังสูงขึ้น การผลิตและถลุงโลหะรวมไปถึงเทคนิคการก่อสร้างที่ดีขึ้น ทำให้มนุษย์เริ่มมองหาบริเวณที่ยังไม่เคยมีการสำรวจและขุดเจาะปิโตรเลียมมาก่อน คือบริเวณท้องทะเล ในปี พ.ศ. 2490 บริษัท Kerr McGee ได้ขุดเจาะหลุมปิโตรเลียมในทะเลที่ห่างจากชายฝั่งประมาณ 10.5 ไมล์ ในอ่าวเม็กซิโก ซึ่งน้ำทะเลลึกประมาณ 18 ฟุต ด้วยแท่นเจาะแบบเรือ Barge-tender และอาจนับได้ว่าเป็นหลุมแรกที่เจาะในทะเลที่แท้จริง นอกจากนี้ มีการนำวิทยาการ เทคนิคใหม่ มาปรับปรุงการเจาะตลอดเวลา เช่น เทคนิคการเจาะหลุมปิโตรเลียมในแนวราบ (Horizontal Well Drilling) ที่เริ่มใช้ในรัสเซีย และเทคนิคการตรวจวัดความเอียงของหลุมเจาะแบบใหม่ การนำวิธีการเจาะโดยใช้ Top Drive มาใช้หมุนก้านเจาะแทนที่ Rotary Table หรือการพัฒนาหัวเจาะแบบเพชรสังเคราะห์ (PDC ; Polycrystalline Dimond Bit) มาใช้ในการเจาะ และเทคนิคการเจาะหลุมแบบ Slim Hole Well (การเจาะหลุมที่มีเส้นผ่าศูนย์กลางที่เล็กกว่าเดิม) เทคนิคต่างๆดังกล่าว ช่วยให้การปฏิบัติงานเจาะเร็วขึ้น ทำให้ค่าใช้จ่ายลดลงมากกว่า 30%
แล้วที่มาที่ไปของการสำรวจในประเทศไทยเป็นอย่างไร
ยุคบุกเบิก (พ.ศ. 2464 - 2503)
ประเทศไทยรู้จักการใช้น้ำมันดิบมาเป็นระยะเวลานาน ตามพงศาวดารล้านนากล่าวไว้ว่า "ชาวเมืองฝางได้นำน้ำมันดินมาจ่ายเป็นส่วยอากรให้แก่เจ้าผู้ครองนครเชียงใหม่" ชาวบ้านรู้ว่าน้ำมันดินที่พบไหลซึมขึ้นมานั้นมีคุณสมบัติในการรักษาโรคผิวหนัง จนถึงยุครัตนโกสินทร์นี้เอง เมื่อพระเจ้าบรมวงค์เธอกรมพระกำแพงเพชรอัครโยธินในขณะทรงดำรงตำแหน่งผู้บัญชาการรถไฟหลวง ได้ทรงมีพระดำริว่า "อันกิจการรถไฟที่ใช้ฟืนเป็นเชื้อเพลิงนี้ รังแต่จะทำให้ป่าไม้ที่มีอยู่ในเมืองไทยหมดสิ้นไปโดยเร็ว เห็นสมควรที่จะคิดหาเชื้อเพลิงอื่นมาใช้ทดแทน เพื่อเป็นการรักษาป่าไม้ให้ยังคงไว้" ในปี พ.ศ. 2464 จึงได้ว่าจ้างนาย Wallace Lee นักธรณีวิทยาชาวอเมริกันเข้ามาสำรวจหาปิโตรเลียมในประเทศไทย (แหล่งฝาง และที่กาฬสินธุ์) และในช่วงเวลาเดียวกันในปี พ.ศ. 2465 ได้ทรงว่าจ้างช่างเจาะชาวอิตาเลียนเข้ามาทำการเจาะสำรวจปิโตรเลียมที่แอ่งฝาง ในบริเวณที่เรียกว่า บ่อหลวง ซึ่งพบน้ำมันดิบไหลซึมขึ้นมาถึงผิวดินแต่โบราณ และได้เจาะหลุมทั้งสิ้น 2 หลุม แต่ผลการเจาะไม่ประสบความสำเร็จ เนื่องจากอุปกรณ์การเจาะในสมัยนั้นส่วนใหญ่ทำด้วยไม้ โดยหลุมแรกเมื่อเจาะถึงความลึก 216.30 เมตร ก็จำต้องหยุด เนื่องจากท่อกรุยุบตัว ผลการเจาะพบเพียงร่องรอยก๊าซธรรมชาติแต่ไม่พบน้ำมัน หลุมที่ 2 เจาะได้ลึก 185.15 เมตร ปรากฏว่าท่อกรุขาดตรงรอยต่อจึงต้องระงับการเจาะไปเช่นกัน จนถึงปี พ.ศ. 2479 ถึง 2487 กรมทางหลวงได้ดำเนินการสำรวจขุดเจาะในบริเวณบ่อน้ำมันฝาง เพื่อหาชั้นทรายน้ำมันนำไปใช้สร้างถนนแทนยางแอสฟัลต์ การเจาะส่วนใหญ่ใช้เครื่องเจาะแบบสว่านหมุนด้วยแรงคน (เครื่องเจาะแบบบังกา) เป็นหลัก ทำให้ได้หลุมไม่ลึกมาก ประมาณ 10-20 เมตร แต่มีบางหลุมใช้เครื่องยนต์ช่วยในการเจาะทำให้สามารถเจาะได้ลึกถึง 200 เมตร และที่หลุมหนึ่งมีชื่อเรียกกันว่า "บ่อระเบิด" ได้พบน้ำมันดิบไหลซึมขึ้นมาเมื่อเจาะหลุมได้ความลึกประมาณ 70 เมตร และกรมทางหลวงพยายามที่จะผลิตน้ำมันดิบจากหลุมนี้แต่ก็ได้เพียงเล็กน้อย หลังสงครามโลกครั้งที่ 2 ในปี พ.ศ. 2492 กรมโลหะกิจ (กรมทรัพยากรธรณีในปัจจุบัน) ได้ดำเนินการสำรวจและขุดเจาะหลุมปิโตรเลียมในแหล่งฝาง โดยการสั่งซื้อเครื่องเจาะแบบหมุนที่มีขีดความสามารถในการเจาะลึก 1,000 - 1,500 เมตร จากประเทศเยอรมันตะวันตก นับเป็นเครื่องเจาะเครื่องแรกที่ประเทศไทยเป็นเจ้าของ ปลายปี พ.ศ. 2494 กรมโลหะกิจเริ่มเจาะสำรวจจากด้านตะวันออกของแอ่งฝาง บริเวณใกล้กับ บ่อระเบิด และวางหลุมเจาะเป็นแนวขยายออกไปถึงกลางแอ่งค่อนไปทางตะวันตก รวม 3 หลุม และทำการเจาะเพิ่มอีก 2 หลุม ทางด้านตะวันออกของแอ่งฝาง ในเวลาเดียวกับที่ทำการสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือนไปพร้อมกัน ทำให้ได้ข้อมูลสำหรับการเจาะหลุมที่ 6 (HL-6) ได้พบชั้นน้ำมันที่แท้จริงที่ความลึก 760 ฟุต เมื่อเดือนมีนาคม พ.ศ. 2496 และได้ทดลองผลิตน้ำมันจากหลุมดังกล่าว จนถึงราวเดือนเมษายน พ.ศ. 2497 ก็จำต้องหยุดการผลิตลง เนื่องจากขาดงบประมาณในการจัดหาอุปกรณ์มาตรฐานในการเตรียมหลุมผลิตทำให้ทรายเข้าไปทับถมในหลุม รวมผลิตได้น้ำมันทั้งสิ้น 1,040 บาร์เรล แหล่งน้ำมันนี้รู้จักกันในนาม แหล่งไชยปราการ ต่อมากรมโลหกิจได้จัดซื้อเครื่องเจาะแบบหมุนชนิดติดตั้งบนรถบรรทุกที่มีขีดความสามารถในการเจาะลึก 750 เมตร (2,500 ฟุต) จากสหรัฐอเมริกา และอุปกรณ์การผลิตเครื่องสูบน้ำมัน และเครื่องอัดซีเมนต์ มาใช้ในกิจการขุดเจาะแหล่งน้ำมันดิบที่ฝาง และได้ดำเนินการเจาะในระหว่างปี พ.ศ. 2498 - พ.ศ. 2499 ในบริเวณที่เคยเจาะพบน้ำมันมาแล้วรวม 9 หลุม พบน้ำมันดิบ 6 หลุมแต่สามารถทำการผลิตได้เพียง 3 หลุม ที่เหลือไม่สามารถผลิตได้เนื่องจากปัญหาขัดข้องทางเทคนิค จนในปลายปี พ.ศ. 2499 กรมพลังงานทหารได้เข้ารับโอนกิจการน้ำมันฝางไปดำเนินงานต่อตามมติคณะรัฐมนตรี นอกจากความสำเร็จในการสำรวจและขุดเจาะน้ำมันที่แหล่งฝางนี้แล้ว กรมโลหกิจได้จัดทำโครงการสำรวจน้ำมันทั่วประเทศขึ้น ในขั้นแรกได้ทำการบินสำรวจธรณีฟิสิกส์ทางอากาศในบริเวณที่ราบลุ่มเจ้าพระยา ผลการแปลความหมายพบตำแหน่งที่น่าสนใจสำหรับการเจาะสำรวจปิโตรเลียมอยู่หลายบริเวณ กรมโลหกิจจึงย้ายแท่นเจาะจากฝางมาเจาะสำรวจในบริเวณดังกล่าว โดยหลุมแรกคือ หลุม HL-1 เจาะที่บ้านคุ้งลาน อำเภอบางปะอิน จังหวัดอยุธยา ในราวปลายเดือนมิถุนายน พ.ศ. 2500 และต้องหยุดซ่อมเนื่องจากเครื่องเจาะชำรุด แล้วเจาะต่อเมื่อการซ่อมแล้วเสร็จจนถึงความลึกสุดท้ายที่ 406 เมตร และไม่พบปิโตรเลียม ต่อมากรมโลหะกิจได้ซื้อเครื่องเจาะเพิ่ม แล้วนำไปเจาะที่บริเวณวัดใหญ่ชัยมงคลซึ่งห่างจากหลุม HL-1 ไปทางตะวันตกเฉียงเหนือประมาณ 7 กิโลเมตร หลุม ID-1 (สิงหาคม - ตุลาคม 2501) ถึงความลึก 421 เมตร ต้องหยุดและย้ายหลุมเจาะเนื่องจากหลุมพัง เจาะต่อไม่ได้ หลุม ID-2 ห่างจากหลุมเดิมไปทางตะวันตกเฉียงเหนือ 300 เมตร และเจาะได้ความลึก 1,829 เมตร ไม่พบปิโตรเลียมและยังไม่ถึงหินฐานราก จึงย้ายไปเจาะหลุมที่ 3 ที่บริเวณวังโบราณ อำเภอเมืองอยุธยา เจาะได้ลึก 433 เมตรไม่พบปิโตรเลียม พบหินปูนเป็นหินฐานราก
เริ่มตื่นตัว (พ.ศ. 2504 - 2523)
ในช่วงแรกของการสำรวจขุดเจาะปิโตรเลียมในประเทศ เป็นงานที่สงวนและดำเนินการโดยหน่วยงานของรัฐทั้งสิ้น ต่อมาหลังจากการดำเนินการในแหล่งน้ำมันฝางมานาน รัฐได้เข้าใจแล้วว่าการสำรวจขุดเจาะปิโตรเลียมเป็นกิจการที่ใช้เงินทุนและมีความเสี่ยงสูง จึงได้เปลี่ยนนโยบายใหม่ให้เอกชนเข้าทำการสำรวจได้ ในเบื้องต้นจำกัดให้เพียงบริษัทเอกชนไทยเท่านั้น แต่การสำรวจก็ไม่ได้ผลดีเท่าที่ควร ประกอบกับการที่ต้องนำเข้าน้ำมันเพิ่มมากขึ้นทุกปี และได้พิจารณาเห็นว่าการที่ประเทศจะมีแหล่งปิโตรเลียมเป็นของตนเองจะเป็นประโยชน์อย่างยิ่ง ในปี พ.ศ. 2504 รัฐบาลได้ประกาศเชิญชวนเอกชนให้มายื่นขอสิทธิการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศไทย และในปี พ.ศ. 2505 บริษัท Union Oil Commpany of California (ปัจจุบัน คือ บริษัท Unocal) ได้รับสิทธิการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในภาคอีสาน ได้ทำการขุดเจาะหลุมปิโตรเลียมหลุมแรกที่ดำเนินงานโดยบริษัทเอกชนต่างชาติในเมืองไทย ที่บริเวณโครงสร้างที่ Wallace Lee เคยเชื่อว่าน่าจะเป็นโครงสร้างกักเก็บน้ำมัน คือหลุมกุฉินารายณ์ -1 ตำบลโคกมะลิ อำเภอเขาวง จังหวัดกาฬสินธุ์ (13 พฤศจิกายน 2514 - 14 เมษายน 2515) ได้ความลึก 3,356 เมตร แต่ไม่พบปิโตรเลียม บริษัทฯจึงคืนสิทธิในพื้นที่ทั้งหมด หลังปี พ.ศ. 2505 กรมโลหะกิจได้เปลี่ยนชื่อมาเป็นกรมทรัพยากรธรณี และยังคงรับผิดชอบงานพิจารณาการขออนุญาตสำรวจและผลิตปิโตรเลียมต่อไป ในปี พ.ศ. 2509 บริษัท กัลฟ์ออยล์ ได้รับสิทธิการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในบริเวณกรุงเทพฯและปริมณฑล หลังจากการสำรวจขั้นแรกแล้ว ในปี พ.ศ. 2512 บริษัทฯทำการเจาะหลุมสำรวจปิโตรเลียมห่างจากท่าเรือคลองเตยไปทางตะวันตกประมาณ 15 กิโลเมตร เขตภาษีเจริญ ชื่อ หลุมวัดศาลาแดง-1 ความลึก 1,859 เมตร แต่ไม่พบปิโตรเลียมจึงปรับปรุงหลุมให้เป็นหลุมผลิตน้ำบาดาลและมอบให้แก่กรมทรัพยากรธรณี ในราวปี พ.ศ. 2507 องค์การสหประชาชาติได้ออก กฎหมายทะเล ใช้บังคับแก่ชาติสมาชิกในอาณาเขตชายฝั่งและทรัพยากรใต้ทะเลในพื้นที่ดังกล่าวเป็นสิทธิแก่เจ้าของประเทศ ปีพ.ศ.2508 ประเทศไทยเริ่มกำหนดเส้นสกัดไหล่ทวีปทางด้านอ่าวไทย และในปี พ.ศ. 2510 ไทยได้ออกประกาศเชิญชวนเอกชนให้มายื่นขอสิทธิการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในเขตไหล่ทวีป(อ่าวไทย) และในทะเลอันดามัน ปรากฏว่ามีบริษัทฯที่ได้รับอนุญาติจำนวน 6 บริษัทฯ และบริษัท Continental Oil Company of Thailand ได้เจาะสำรวจหลุมแรกในอ่าวไทย คือ หลุมสุราษฎร์ -1 ในแปลงสัมปทาน B10 (12 มิถุนายน - 2 สิงหาคม 2514) ได้ความลึก 9,629 ฟุต พบร่องรอยปิโตรเลียม สำหรับหลุมเจาะหลุมแรกในอ่าวไทยที่ประสบความสำเร็จพบปิโตรเลียม คือ หลุมเจาะ 12-1 ดำเนินการโดยบริษัท Union Oil (บริษัท Unocal ปัจุบัน) ในแปลงสัมปทาน B12 (9 ตุลาคม 2515 - 29 มกราคม 2516) โดยพบทั้งก๊าซธรรมชาติและก๊าซธรรมชาติเหลวในปริมาณที่น่าพอใจ (เดิมคาดว่าน่าจะพบน้ำมันในอ่าวไทย) ทำให้บริษัทฯคาดว่าอาจไม่คุ้มทุนในการสำรวจและผลิตก๊าซจากอ่าวไทย เนื่องจากในเวลานั้นยังไม่มีตลาดของก๊าซธรรมชาติและก๊าซธรรมชาติเหลวในประเทศ (เชื้อเพลิงส่วนใหญ่ของประเทศในเวลานั้น คือ น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา ถ่านหินและฟืน) แต่อย่างไรก็ตามบริษัทฯได้ตัดสินใจเจาะสำรวจเพิ่มเติม ในขณะที่ทำการเจรจาขายก๊าซให้กับองค์การก๊าซ (การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ในปัจจุบัน) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อนำไปเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าไปพร้อมกัน จนในปี 2518 ได้เจาะหลุมประเมินผลหลุมแรกของประเทศ คือ หลุม 12-5 เพื่อพิสูจน์ศักยภาพของแหล่งก๊าซดังกล่าว ต่อมาแหล่งก๊าซนี้ได้ชื่อว่า แหล่งเอราวัณ นอกจากความสำเร็จของบริษัท Union Oil แล้ว บริษัทผู้รับสัมปทานอื่นก็พบแหล่งก๊าซที่มีค่าในเชิงพาณิชย์อีก เช่น บริษัท Texas Pacific (ปัจุบันได้โอนสิทธิให้กับบริษัทปตท.สผ.และคณะ) เจาะหลุมสำรวจพบแหล่งก๊าซในแปลงสัมปทาน B17 เมื่อปี 2523 และต่อมาแหล่งก๊าซนี้ได้ชื่อว่า แหล่งบงกช ซึ่งนับเป็นแหล่งก๊าซที่ใหญ่ที่สุดของประเทศในปัจจุบัน การสำรวจปิโตรเลียมในทะเลอันดามัน เริ่มต้นในปี พ.ศ. 2514 รัฐบาลเปิดให้ยื่นขอสัมปทานครั้งแรก บริษัท Amoco Thailand Petroleum และบริษัท Pan Ocean Oil Corporation ได้รับสัมปทานแปลงสำรวจ W2 และ W4 ตามลำดับ หลังจากได้สำรวจธรณีฟิสิกส์ พบว่ามีตะกอนสะสม หนาน้อยกว่า 1,000 เมตร หรือประมาณ 3,300 ฟุต โอกาสพบปิโตรเลียมมีน้อย บริษัทฯจึงคืนพื้นที่สัมปทานทั้งหมด ต่อมาในปี พ.ศ. 2516 รัฐบาลได้กำหนดพื้นที่สัมปทานที่มีน้ำลึกกว่า 200 เมตร เป็นเขตน้ำลึก รวม 3 แปลง คือ แปลงสำรวจ W7 W8 และ W9 พร้อมทั้งส่งเสริมการสำรวจ โดยให้ผลตอบแทนแก่บริษัทสูงขึ้น เช่น ลดหย่อนด้านข้อผูกพันในสัมปทาน ลดอัตราค่าภาคหลวงปิโตรเลียม จากร้อยละ 12.5 เป็น 8.75 และยังให้โอกาสสำรวจนานขึ้น โดยลดอัตราส่วนของพื้นที่ที่ต้องคืนในช่วงการสำรวจระยะแรก เป็นต้น ทำให้มีการสำรวจที่สำคัญ ในช่วงปี พ.ศ. 2517 - 2530 คือการสำรวจธรณีฟิสิกส์ วิธีวัดคลื่นไหวสะเทือน แบบ 2 มิติ ประมาณ 12,000 กิโลเมตร และเจาะสำรวจ 13 หลุม บริเวณแอ่งเมอร์กุย โดยบริษัท Union Oil Company of Thailand แปลง W8 เจาะสำรวจ 6 หลุม พบร่องรอยก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันดิบในหลุมเมอร์กุย -1 และหลุมตรัง-1 บริษัท Esso Exploration Inc. แปลง W9 เจาะสำรวจ 5 หลุม พบร่องรอยก๊าซในหลุม W9-B-1 และบริษัท Placid Oil แปลง W8 เจาะสำรวจ 2 หลุม พบร่องรอยก๊าซในหลุมยะลา-1
สู่ความโชติช่วงชัชวาล (พ.ศ. 2524 - ปัจจุบัน)
หลังจากการค้นพบ แหล่งเอราวัณ และบริษัท Unocal ทำความตกลงขายก๊าซให้กับบริษัท ปตท.เป็นผลสำเร็จ ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยก็ถูกส่งมาตามท่อใต้ทะเล ขึ้นฝั่งที่ระยองเพื่อนำมาใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า เป็นเชื้อเพลิงในอุตสาหกรรม และบางส่วนถูกแยกและป้อนเข้าโรงงานเคมี ในขณะที่ผลสำเร็จจากการสำรวจขุดเจาะดังกล่าว ทำให้ประเทศไทยเป็นที่น่าสนใจในสายตาของบริษัทฯน้ำมันต่างชาติ จึงได้มีการออกประกาศเชิญชวนเอกชนให้มายื่นขอสิทธิการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศขึ้นอีกเป็นครั้งที่ 6 ในช่วงต้นปี 2522 ในครั้งนี้เองที่บริษัท Thai Shell และบริษัท Esso Exploration Inc. ได้รับสัมปทานในการสำรวจปิโตรเลียมบนบก โดยบริษัท Thai Shell ได้รับสัมปทานแปลง S1 และ S2 คลุมพื้นที่ในเขตจังหวัด พิษณุโลก สุโขทัย กำแพงเพชร หลังจากการสำรวจเบื้องต้น บริษัทฯได้ทำการเจาะสำรวจหลุมปิโตรเลียม 2 หลุมแรก คือ หลุมประดู่เฒ่า-1 ที่ อ.กงไกรลาศ จ.สุโขทัย (4 มิถุนายน - 4 กันยายน 2524) พบน้ำมันดิบไหลวันละ 400 บาร์เรล และหลุมลานกระบือ-A1 กิ่งอำเภอลานกระบือ จ.กำแพงเพชร (11 กันยายน -1 ธันวาคม 2524) พบน้ำมันดิบไหลวันละ 2,050 - 5,450 บาร์เรล ต่อมาแหล่งน้ำมันของบริษัท Thai Shell E & P นี้รู้จักกันในนามของ แหล่งสิริกิติ์ และนับเป็นแหล่งน้ำมันที่ใหญ่ที่สุดของประเทศ สำหรับบริษัท Esso Exploration Inc. ได้รับสัมปทานในบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือแปลง E1 - E5 รวม 5 แปลง และได้เจาะสำรวจเป็นหลุมแรก0ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น หลุมน้ำพอง-1 เริ่มเจาะวันที่ 12 เมษายน 2524 และเจาะถึงความลึกสุดท้ายที่ 13,471 ฟุต พบก๊าซธรรมชาติไหลประมาณวันละ 54 ล้านลูกบาศก์ฟุต ปัจจุบันได้รับการพัฒนาให้เป็นแหล่งที่ใช้ผลิตก๊าซเพื่อขายให้แก่ กฟผ. ใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าสำหรับภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และรู้จักกันในนามของ แหล่งก๊าซน้ำพอง ในปี พ.ศ. 2528 รัฐบาลไทยได้จัดตั้งบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (ปตท.สผ.) ซึ่งต่อมาได้แปรสภาพเป็นบริษัทมหาชน ปัจจุบัน บริษัท ปตท.สผ. สามารถดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศด้วยบุคลากรไทยเป็นส่วนใหญ่
บริษัท Unocal Petroleum Limited ได้รับสัมปทานแปลง W8/38 และ W9/38 ในทะเลอันดามัน เมื่อเดือนมิถุนายน 2539 ได้สำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือน แบบ 2 มิติ และเจาะสำรวจ 5 หลุม พบร่องรอยปิโตรเลียมเพียง 1 หลุม นับจากการเจาะหลุมแรกของประเทศในอ่าวไทย(หลุมสุราษฎร์-1) ถึงปัจจุบัน ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมได้เจาะหลุมปิโตรเลียมแล้ว ไม่น้อยกว่า 1,800 หลุม ปัจจุบันมีผู้รับสัมปทาน จำนวน 28 สัมปทาน แปลงสำรวจ 37 แปลง และพบแหล่งปิโตรเลียมที่มีคุณค่าในเชิงพาณิชย์ทั้งบนบกและในทะเล ไม่น้อยกว่า 30 แหล่ง มีการผลิตปิโตรเลียมจาก 28 แหล่ง ปิโตรเลียมที่ผลิตได้ทั้งในรูปของน้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ และก๊าซธรรมชาติเหลว มีความสำคัญอย่างยิ่งในการพัฒนาประเทศ ปัจจุบันประเทศไทยใช้ปิโตรเลียมในรูปแบบต่างๆ เทียบเป็นปริมาณน้ำมันดิบ ประมาณ 1 ล้านบาร์เรลต่อเดือน ในจำนวนนี้ ร้อยละ 30-35 เป็นปิโตรเลียมที่ผลิตได้ในประเทศ ทำให้สามารถประหยัดเงินนำเข้าปิโตรเลียม ไม่น้อยกว่า 4,000 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้นปิโตรเลียมยังเป็นแหล่งพลังงานที่สำคัญของโลก และเป็นทรัพยากรธรรมชาติที่ใช้แล้วหมดสิ้น การกำเนิดและการสะสมตัวต้องใช้ระยะเวลานาน หลายสิบล้านปี ดังนั้นควรพิจารณาการใช้ประโยชน์ ให้คุ้มค่าที่สุดต่อการพัฒนาเศรษฐกิจ สังคม และคุณภาพชีวิตให้ดีขึ้น สิ่งสำคัญ คือ จะต้องรักษาฟื้นฟูคุณภาพสิ่งแวดล้อมให้อยู่ในสภาพที่ดี ควบคู่ไปกับการสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียมด้วย สำหรับเทคนิคการสำรวจนั้น ยังคงได้รับการพัฒนาต่อไป ทั้งทางด้านเครื่องมือ อุปกรณ์ และวิธีการ ให้มีประสิทธิภาพสูงขึ้น ย่นระยะเวลาการทำงาน และลดค่าใช้จ่าย เพื่อค้นหาแหล่งปิโตรเลียม ให้ทันกับความต้องการใช้ของมวลมนุษย์ ตัวอย่างเช่น การเจาะหลุมปิโตรเลียม ที่มีขนาดเล็กลง (Slim Hole) สามารถเจาะได้เร็วขึ้น มีความปลอดภัยและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เป็นต้น นอกจากนี้การพัฒนาโปรแกรมคอมพิวเตอร์ เพื่อศึกษา วิเคราะห์ข้อมูลการสำรวจธรณีฟิสิกส์ โดยเฉพาะการวัดคลื่นไหวสะเทือน แบบ 3 มิติ ทำให้ได้รายละเอียดของโครงสร้างแหล่งธรณีที่คาดว่าจะมีปิโตรเลียมกักเก็บอยู่ หรือการสร้างแบบจำลอง (Modeling) เพื่อให้เข้าใจถึงสภาวะแวดล้อมการกำเนิดปิโตรเลียม เป็นการลดความเสี่ยงในการลงทุน และด้วยเทคนิคต่างๆเหล่านี้จะช่วยให้มีการค้นพบปิโตรเลียมแหล่งใหม่ๆเพิ่มขึ้น
เป็นอย่างไรกันบ้างครับ อ่านกันอ่วมหน่อยนะครับเพราะเป็นข้อมูลล้วนๆไม่รู้จะทำอย่างไรต้องอ่านเท่านั้นแหละครับวันนี้พอแคนี้ก่อนเดี๋ยวจะทยอยลงไปเรื่อยครับมีแต่เรื่องน่าตื่นเต้นและน่าสนใจอีกเยอะครับ ข้อมมูลตัวเลขก็มืออีกเยอะ อย่างเพิ่งเบื่อไปเสียก่อนละครับ เพราะถ้าเป็นคอเรื่องแนวนี้หรือทำงานอยู่แนวนี้ก็คงชอบนะครีบ แต่ถ้านำเอาอ้างอิงเอาไปทำรายงานก็ไม่ว่าอะไรหรอกเพราะข้อมูลเยอะมากหวังว่าคงชอบกันครับไม่หวงไม่คิดเงินเอาไปเลย ชอบซะด้วยเพราะจุดประสงค์ก็เพื่อการเรียนรู้นะครับถ้าทำแล้วคนอื่นได้ประโยชน์ก็ดีใจครับ ส่วนตอนที่ 4 เราจะดำดินกันแล้ว เตรียมตัวให้ดี มีอะไรก็เขียนมา comment ได้ครับชอบๆมีอะไรผิดพลาดก็ยินดีรับคำแนะนำเอาไปแก้ไขครับ โอเคครับไปเตรียมตัวไปหาวัตถุดิบก่อนคราวหน้าเราดำดินแน่ใครชอบบู้ก็ไปกันเลยอิอิอิ
| Create Date : 19 มีนาคม 2550 | | |
| Last Update : 19 มีนาคม 2550 15:46:27 น. |
| Counter : 2208 Pageviews. |
| |
|
 |
|
|
|
กำเนิดพลังงาน(ที่เรียกกันว่า ปิโตรเลียม)
เมื่อหลายล้านปี ทะเละต็มไปด้วยสัตว์ และพืชเล็ก ๆ จำพวกจุลินทรีย์ เมื่อสิ่งมีชีวิตตายลงจำนวนมหาศาล ก็จะตกลงสู่ก้นทะเล และถูกทับถมด้วยโคลน และทราย
แม่น้ำ จะพัดพากรวดทราย และโคลนสู่ทะเล ปีละหลายแสนตัน ซึ่งกรวด ทราย และโคลน จะทับถมสัตว์ และพืชสลับทับซ้อนกัน เป็นชั้น ๆ อยู่ตลอดเวลา นับเป็นล้านปี
การทับถมของชั้นตะกอนต่าง ๆ มากขึ้น จะหนานับร้อยฟุต ทำให้เพิ่มน้ำหนักความกดและบีบอัด จนทำให้ทราย และชั้นโคลน กลายเป็นหินทราย และหินดินดาน ตลอดจนเกิดกลั่นสลายตัว ของสัตว์ และพืชทะเล เป็นน้ำมันดิบ และก๊าซธรรมชาติ
น้ำมันดิบ และก๊าญธรรมชาติ มีความเบา จะเคลื่อนย้าย ไปกักเก็บอยู่ในชั้นหินเนื้อพรุน เฉพาะบริเวณที่สูงของโครงสร้างแต่ละแห่ง และจะถูกกักไว้ด้วยชั้นหินเนื้อแน่น ที่ปิดทับอยู่
นักธรณีวิทยาส่วนใหญ่มีแนวความคิดว่า ปิโตรเลียมน่าจะมีแหล่งกำเนิดมาจากสารอินทรีย์ ทำให้การศึกษามุ่งหากำเนิดของน้ำมันที่เป็นแบบอย่างหรือตัวแทนของน้ำมันส่วนใหญ่ที่พบและผลิตในอุตสาหกรรม ดังนั้นจะเห็นได้ว่าแหล่งปิโตรเลียมส่วนใหญ่ในโลกมักมีความเกี่ยวข้องกับหินตะกอนที่สะสมในทะเล แต่ในประเทศไทยพบทั้งในหินตะกอนที่สะสมในทะเลและไม่ได้สะสมในทะเล เนื่องจากหินตะกอนจะมีส่วนประกอบของสารอินทรีย์มากกว่าหินประเภทอื่นๆ พวกสิ่งมีชีวิตแต่ละประเภทจะมีสารอินทรีย์แตกต่างกันเช่น
1.Marine&Lacustrine Plankton ประกอบด้วย โปรตีน และคาร์โบไฮเดรต ถึง 50% และ Lipid 25% 2.Bacteria ประกอบด้วย โปรตีนและ Lipids 3.Landplant ประกอบด้วย Cellulose, Lignin, Waxes, Resin และ Lipid เล็กน้อย
เมื่อสิ่งมีชีวิตสิ้นสภาพและถูกพัดพามาพร้อมกับตะกอนลงสู่แอ่งสะสมตะกอน บางส่วนของซากสิ่งมีชีวิตถูกทำลาย โดยขบวนการเติมออกซิเจน(Oxidation) บ้างก็ถูกทำลาย และเป็นอาหารจุลินทรีย์ ส่วนที่เหลือจะถูก preserved ได้ต้องอาศัยการตกทับถมอย่างรวดเร็วและลักษณะของตะกอนที่ปิดทับ ซึ่งต้องการสภาพแวดล้อมแบบไม่มีออกซิเจน(Reducing
รูปที่ 1 แสดงการถูกเก็บรักษาและถูกทำลายของสารอินทรีย์ ในตะกอนต่างๆ สารอินทรีย์ที่สะสมดินโคลน ช่องว่างระหว่างเม็ดตะกอนมีขนาดเล็ก ทำให้มีออกซิเจนน้อย
เกิดสภาพแวดล้อมแบบ Anaerobic
สารอินทรีย์ที่สะสมในตะกอนที่มีรูพรุนขนาดใหญ่ จะเกิดปฏิกิริยาออกซิเดชั่น ทำให้สารอินทรีย์ถูกทำลาย
พวกอินทรีย์สารที่มากับตะกอนทับถมตัวแล้วจะถูกทำลายโดยพวกจุลินทรีย์ การเปลี่ยนแปลงนี้จะก่อให้เกิดก๊าซ CO2, H2O, CH4, H2S สุดท้ายจะได้ Insoluble Kerogen ซึ่งเป็น Common form ของสารอินทรีย์ ไปเป็นคีโรเจน มี 3 ขั้นตอน รูปที่ 2
1.Microbial Activity กระบวนการเหล่านี้เกิดเป็นขั้นตอนแรกในระดับใกล้พื้นผิว เป็นขั้นตอนที่จุลินทรีย์ทำลาย ย่อยสลาย สารอินทรีย์เริ่มต้นในตะกอน ถ้าโดยวิธี Aerobic จะเป็นการทำลายสารอินทรีย์โดยตรง จะได้ก๊าซ CO2 และ H2O แต่ถ้าเป็น Anaerobic Method จะสลายสารอินทรีย์บางส่วนโดยวิธี Fermentation จะได้ก๊าซ CH4, Amino Acids และน้ำตาล
2.Polycondendsation เมื่อเวลาผ่านไประดับลึกลงมากขึ้น กรดอะมิโนและน้ำตาล ไม่สามารถทนสภาพที่เปลี่ยนไปก็จะรวมตัวกันเป็นโมเลกุลใหญ่ขึ้น
3.Insolubilization เป็นขบวนการที่ทำให้โพลีเมอร์ ที่เกิดขึ้นกลายเป็นกรดอิวมิกและฟลูวิก และจะเปลี่ยนเป็นฮิวมิน เมื่อมีการอัดแน่นเพิ่มมากขึ้น ขั้นตอนนี้จะเกิดที่ระดับความลึกหลายร้อยเมตร และใช้เวลาหลายล้านปี และผลสุดท้ายจะได้ ที่เรียกว่า Kerogen
รูปที่ 2 รูปแบบทั่วไปของวิวัฒนาการของสารอินทรีย์ จากการสะสมตัวในตะกอน จากขบวนการ Diagenesis, Catagenesis จนถึง Metagenesis
ประเภทของ Kerogen จะเป็นตัวกำหนดชนิดของปิโตรเลียม รูปที่ 3 เช่น
Type I เป็น Kerogen ที่มีส่วนประกอบ H/C สูงและค่า O/C ต่ำ เป็น Kerogen ที่มาจากสารอินทรีย์พวก Algae ในสภาวะแวดล้อมแบบทะเลสาบ หรือบริเวณชายฝั่ง ที่สามารถเกิด Algal Bloom ได้ จะให้น้ำมันชนิดพาราฟีน Type II เป็น Kerogen ที่มีส่วนประกอบ H/C ปานกลาง และอัตราส่วน O/C ค่อนข้างต่ำ มักจะพบในพวกหิน ตะกอนที่สะสมในทะเล ได้อินทรีย์สารพวกสาหร่าย Organism และ Higher Plants จะให้น้ำมันชนิดแนฟทาและอะโรมาติก Type III เป็น Kerogen ชนิด H/C และ O/C ในอัตราต่ำ สารอินทรีย์ส่วนใหญ่เป็นพวก Land Plants โดยเฉพาะพวกเซลลูโลส และ woody materials Kerogen ชนิดนี้จะให้ก๊าซ
รูปที่ 3 ส่วนประกอบพื้นฐานและช่วงการเกิดของกรด Humic และ Kerogen จากเริ่มแรก (Immature Ancient Sediment
เมื่อตะกอนที่สะสมตัวจมลึกลงไปเรื่อยๆ ตามเวลานั้นจะมีการเปลี่ยนแปลงของอินทรีย์สารในตะกอนตามไปด้วย การเปลี่ยนแปลงนี้แบ่งออกได้เป็น 3 ช่วง คือ Diagenesis, Catagenesis และ Metagenesis รูปที่ 4 ซึ่งจะเป็นตัวกำหนดอายุของ Kerogen ว่าน้อยหรือมากเกินไปที่จะให้ปิโตรเลียม Kerogen ที่อยู่ภายใต้สภาวะการสะสมตัวที่จัดว่าเป็น Mature Kerogen คือ อุณหภูมิ ระหว่าง 60-120oC จะสามารถผลิตน้ำมันและก๊าซได้ดี และถ้าอุณหภูมิเพิ่มสูงขึ้นเป็น 120-225 oC ตามระดับความลึกนั้น จะเป็นการผลิตก๊าซเป็นหลัก ถ้าอุณหภูมิสูงกว่านี้ก็จะไม่สามารถผลิตได้อีกต่อไป คือสิ้นสภาพของ Kerogen กลายเป็นสาร inert หรือ graphite ต่อไป Organic Diagenesis จัดเป็นช่วงที่เรียกได้ว่า Immature stage เกิดในช่วงระดับความลึกจากพื้นผิวลงไปจนถึงระดับความลึกประมาณ 1,000 เมตร หรือ กว่าไม่มากนักระดับความกดดันและอุณหภูมิค่อนข้างต่ำ คือ ต่ำกว่า 50-60 oC เริ่มต้นด้วย Microbial Degradation เปลี่ยนแปลงสารอินทรีย์เริ่มต้น ตามด้วย Polymerzation และ Condensation แปลงสารเริ่มต้นไปเป็น Fulvic acids, Humic Acids และ Humins และได้ Products พวก CH4, CO2, H2O และ H2S ออกมาด้วย Catagenesis จัดอยู่ในช่วงที่เรียกว่า mature stage มีสภาพแวดล้อมที่เหมาะสมสำหรับ Kerogen ที่จะผลิตน้ำมันออกมา นอกจากนี้ถ้ายังมีพวก Humin เหลืออยู่ ก็จะถูกแปลงไปเป็น Kerogen และผลิตเป็นน้ำมันต่อไป ระดับความลึกของ Catagenesis หรือบางทีก็เรียกเป็น oil window จะอยู่ตั้งแต่ 1,000 เมตร กว่าไปจนถึงระดับ 3,000 เมตร Metagenesis เป็นช่วงที่เรียกว่า Over mature stage เกิดขึ้นในระดับที่ลึกมากทั้งความกดดัน และอุณหภูมิมากกว่า 150 oC ซึ่งจะทำให้ปริมาณ Oxygen และ Hydrogen ที่เคยมีอยู่ใน Kerogen สลายออกไปเกือบหมด จึงไม่สามารถแยกชนิด Kerogen ว่าเป็น Type I, II หรือ III ได้ เพราะสารส่วนใหญ่ที่เหลือคือ คาร์บอน เมื่อ Kerogen ให้ปิโตรเลียมแล้วจะต้องเคลื่อนที่ออกจากแหล่งกำเนิดไปยังหินกักเก็บปิโตรเลียม ซึ่งมี ความสามารถในการซึมผ่านที่ดีกว่าและสะสมตัวต่อไป การเคลื่อนที่จากแหล่งกำเนิดจนกว่าจะพ้นจากหินต้นกำเนิดนี้จัดเป็น primary migration เมื่อเคลื่อนเข้าสู่หินกักเก็บแล้ว และเคลื่อนต่อไปจนกว่าจะถูกโครงสร้างกักเก็บ เป็นการเคลื่อนที่แบบ secondary migration ส่วนการเคลื่อนที่จากแหล่งเก็บกักแรกไปยังแหล่งกักเก็บอื่นๆ หรือต่อๆ ไป อาจเรียกได้ว่าเป็น Tertiary Migration
รูปที่ 4 รูปแบบทั่วไปของการวิวัฒนาการของ Kerogen
แสดงแหล่งที่มาของสารประกอบไฮโดรคาร์บอน
| Create Date : 27 กรกฎาคม 2548 | | |
| Last Update : 20 กุมภาพันธ์ 2551 16:33:11 น. |
| Counter : 4398 Pageviews. |
| |
|
| |
|
|
|
คิดค้นและค้นพบกับ ปิโตรเลียม #2
แล้วน้ำมันดิบ มีสถานะอย่างไร
โดยทั่วไปแล้ว มีสถานะตามธรรมชาติเป็นของเหลว ประกอบด้วยสารไฮโดรคาร์บอนระเหยง่ายเป็นส่วนใหญ่ แบ่งเป็น 3 ชนิด ตามคุณสมบัติและชนิดของไฮโดรคาร์บอนที่ประกอบอยู่ คือ 1) น้ำมันดิบฐานพาราฟิน 2) น้ำมันดิบฐานแอสฟัลต์ และ 3) น้ำมันดิบฐานผสม น้ำมันดิบทั้งสามชนิดนี้ เมื่อนำมากลั่นแล้วจะให้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในสัดส่วนที่แตกต่างกัน
แล้วสารปรอท ที่เกิดจากกระบวนการผลิตของปิโตรเลียมจะเป็นอันตรายต่อเราไหม
แน่นอนละครับว่า ขึ้นต้นด้วยสารปรอทก็ต้องอันตรายทั้งสิ้น ปัญหาพิษจากสารปรอทที่จะมีผลต่อสุขภาพของคนนั้น ขึ้นอยู่กับมันเข้าสู่ร่างกายเราโดยวิธีใด (หายใจ การบริโภค การสัมผัส และการฉีดเข้าสู่ร่างกาย) ในปริมาณเท่าใด เป็นระยะเวลานานเท่าใด และการตอบสนองของร่างกายบุคคลคนนั้นต่อสารปรอท (ขึ้นอยู่กับอายุ และสุขภาพของผู้ที่ได้รับสารปรอท นั้น) โดยธรรมชาติแล้ว ความเข้มข้นของปริมาณสารปรอทในอากาศนั้นมักจะต่ำ และไม่มีผลโดยตรงต่อร่างกายของคน แต่ถ้ามันเข้าไปปนเปื้อนอยู่ในน้ำ หรือผ่านเข้าสู่กระบวนการทางด้านชีววิทยาแล้ว มันจะกลายเป็นสารพิษที่ปนเปื้อนอยู่ในปลาและสัตว์ต่างๆ ที่กินปลา ดังนั้น คนจึงมีสิทธิที่จะรับสารปรอทได้จากการกินปลา (สารพิษที่มีอันตรายที่สุดดังกล่าวจะอยู่ในรูปของ methylmercury) การเกิดอันตรายจากสารปรอทจึงน่าที่จะเกิดจากการกินมากกว่า เพราะสารปรอทนั้นได้เข้ามาอยู่ในวงจรของห่วงโซ่อาหารของคนแล้ว
รูปแบบทางเคมีของปรอทแบ่งออกเป็น ธาตุ(โลหะ) สารประกอบอนินทรีย์ และสารประกอบอินทรีย์ รูปแบบที่มีผลต่อสุขภาพของคน คือ Methymercury, Elemental mercury(ธาตุปรอท) และสารประกอบปรอทที่เป็นอนินทรีย์ และอินทรีย์
ตามปกติ ถ้าร่างกายของเรารับสารปรอทเข้าไปในจำนวนไม่มาก ระบบการกำจัดสารพิษที่เรามีจะสามารถกำจัดมันได้ด้วยตัวเองโดยอัตโนมัติ
ดังนั้น ถ้าได้พยายามป้องกัน และปฏิบัติตามกฎ ระเบียบ ตามที่ที่ทำงานของท่านได้กำหนดไว้อย่างครบถ้วนบริบูรณ์แล้ว ปริมาณที่สะสมอยู่ในร่างกายคงจะไม่ผลต่อสุขภาพถึงขั้นรุนแรงแน่นอน
การนำปิโตรเลียมมาใช้ประโยชน์ จะต้องนำทรัพยากรปิโตรเลียมที่ผ่านกระบวนการแปรรูปเพื่อเพิ่มมูลค่าแล้ว ทั้งจากการกลั่นน้ำมันดิบ การแยกก๊าซธรรมชาติ และการแยกก๊าซธรรมชาติเหลว จะได้ออกมาเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมหลากหลายประเภทตามคุณสมบัติที่แตกต่างกัน ซึ่งจะตอบสนองความต้องการใช้ที่แตกต่างกันด้วย
1. ผลิตภัณฑ์ที่ได้จากกระบวนการกลั่นน้ำมันดิบ
1.1 ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas ; LPG) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี เป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากส่วนบนสุดของหอกลั่นในกระบวนการกลั่นน้ำมัน หรือผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมีจุดเดือดต่ำมาก จะมีสภาพเป็นก๊าซในอุณหภูมิและความดันบรรยากาศ ดังนั้น ในการเก็บรักษาก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะต้องเพิ่มความดันหรือลดอุณหภูมิ เพื่อให้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวเปลี่ยนสภาพจากก๊าซเป็นของเหลว เพื่อความสะดวกและประหยัดในการเก็บรักษา ก๊าซปิโตรเลียมเหลวใช้เป็นเชื้อเพลิงได้ดี และเวลาลุกไหม้ให้ความร้อนสูง และมีเปลวสะอาดซึ่งโดยปกติจะไม่มีสีและกลิ่น แต่ผู้ผลิตได้ใส่กลิ่นเพื่อให้สังเกตได้ง่ายในกรณีที่เกิดมีก๊าซรั่วอันอาจก่อให้เกิดอันตรายได้ การใช้ประโยชน์ ก็คือ การใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับหุงต้ม เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์และรถยนต์ รวมทั้งเตาเผาและเตาอบต่าง ๆ
1.2 น้ำมันเบนซิน (Gasolin) น้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์เบนซิน หรือเรียกว่าน้ำมันเบนซิน ได้จากการปรับแต่งคุณภาพของผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการกลั่นน้ำมันโดยตรง และจากการแยกก๊าซธรรมชาติเหลว น้ำมันเบนซินจะผสมสารเคมีเพิ่มคุณภาพ เพื่อให้เหมาะกับการใช้งาน เช่น เพิ่มค่าออกเทน สารเคมีสำหรับป้องกันสนิมและการกัดกร่อนในถังน้ำมันและท่อน้ำมัน เป็นต้น
1.3 น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินใบพัด (Aviation Gasoline) ใช้สำหรับเครื่องบินใบพัด มีคุณสมบัติคล้ายกับน้ำมันเบนซินในรถยนต์ แต่ปรุงแต่งคุณภาพให้มีค่าออกเทนสูงขึ้น ให้เหมาะสมกับเครื่องยนต์ของเครื่องบินซึ่งต้องใช้กำลังขับดันมาก
1.4 น้ำมันเชื้อเพลิงเครื่องบินไอพ่น (Jet Fuel) ใช้เป็นเชื้อเพลิงไอพ่นของสายการบินพาณิชย์เป็นส่วนใหญ่ มีช่วงจุดเดือดเช่นเดียวกับน้ำมันก๊าดแต่ต้องสะอาดบริสุทธิ์มีคุณสมบัติบางอข่างดีกว่าน้ำมันก๊าด
1.5 น้ำมันก๊าด (Kerosene) ประเทศไทยรู้จักใช้น้ำมันก๊าดตั้งแต่สมัยรัชกาลที่ 5 แต่เดิมใช้เพื่อจุดตะเกียงแต่ปัจจุบัน ใช้ประโยชน์หลายประการ เช่น เป็นส่วนผสมสำหรับยาฆ่าแมลง สีทาน้ำมันชักเงา ฯลฯ
1.6 น้ำมันดีเซล (Diesel Fuel) เครื่องยนต์ดีเซล เป็นเครื่องยนต์ที่มีพื้นฐานการทำงานแตกต่างจากเครื่องยนต์เบนซิน คือ การจุดระเบิดของเครื่องยนต์ดีเซลใช้ความร้อนซึ่งเกิดขึ้นจากการอัดอากาศอย่างสูงในลูกสูบ มิใช่เป็นการจุดระเบิดของหัวเทียนเช่นในเครื่องยนต์ที่ใช้น้ำมันเบนซิน ปัจจุบันเราใช้ประโยชน์ได้หลากหลายมักเป็นเครื่องมือและอุปกรณ์ที่มีความสำคัญทางเศรษฐกิจ เช่น รถบรรทุก รถโดยสาร รถแทรกเตอร์ เป็นต้น
1.7 น้ำมันเตา (Fuel Oil) น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงสำหรับเตาต้มหม้อน้ำ และเตาเผาหรือเตาหลอมที่ใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม เครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาดใหญ่ เครื่องยนต์เรือเดินสมุทรและอื่น ๆ
1.8 ยางมะตอย (Asphalt) ยางมะตอยเป็นผลิตภัณฑ์ส่วนที่หนักที่สุดที่เหลือจากการกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และนำยางมะตอยที่ผ่านกรรมวิธีปรับปรุงคุณภาพจะได้ยางมะตอยที่มีคุณสมบัติดีขึ้น คือ มีความเฉื่อยต่อสารเคมีและไอควันแทบทุกชนิด มีความต้านทานสภาพอากาศและแรงกระแทกกระเทือน มีความเหนียวและมีความยืดหยุ่นตัวต่ออุณหภูมิระดับต่าง ๆ ดี
2. ผลิตภัณฑ์ที่ได้จากกระบวนการแยกก๊าซธรรมชาติ
2.1 ก๊าซมีเทน (C1) ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตกระแสไฟฟ้าและให้ความร้อนในโรงงานอุตสาหกรรม และหากนำไปอัดใส่ถังเรียกว่า ก๊าซธรรมชาติอัด สามารถใช้เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง (NGV) ได้ นอกจากนี้ยังเป็นวัตถุดิบในการผลิตปุ๋ยเคมีได้ด้วย
2.2 ก๊าซอีเทน (C2) เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขั้นต้นเพื่อผลิตเอทิลีน ซึ่งเป็นสารตั้งต้นในการผลิตเม็ดพลาสติก เส้นใยพลาสติกโพลีเอทิลีน (PE) เพื่อใช้ผลิตเส้นใยพลาสติก และผลิตภัณฑ์พลาสติกชนิดต่าง ๆ
2.3 ก๊าซโพรเพน (C3) ใช้ผลิตโพรพิลีน ซึ่งเป็นสารตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เพื่อใช้ในการผลิตเม็ดพลาสติกโพลีโพรพิลีน (PP) เช่น ยางในห้องเครื่องยนต์ หม้อแบตเตอรี่ กาว สารเพิ่มคุณภาพน้ำมันเครื่องรวมทั้งใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรมได้อีกด้วย
2.4 ก๊าซบิวเทน (C4) ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และสามารถนำมาผสมกับโพรเพนอัดใส่ถังเป็นก๊าซปิโตรเลียม (ก๊าซหุงต้ม) เพื่อนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน เป็นเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ใช้ในการเชื่อมโลหะ และยังนำไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรมบางประเภทได้ด้วย
2.5 ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas ; LPG) มีคุณสมบัติเหมือนกับข้อ 1.1
2.6 ก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL ; Naturl Gas Liquid, C5+) แม้ว่าจะมีการแยกคอนเดนเสทออกเมื่อผลิตขึ้นมาถึงปากบ่อบนแท่นผลิตแล้ว แต่ก็ยังมีไฮโดรคาร์บอนบางส่วนหลุดไปกับไฮโดรคาร์บอนที่มีสถานะเป็นก๊าซ เมื่อผ่านกระบวนการแยกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติแล้วไฮโดรคาร์บอนเหลวนี้จะถูกแยกออก และถูกเรียกว่า ก๊าซโซลีนธรรมชาติ หรือ NGL (Natural Gas Liquid) แล้วส่งเข้าไปยังโรงกลั่นน้ำมันเป็นส่วนผสมของผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปได้เช่นเดียวกับคอนเดนเสท เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีระยะที่ 2 (ขั้นปลาย) และยังเป็นตัวทำละลาย ซึ่งนำไปใช้ในอุตสาหกรรมบางประเภทได้เช่นกัน
2.7 ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เป็นผลพลอยได้จากกระบวนการแยกก๊าซ ซึ่งสามารถนำไปใช้ประโยชน์ได้หลากหลาย เช่น เป็นน้ำแข็งแห้งสำหรับใช้ในอุตสาหกรรมถนอมอาหาร เป็นวัตถุดิบสำหรับในการทำฝนเทียม น้ำยาดังเพลิง สร้างควันหรือหมอกจำลอง ผลิตภัณฑ์เครื่องดื่ม เป็นต้น
3. ผลิตภัณฑ์ที่ได้จากอุตสาหกรรมต่อเนื่อง
3.1 น้ำมันหล่อลื่น (Lubricating Oils) หรือบางครั้งเรียกน้ำมันเครื่อง มีคุณสมบัติช่วยหล่อลื่น ระบายความร้อน รักษาความสะอาดเครื่องยนต์ ป้องกันสนิมและการกัดกร่อน ฯลฯ
3.2 จาระบี (Greases) เป็นผลิตภัณฑ์หล่อลื่นประเภทหนึ่งที่ใช้กับการหล่อลื่น ในที่ซึ่งน้ำมันหล่อลื่นไม่สามารถจะทำหน้าที่โดยสมบูรณ์ เช่น ตลับลูกปืน ทั้งยังสามารถป้องกันมิให้ฝุ่นเข้าไปอยู่ระหว่างผิวโลหะ
ได้
แล้วที่เรียกกันว่า คอนเดนเสท แล้วมันคืออะไรหรือ
คอนเดนเสทก็คือก๊าซธรรมชาติเหลว เป็นก๊าซธรรมชาติที่อยู่ในสถานะก๊าซเมื่ออยู่ใต้ดิน แต่เปลี่ยนสถานะเป็นของเหลวเมื่ออยู่บนผิวดิน สำหรับวิธีการผลิตก็จะเหมือนการแยกก๊าซก็จะเหมือนวิธีการแยกก๊าซธรรมชาติทั่วไป
แล้วแท่นที่ใช้ในกระบวนการผลิตและสำรวจปิโตรเลียมนั้นมีกี่ชนิดแบบไหนบ้างละครับ
Platform แบ่งออกเป็น 2 แบบ ตามรูปแบบของการติดตั้ง คือ Fixed platform และ Processing & floating storage offloading platform (PFSO)
Fixed platform ประกอบด้วยโครงสร้างเหล็ก 2 ส่วนหลัก คือ Jacket และ Topside
1. Jacket เป็นขาหยั่งเหล็กที่มีลักษณะโครงสร้างเป็น 3 มิติ (truss structure) โดยโครงสร้างเหล็กส่วนนี้จะจมอยู่ใต้ทะเลทั้งหมด และวางอยู่บนพื้นทะเลที่เป็นทรายหรือโคลน เพื่อให้มีการติดตรึงไว้อย่างมั่นคงกับพื้นทะเล จึงต้องตอกเสาเข็ม (piles) ต่อจาก jacket ให้ลึกลงไปจากพื้นทะเลอีก จนกว่าจะถึงชั้นดินดานหรือชั้นดินแข็ง และมั่นใจว่า jacket นั้น มีความแข็งแรงพอ ที่จะรับน้ำหนักของโครงสร้าง และอุปกรณ์ต่างๆ ที่วางไว้อยู่ข้างบน คือ บน topside ทั้งหมดได้ โดยเฉลี่ยแล้ว jacket มีน้ำหนัก 35-9,990 ตัน ถ้าจมอยู่ใต้น้ำลึก 8-138 เมตร
1.1 Riser เป็นโครงสร้างเหล็กส่วนบนจาก jacket ที่โผล่พ้นน้ำขึ้นมา เป็นโครงสร้างที่อยู่ระหว่าง jacket กับ topside โดยทั่วไป riser จะมีความสูงเฉลี่ย ประมาณ 10 เมตร แต่อย่างไรก็ตาม ความสูงของ riser จะเป็นเท่าใดนั้น ก็ขึ้นอยู่กับความสูงของคลื่นในบริเวณที่ platform นั้น ตั้งอยู่ คือ riser ต้องสูงพ้นระดับคลื่นสูงสุดเท่าที่เคยมีการวัดได้ในอดีต
1.2 ชนิดของ platform แบ่งตามลักษณะโครงสร้างของ jacket (ตามจำนวนขาของ jacket) คือ 1.2.1 Vent, single/small (3 cond.) jacket & riser 1.2.2 4 legs, conventional piles 1.2.3. 4 legs with skirt piles 1.2.4 more than 4 legs (6, 8,....), conventional piles 1.2.5 more than 4 legs (6, 8,....), with skirt piles เป็นต้น
2. Topside เป็นส่วนที่ติดตั้งอยู่ด้านบนของ jacket เหนือ riser เพื่อใช้เป็นพื้นที่สำหรับการวางอุปกรณ์ เครื่องจักร เครื่องยนต์ เครื่องกล ฯลฯ ที่จำเป็น เพื่อใช้สำหรับการดำเนินงานต่างๆ ในการผลิตปิโตรเลียม โดยอุปกรณ์ต่างๆ เหล่านั้น ที่นำมาติดตั้งบน topside ก็แยกประเภทตามลักษณะของการใช้งาน ทำให้สามารถแบ่ง platform ออกเป็นชนิดต่างๆ ตามลักษณะการใช้งานได้ ดังนี้
2.1 Wellhead platform (แท่นหลุมผลิต หรือ production platform) ที่จะมีการติดตั้งอุปกรณ์การผลิตต่างๆ เหนือหลุมผลิต ในพื้นที่ผลิตต่างๆ จะมี wellhead platform จำนวนเท่าใดนั้น ก็ขึ้นอยู่กับปริมาณสำรองปิโตรเลียม
2.2 Processing platform (แท่นกลางเพื่อกระบวนการผลิตและแยกปิโตรเลียม) ที่จะมีการติดตั้งอุปกรณ์แยก น้ำ คาร์บอนไดออกไซด์ สารปรอท สิ่งปนเปื้อนที่ไม่ต้องการ ฯลฯ ก่อนส่ง ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว และ/หรือน้ำมันดิบ เข้าสู่ขบวนการส่งต่อ ต่อไป นอกจากนี้มีการติดตั้งอุปกรณ์ทางวิศวกรรมปิโตรเลียมอื่นๆ ที่จำเป็นต่อการ process
2.3 Living quarter platform (แท่นที่พักอาศัย) ที่จะมีการติดตั้งที่พัก และสิ่งอำนวยความสะดวกอื่นๆ ที่จำเป็นแก่การพักอาศัย เพื่อให้ผู้ปฏิบัติงานสามารถอยู่อาศัยได้ขณะทำงานอยู่ในพื้นที่ผลิตปิโตรเลียมนั้น
2.4 Raiser platform (แท่นชุมทางท่อ) เป็นแท่นที่ใช้รวบรวมปิโตรเลียมที่ผลิตได้จาก wellhead platform ย่อยๆ ทั้งหลายที่อยู่ในแหล่ง (บริเวณ/พื้นที่) ปิโตรเลียมเดียวกัน ที่จะมีการติดตั้งอุปกรณ์เพื่อรวบรวมปิโตรเลียมจากแท่นผลิตย่อยเพื่อส่งไปเข้าสู่ขบวนการผลิตและแยกปิโตรเลียมที่ processing platform ต่อไป
2.5 Flare platform (แท่นเผาก๊าซทิ้ง) เมื่อมีก๊าซที่ไม่ต้องการเกิดขึ้น ก็ต้องเผาทิ้งไป โดยทั่วไป platform แบบนี้ มักจะมีขนาดเล็ก และมีเพียง 3 ขา เพราะ jacket ไม่ต้องรองรับน้ำหนัก ที่อยู่บน topside มากนัก มีการติดตั้งเพียงอุปกรณ์เพื่อรวบรวมก๊าซ และอุปกรณ์อื่น ๆ เท่าที่จำเป็น เท่านั้น
2.6 Compression platform (แท่นเพิ่มแรงดัน) เมื่อก๊าซที่ผลิตได้มีแรงดันลดลง ก็ต้องมีการเพิ่มแรงดัน โดยใช้ compressor เพื่อให้ก๊าซที่ผลิตได้ สามารถเดินทางเข้าสู่ท่อเพื่อเดินทางต่อไปจนถึงจุดรับก๊าซเพื่อการค้าได้ จึงมีขบวนการเพิ่มแรงดันบน platform นี้ อุปกรณ์ต่างๆ ที่ติดตั้งก็ต้องใช้เพื่อการนี้
Processing & floating storage offloading platform นั้น มีลักษณะเป็นทั้งเรือที่ทำการผลิตปิโตรเลียม และทำการกักเก็บก๊าซธรรมชาติเหลวและน้ำมันดิบได้ในตัวเองแบบลอยน้ำ โดยเรือดังกล่าวจะจอดหยุดอยู่กับที่ ณ ตำแหน่งที่แน่นอน มีการตอกหมุดติดตรึงไว้อย่างดีกับพื้นทะเล เพื่อไม่ให้เคลื่อนที่ไปมาได้ และมีความมั่นคงสูงเสมือนหนึ่งเป็น fixed platform เพียงแต่ไม่มี jacket ที่หยั่งลงไปเพื่อวาง platform ไว้บนพื้นทะเลเท่านั้น จึงมีความคล่องตัวสูง เพราะสามารถใช้เป็นทั้ง wellhead, processing, storage และ offloading ได้ใน platform เดียวกัน
ในการทำธุรกิจเกี่ยวกับปิโตรเลียมในเมืองไทยนั้น มีกระบวนการอย่างไรบ้าง
สัมปทาน คือ การที่รัฐอนุญาตให้เอกชนจัดทำบริการสาธารณะหรือจัดทำประโยชน์เกี่ยวกับทรัพยากรธรรมชาติ ภายในระยะเวลาและตามเงื่อนไขที่รัฐกำหนด ณ ที่นี้ สัมปทานปิโตรเลียมในประเทศไทย คือ การให้สิทธิผูกขาดแก่ผู้รับสัมปทานเพียงผู้เดียว ในการประกอบกิจการปิโตรเลียมในพื้นที่ที่ได้รับสัมปทาน โดย 1) ให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในบริเวณหนึ่งภายในเวลาที่กำหนด 2) ปิโตรเลียมที่พบเป็นของผู้รับสัมปทาน 3) ผู้รับสัมปทานจะต้องลงทุนและรับความเสี่ยงทั้งหมด และ 4) ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมจะต้องชำระผลประโยชน์ให้รัฐในรูปของค่าภาคหลวง ผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษ และภาษีเงินได้
แหล่งสำรวจจะแบ่งออกเป็นแปลงต่าง ๆ ทั้งจากบนบกและทะเล ซึ่งผู้สนใจจะต้องเข้ามายื่นขอสัมปทานเพื่อเข้ามาสำรวจ โดยจะต้องเป็นไปตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 (เป็นกฎหมายที่ใช้บังคับในการบริหาร จัดการ และกำกับดูแลการประกอบกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม) เมื่อได้สิทธิ์ในแปลงสัมปทานนั้น ๆ แล้ว จึงจะมีสิทธิ์สำรวจได้
พื้นที่ผลิต คือ พื้นที่ที่พบว่าแปลงสัมปทานนั้น ๆ มีศักยภาพในการดำเนินการนำปิโตรเลียมมาใช้ประโยชน์ได้
โดยมีขั้นตอนกระบวนการต่อไปนี้
ขั้นตอนที่ 1 การกำหนดแปลงสัมปทานและประกาศเชิญชวน
เจ้าหน้าที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ศึกษาข้อมูลพื้นที่ที่จะให้มีการสำรวจปิโตรเลียม โดยจะกำหนดเขตแปลงสำรวจ กำหนดค่าคงที่แสดงภาพธรณีวิทยาของแปลงสำรวจ และกำหนดค่าลดหย่อนพิเศษ เพื่อให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติ และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะออกประกาศลงในราชกิจจานุเบกษาเพื่อกำหนดเขตพื้นที่แปลงสำรวจที่จะเปิดให้ยื่นขอสัมปทานทั่วประเทศหรือเฉพาะบางพื้นที่ ขณะที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจะออกประกาศเชิญชวนให้ยื่นขอสัมปทาน
ขั้นตอนที่ 2 การประกาศเชิญชวนและยื่นขอสัมปทาน
กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ จะจัดส่งเอกสารการประกาศเชิญชวนให้บริษัทปิโตรเลียมทั่วโลก และให้ข้อมูลที่เกี่ยวข้องแก่บริษัทที่สนใจยื่นคำขอ เมื่อบริษัทปิโตรเลียมที่สนใจศึกษาข้อมูลของแปลงสำรวจที่จะยื่นขอและข้อมูลอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง ก็ต้องยื่นคำขอหลักฐานและเอกสารต่าง ๆ ตามที่กำหนดในประกาศเชิญชวนภายในเวลาที่กำหนด (เอกสารเชิญชวน ได้แก่ คำขอ รายละเอียดของพื้นที่แปลงสำรวจ คุณสมบัติผู้ยื่นขอสัมปทาน วิธีการยื่นขอ หลักเกณฑ์การพิจารณา ข้อสงวนสิทธิ์อื่น ๆ) ทั้งนี้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะจัดทำ Data Pakage ของพื้นที่แปลงสำรวจต่าง ๆ ไว้ให้ศึกษาและจำหน่ายต่อไปด้วย
ขั้นตอนที่ 3 การพิจารณาคำขอและออกสัมปทาน
1) คณะกรรมการรับคำขอสัมปทาน เอกสารคำขอ 2) นำส่งคณะอนุกรรมการพิจารณาคำขอสัมปทานโดยมีเจ้าหน้าที่ด้านเทคนิคของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้ชี้แจงข้อมูล 3) คณะกรรมการปิโตรเลียมจะพิจารณาผู้ที่เหมาะสมได้รับเลือกให้เป็นผู้รับสัมปทานในแปลงสำรวจที่ยื่นขอตามที่คณะอนุกรรมการพิจารณาคำขอสัมปทานเสนอ 4) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรมคัดเลือกผู้ที่เหมาะสมได้รับเลือกให้เป็นผู้รับสัมปทานตามที่คณะกรรมการปิโตรเลียมพิจารณาและนำเสนอให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติ และ 5) เมื่อได้รับการอนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานออกสัมปทานปิโตรเลียมให้แก่บริษัทที่ได้รับคัดเลือก
ขั้นตอนที่ 4 สำรวจ
บริษัทที่ได้รับสัมปทานดำเนินการสำรวจทางธรณีวิทยา ธรณีฟิสิกส์ และเจาะสำรวจ
ขั้นตอนที่ 5 พัฒนา
การพัฒนาแหล่งผลิตปิโตรเลียมจะต้องคำนึงถึงการอนุรักษ์ทรัพยากรพลังงานและการใช้ประโยชน์อย่างคุ้มค่าที่สุด การนำวิธีการ เทคโนโลยีที่ทันสมัย อยู่ในหลักการปฏิบัติงานปิโตรเลียมที่ดี มีความปลอดภัยและการจัดการผลกระทบสิ่งแวดล้อม โดยผู้สัมปทานจะต้องส่งรายละเอียดการดำเนินงานให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณา เมื่อออกแบบระบบการผลิต จะก่อสร้างหรือติดตั้งอุปกรณ์การผลิต และจะเปลี่ยนแปลงแก้ไขเพิ่มเติมภายหลัง ในขั้นตอนเหล่านี้จะต้องถูกตรวจสอบโดยพนักงานเจ้าหน้าที่ตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514
ขั้นตอนที่ 6 ผลิต ขาย และจำหน่าย
โดยจะมีการกำหนดจุดซื้อขาย มาตรวัด คำนึงถึงการอนุรักษ์ทรัพยากรธรรมชาติ ความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม และราคาซื้อขายต่อไป
องค์กรของรัฐและบุคคลที่เกี่ยวข้อง
1. เจ้าหน้าที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กำกับดูแลการประกอบกิจการตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514
2. อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ อนุมัติแผนการดำเนินงานของผู้รับสัมปทาน กำหนดสถานที่ขายปิโตรเลียม ออกประกาศกรม
3. คณะอนุกรรมการคณะต่าง ๆ พิจารณากลั่นกรองคำขออนุญาตในเรื่องต่าง ๆ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการปิโตรเลียม
4. คณะกรรมการปิโตรเลียม ให้คำปรึกษาแก่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน อนุญาตนำเข้าบุคคล/อุปกรณ์ อนุญาตถือกรรมสิทธิ์ที่ดิน ให้ความเห็นชอบราคาก๊าซ
5. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน อนุมัติพื้นที่ผลิต ออกกฎกระทรวง เพิกถอนสัมปทาน
6. คณะรัฐมนตรี อนุมัติให้และโอนสัมปทาน รับผู้เข้าร่วมประกอบกิจการ ต่อระยะเวลาสำรวจและผลิต อนุมัติให้เปลี่ยนปริมาณงาน กำหนดค่าคงที่สภาพทางธรณีวิทยาของแปลงสำรวจ
กล่าวโดยสรุปแล้วกิจการปิโตรเลียมตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม จะรวมถึงการสำรวจ ผลิต เก็บรักษา ขนส่ง ขาย หรือจำหน่าย โดยปิโตรเลียมเป็นของรัฐ ผู้ใดสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมต้องได้รับสัมปทาน ซึ่งจะมีหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการขอสัมปทานกำหนดโดยกฎกระทรวง และแบบสัมปทานกำหนดโดยกฎกระทรวง (ฉบับที่ 17)
โดยที่ผลประโยชน์ของเจ้าของประเทศที่ได้รับโดยตรงได้แก่
1.มีแหล่งเชื้อเพลิงในประเทศไว้ใช้ประโยชน์ในด้านพลังงาน
2.รัฐมีรายได้จากค่าภาคหลวงปิโตรเลียม (เฉลี่ยประมาณ ร้อยละ 12.5 ของมูลค่าปิโตรเลียม)
3.ภาษีเงินได้ปิโตรเลียม(ร้อยละ50 ของผลกำไรของผู้ประกอบการผลิตปิโตรเลียม)
โดยในประเทศไทยตอนนี้เรามีกำลังผลิตปิโตรเลียมทั้งหมด ผลิตได้วันละประมาณ 500,000 บาเรล(เทียบเท่าน้ำมันดิบ) หรือ ประมาณ 47%ของการต้องการใช้ในประเทศ ดังนั้นในอัตราส่วนการใช้ที่ 47% นี้จึงไม่เพียงพอต่อการใช้งานภายในประเทศ ทำให้ต้องพึงพาการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ เข้ามาใช้งานซึ่งทำให้เราเสียดุลการค้าระหว่างประเทศ ซึ่งอยู่ในภาวะน้ำมันแพง โดยราคา ณ. วันที่ 27 กค 48 ราคาน้ำมันอยู่ที่ 58-59 เหรียญดอลลาร์สหรัฐ ทำให้ประเทศของเรานั้นประสบปัญหา ชลอตัวทางเศรฐกิจทุกๆด้าน เช่นการขนส่ง การผลิต การค้าขาย และผลกระทบต่อประชาชนในประเทศและทั่วโลก
แล้วทำไมเราต่องอ้างอิงราคาน้ำมันที่สิงคโปร์ ละครับทั้งๆที่เขาไม่ได้ผลิตเอง
ประเทศไทยใช้ระบบการค้าเสรี จึงไม่สามารถแทรกแซงตลาดได้มากนัก ถึงแม้ว่าน้ำมันดิบจะสามารถผลิตได้ในประเทศ แต่กรรมสิทธิ์ก็เป็นของผู้รับสัมปทาน ซึ่งได้รับความเสี่ยงในการลงทุนสำรวจและผลิต การขายจึงเป็นเอกสิทธิ์ของผู้รับสัมปทาน แต่รัฐมีส่วนลดพิเศษให้ในการขายน้ำมันให้กับเอกชนภายในประเทศ ดังนั้นน้ำมันชนิดเดียวกันที่ขายภายในประเทศ เมื่อเปรียบเทียบกับส่งขายไปต่างประเทศ จึงมีราคาต่ำกว่าเล็กน้อย นอกจากนั้น การอ้างอิงราคาน้ำมันสำเร็จรูป ณ ประเทศสิงคโปร์เป็นหลัก เพราะเป็นประเทศที่มีตลาดการส่งออกน้ำมันที่ใหญ่ที่สุดในภูมิภาคเอเชีย และอยู่ใกล้ประเทศไทยมากที่สุด หากราคาน้ำมันในประเทศถูกกว่าสิงคโปร์ ผู้ค้าน้ำมันในประเทศจะส่งออกน้ำมันไปขายทีสิงคโปร์แทนการขายในประเทศ ซึ่งอาจทำให้เกิดภาวะการขาดแคลนในประเทศได้ หากราคาน้ำมันในประเทศแพงกว่า ผู้ค้าน้ำมันก็จะซื้อน้ำมันจากสิงคโปร์แทนการซื้อจากโรงกลั่นภายในประเทศ ซื่งจะทำให้โรงกลั่นน้ำมันขาดทุนและอาจต้องเลิกกิจการ
| Create Date : 27 กรกฎาคม 2548 | | |
| Last Update : 27 กรกฎาคม 2548 13:23:48 น. |
| Counter : 9186 Pageviews. |
| |
|
| |
|
|
|
คิดค้นและค้นพบกับ ปิโตรเลียม
ในประเทศไทยนั้นได้มีการสำรวจและค้นหาพลังงานจาก ปิโตรเลียม โดยที่แหล่งที่สำรวจพบแล้วบนบกมีอยู่บริเวณภาคกลางในเขตจังหวัดสุโขทัย กำแพงเพชร พิษณุโลก เพชรบูรณ์ นครปฐม สุพรรณบุรี ภาคตะวันอกเฉียงเหนือ ในเขตจังหวัดขอนแก่น อุดรธานี และในบริเวณอ่าวไทย
หลายคนคงไม่รู้ว่า ของที่เราใช้กันอยู่ในชีวิตประจำวันนั้นล้วนทำมาจากปิโตรเลียม ทั้งนั้น เช่น เสื้อผ้า
เครื่องนุ่งห่ม พลาสติคห่อของ อุปกรณ์ในรถยนต์ ชิ้นส่วนคอมพิวเตอร์ แผ่น ซีดี เอย วิทยุ โทรทัศน์ ทั้งหมดล้วนมีส่วนที่ทำมากจากปิโตรเลียม แม้แต่ยาบางชนิดยังมีส่วนผสมทางเคมีที่ได้มาจากปิโตรเลียมและอื่น... โอ้ยอะไรอีกหลายอย่างในชีวิตของเรา ดังนั้นเรามาทำความรู้จักกันดีกว่าครับ ว่า ปิโตรเลียมคืออะไร มันก็คือคือ สารไฮโดรคาร์บอนที่เกิดขึ้นเองตามธรรมชาติ โดยอาจมีธาตุอโลหะอื่นปะปนอยู่ด้วย เช่น กำมะถัน ไนโตรเจน ออกซิเจน เป็นต้น โดยที่
-ปิโตรเลียม แบ่งเป็น 2 สถานะ คือ ของเหลว (น้ำมันดิบ) และ ก๊าซ (ก๊าซธรรมชาติ และคอนเดนเสท : ก๊าซธรรมชาติเหลว)
ว่าแต่มันเถอะแล้วในบ้านเรามีมากแค่ไหนละ
ก๊าซธรรมชาติ 15.5 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต
ก๊าซธรรมชาติเหลว 327 ล้านบาเรล
น้ำมันดิบ 364 ล้านบาเรล
แล้วก๊าซธรรมชาติเหลวมันคืออะไรละ
คำตอบก็คือก๊าซธรรมชาติที่เมื่ออยู่ในแหล่งกักเก็บใต้ผิวโลก ซึ่งมีความร้อนและความกดดันสูง จากใต้ผิวที่กระทำต่อมันรวม ทั้งน้ำหนักของพื้นดินที่กดทับ จะมีสภาพเป็นก๊าซ และจะกลายสภาพเป็นของเหลวเมื่อขึ้นมาอยู่บนพื้นผิวโลก นั่นเอง
แล้วก๊าซธรรมชาติเหลวต่างจากน้ำมันดิบอย่างไรละ
ก๊าซธรรมชาติเหลวเมื่ออยู่ในแหล่งกักเก็บใต้ผิวโลก ซึ่งมีความร้อนและความกดดันสูง จะมีสภาพเป็นก๊าซ และจะกลายสภาพเป็นของเหลวเมื่อขึ้นมาอยู่บนพื้นผิวโลก ส่วนน้ำมันดิบมีสภาพเป็นของเหลวตั้งแต่เมื่ออยู่ในแหล่งกักเก็บใต้ผิวโลก โดยที่ส่วนที่เบาที่สุดจะอยู่บนสุด ส่วนที่หนักที่สุดรองลงมาคือน้ำมันก็จะอยู่ถัดลงมาแล้วต่อมาก็คือน้ำนี่เองครับ เพราะว่าน้ำมันไม่ปนกับน้ำมัน และหนักกว่าน้ำมันมันจึงอยู่ต่ำที่สุด และทั้งหมดนั้นจะแบ่งเป็นชั้นๆไปอย่างชัดเจนแล้วแต่ความหนาของชั้นปิโตรเลียมว่ามีมากน้อยเพียงใด ยิ่งชั้นมีความหนามากก็ยิ่งมีปริมาณสำรองในบ่อมาก แต่ทั้งนี้ก็ขึ้นอยู่กับว่าธรณีวิทยาแถบนั้นเป็นอย่างไรด้วยเพราะต้องดูชั้นหินกักเก็บว่าเป็นหินประเถทใดด้วยครับ
ว่ามีความสามารถในการยอมให้น้ำมันไหลผ่านชั้นหินได้เร็วเพียงใดยิ่งเร็วยิงดีครับเพราะสามารถทำการผลิตต่อวันได้มาก ซึ่งมีไม่กี่พิ้นที่ในโลกที่สามารถทำแบบนี้ได้เช่น ประเทศในตะวันออกกลางเป็นต้น
มีสถานะตามธรรมชาติเป็นของเหลว ประกอบด้วยสารไฮโดรคาร์บอนระเหยง่ายเป็นส่วนใหญ่ แบ่งเป็น 3 ชนิด ตามคุณสมบัติและชนิดของไฮโดรคาร์บอนที่ประกอบอยู่ คือ 1) น้ำมันดิบฐานพาราฟิน 2) น้ำมันดิบฐานแอสฟัลต์ และ 3) น้ำมันดิบฐานผสม น้ำมันดิบทั้งสามชนิดนี้ เมื่อนำมากลั่นแล้วจะให้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในสัดส่วนที่แตกต่างกัน
ก๊าซธรรมชาติ คอนเดนเสท LPG LNG CNG LCNG ก๊าซมีเทนในชั้นถ่านหิน ก๊าซโซฮอล์ และไบโอดีเซล คืออะไร
1. ก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas) เป็นปิโตรเลียมที่อยู่ในรูปของก๊าซที่สภาพแวดล้อมบรรยากาศ ก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วยสารไฮโดรคาร์บอนเป็นส่วนใหญ่ และกว่าร้อยละ 70 เป็นก๊าซมีเทน (Methane :CH4)
2. ก๊าซธรรมชาติเหลวหรือคอนเดนเสท (Condensate) ประกอบด้วยสารไฮโดรคาร์บอนในกลุ่มเดียวกับก๊าซธรรมชาติ แต่มีลักษณะเป็นของเหลวในสภาพบรรยากาศ เพราะว่าปริมาณคาร์บอนอะตอมในโครงสร้างโมเลกุลมากกว่าก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลวที่อยู่ในแหล่งกักเก็บตามธรรมชาติจะมีสถานะเป็นก๊าซ แต่เมื่อขึ้นมาอยู่ในสภาพบรรยากาศจะกลายเป็นของเหลว จึงเรียกก๊าซธรรมชาติเหลว
3. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas : LPG) ประกอบด้วยก๊าซโพรเพน (C3HS) และก๊าซบิวเทน (C4H10) ที่ถูกทำให้เป็นของเหลวโดยการลดความกดดัน ใช้เป็นเชื้อเพลิงในครัวเรือน รถยนต์ และโรงงานอุตสาหกรรม
4. ก๊าซมีเทนในชั้นถ่านหิน (Coal Bed Methane) มีส่วนประกอบและนำมาใช้ประโยชน์ได้เช่นเดียวกับก๊าซมีเทนในก๊าซธรรมชาติ แต่ต่างกันที่พบอยู่ในชั้นถ่านหิน ก๊าซมีเทนที่เกิดขึ้นจะสะสมตัวใน 3 ลักษณะ ละลายอยู่ในชั้นน้ำ และแทรกซึมอยู่ในรอยแตกในชั้นถ่านหิน การนำก๊าซมีเทนมาใช้ประโยชน์จะต้องสูบน้ำออกจากหลุมผลิตให้ความกดดันในหลุมผลิตลดลงมากที่สุด เพื่อให้ก๊าซมีเทนซึ่งมีความดันต่ำไหลออกมาได้ โครงการสำรวจหาก๊าซมีเทนในชั้นถ่านหินบริเวณแอ่งแม่ทะ อ.แม่ทะ จ.ลำปาง และบริเวณแอ่งแม่ละเมา อ.แม่สอด จ.ตาก เป็นโครงการของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และแอ่งเคียนซา อ.พุนพิน จ.สุราษฎร์ธานี ดำเนินการโดยบริษัท เอสวีเอสฯ ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียม แปลง L71/43 ความคืบหน้าผลสำรวจยังไม่พบก๊าซมีเทนในปริมาณที่น่าสนใจ
5. LCNG เป็นการนำ LNG ไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ เนื่องจาก LNG ที่ถูกขนส่งมาเก็บรักษาไว้เป็นของเหลวมีอุณหภูมิ ลบ 161 องศาเซลเซียส เมื่อจะนำไปเติมในรถยนต์ต้องทำให้อยู่ในรูปของก๊าซ โดยผ่านในท่อ ณ อุณหภูมิห้อง และเมื่อจะเติมในถังก๊าซรถยนต์ให้ได้ปริมาณมากต้องอัดที่ความดันประมาณ 200 บาร์
6. LNG (Liquefied Natural gas) เป็นก๊าซธรรมชาติที่ถูกทำให้อยู่ในรูปของเหลวเพื่อประโยชน์ในการขนส่งไปใช้ในที่ไกล ๆ จากแหล่งผลิต ซึ่งการขนส่งทางท่อไม่คุ้มในเชิงเศรษฐศาสตร์ โดยมีกระบวนการเปลี่ยนสถานะก๊าซธรรมชาติให้เป็นของเหลวที่อุณหภูมิ ลบ 160 องศาเซลเซียส ซึ่งปริมาตรจะลดลง 600 เท่า และขนส่งโดยเรือชนิดพิเศษมาที่สถานีรับปลายทาง ที่จะมีกระบวนการทำให้ LNG กลับกลายเป็นก๊าซธรรมชาติ ก่อนส่งเข้าท่อแจกจ่ายไปใช้ต่อไป
7. CNG (Compressed Natural Gas) เป็นการนำก๊าซธรรมชาติมาอัดก่อนเติมลงถังก๊าซรถยนต์เพื่อให้ได้ปริมาณมาก โดยปกติ จะใช้ความดันประมาณ 200 บาร์
8. น้ำมันก๊าซโซฮอล์ เป็นน้ำมันผสมระหว่างเบนซินกับเอทานอลบริสุทธิ์ ร้อยละ 99.5 ในสัดส่วน 90 : 10 จึงมีคุณสมบัติทั่วไปคล้ายน้ำมันเบนซิน มีค่าออกเทน 95 สามารถใช้ได้กับเครื่องยนต์เบนซินระบบจ่ายน้ำมันแบบหัวฉีด เอทานอลผลิตได้จากพืชชนิดต่าง ๆ เช่น น้ำมันสำปะหลังสด น้ำอ้อย และกากอ้อย คิดในปริมาณชนิดละ 1 ตัน จะผลิตเอทานอลได้ประมาณ 180, 70 และ 260 ลิตร ตามลำดับ
9. น้ำมันไบโอดีเซล เป็นผลิตภัณฑ์ที่ได้จากการนำน้ำมันพืชชนิดต่าง ๆ หรือน้ำมันสัตว์ (น้ำมันใหม่ หรือน้ำมันที่ใช้แล้ว) ไปผ่านกระบวนการทางเคมีโดยการเติมแอลกอฮอล์และตัวเร่งปฏิกิริยาภายใต้สภาวะที่มีอุณหภูมิเพื่อเปลี่ยนโครงสร้างทางเคมีของน้ำมันให้เป็น Oranic Acid Ester ซึ่งมีคุณสมบัติใกล้เคียงกับน้ำมันดีเซล จึงเรียกชื่อว่า ไบโอดีเซล สำหรับน้ำมันปาล์มหรือน้ำมันมะพร้าวที่ไม่ผ่านกระบวนการทางเคมีดังกล่าวข้างต้น แต่นำมาใช้โดยตรง หรือผสมกับน้ำมันดีเซล ไม่ถือว่าเป็นน้ำมันไบโอดีเซล
เมื่อเรารู้แล้วว่าพื้นที่แถบนั้นคาดว่าจะมีปิโตรเลียมแล้วเราจะเอามาใช้ได้อย่างไรละ เริ่มจากการสำรวจโครงสร้างทางธรณีวิทยา(โครงสร้างชั้นหิน) ขนาดใหญ่ โดยภาพถ่ายดาวเทียมและภาพถ่ายทางอากาศ หากพบโครงสร้างที่น่าสนใจ จึงทำการสำรวจในรายละเอียดต่อไปโดยวิธีการทางธรณีฟิสิกส์และธรณีวิทยา และหากพบบริเวณที่น่าจะเป็นแหล่งกักเก็บปิโตรเลียม จึงกำหนดตำแหน่งเพื่อเจาะสำรวจหาชนิด คุณภาพ และวัดปริมาณสำรอง
ต่อ ภาคสอง Coming Soon
 
| Create Date : 26 กรกฎาคม 2548 | | |
| Last Update : 26 กรกฎาคม 2548 2:42:55 น. |
| Counter : 1907 Pageviews. |
| |
|
| |
|
|
|
|
|
|
ฝากข้อความหลังไมค์
Rss Feed
ผู้ติดตามบล็อก : 1 คน [