Decommissioning การรื้อถอนสิ่งติดตั้งกิจการสำรวจและผลิตปิโตรฯ

• Facebook
• Twitter
• Line

Decommissioning หลักเกณฑ์ในการดำเนินงานรื้อถอนสิ่งติดตั้งในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

16. รัฐได้กำหนดหลักเกณฑ์ในการดำเนินงานรื้อถอนสิ่งติดตั้งในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมอย่างไรบ้าง

Decommissioning

ตามพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ได้กำหนดให้ผู้รับสัมปทานปิโตรเลียมต้องรับผิดชอบในการดำเนินการรื้อถอนสิ่งก่อสร้างในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม โดยในการจะจัดทำแนวทางปฏิบัติในการรื้อถอนสิ่งติดตั้งในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

สำหรับประเทศไทย (Thailand Decommissioning Guideline) ให้เป็นแนวทางที่สามารถปฏิบัติได้จริง ได้มาตรฐานสากล เป็นไปตามข้อกำหนดกฎหมาย ทั้งกฎหมายระหว่างประเทศ และกฎหมายในประเทศ

นั้นมีความจำเป็นที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะต้องทำการศึกษาข้อกฎหมายระหว่างประเทศ และวิธีการกำกับดูแลและดำเนินงาน รื้อถอนฯ ของต่างประเทศ อาทิ ประเทศสหรัฐอเมริกา ประเทศอังกฤษ เป็นต้น

ทั้งนี้เพื่อนำแนวทางของต่างประเทศมาวิเคราะห์ ข้อดีข้อจำกัดในการดำเนินงานเพื่อนำมาประยุกต์ใช้กับประเทศไทยให้เหมาะสม

1. กฎหมายระหว่างประเทศและสนธิสัญญาที่เกี่ยวข้องกับการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง

ในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมกฎหมายระหว่างประเทศ สนธิสัญญา (Global convention) และหลักปฏิบัติสากล เกี่ยวกับการ รื้อถอนสิ่งติดตั้ง ในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมได้มีการเขียนกำหนดและใช้มาแล้วกว่า 50 ปี

โดยในที่นี้จะหมายถึงสิ่งติดตั้ง ในทะเลเท่านั้นเพราะถ้าเป็นกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมบนบกจะต้องปฏิบัติตามกฎหมายภายในของแต่ละประเทศ

ทั้งนี้สาเหตุสำคัญในการร่างข้อกำหนด และหลักเกณฑ์ในเรื่องการรื้อถอนฯ เพื่อให้ผู้ประกอบการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมต้องดำเนินการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง ออกจากพื้นที่เมื่อเสร็จสิ้นการใช้งานแล้ว เพื่อเป็นการคืนสิทธิในการใช้ประโยชน์จากทะเลบริเวณนั้น

โดยข้อกำหนดและหลักเกณฑ์ จะพิจารณาให้เกิดความสมดุลระหว่างการรักษาสิ่งแวดล้อม การจัดการค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้น ความปลอดภัยในการดำเนินงาน และความเป็นไปได้ในเชิงเทคนิคการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง

สนธิสัญญาสากล และหลักปฏิบัติ ที่เกี่ยวข้องกับการรื้อถอนฯ ได้แก่

• – 1958 Geneva Convention on the Continental Shelf
• – 1982 Convention on the Law of the Sea (UNCLOS)
• – 1989 International Maritime Organization (IMO) Guidelines andStandards
• – 1972 London Convention (LC)
• – 1996 Protocol to the London Convention

สนธิสัญญาและหลักปฏิบัติสากลเหล่านี้ ได้กำหนดขอบเขต และเงื่อนไขไว้ชัดเจนว่า สิ่งติดตั้ง ในกิจการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมในทะเล ประเภทใด ระดับความลึกน้ำเท่าไร ที่ควรทำการรื้อถอนเมื่อเสร็จสิ้นการใช้งาน และประเภทใดสามารถปล่อยไว้ที่เดิมได้ หรือมีวิธีการพิจารณาหากจะต้องนำไปจมไว้ในทะเลที่กำหนดไว้เป็นที่เฉพาะ (Marine dumping)

2. หลักการรื้อถอนอุปกรณ์ที่ใช้ในการผลิตปิโตรเลียมในต่างประเทศ

ปัจจุบันนับว่าภูมิภาคที่มีประสบการณ์งานรื้อถอนเกิดขึ้นเป็นจำนวนมากได้แก่ประเทศ สหรัฐอเมริกาในบริเวณอ่าวเม็กซิโก

นอกจากนี้ก็จะเป็นพื้นที่ในเขตทะเลเหนือ แต่พื้นที่ในเขตทะเลเหนือมีลักษณะโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ต่างจากประเทศไทย คือ การสำรวจและผลิตปิโตรเลียมนอกชายฝั่งส่วนมากจะเป็นเขตน่านน้ำลึกทำให้ค่าใช้จ่าย เทคโนโลยีที่ใช้ ย่อมมีความเป็นไปได้สูงที่จะไม่สามารถเทียบเคียงได้กับประเทศไทย

แต่หลักการรื้อถอนโดยรวมแล้วลักษณะที่คล้ายกันคือขั้นตอนการรื้อถอน กล่าวคือจะเริ่มต้นด้วย

1. การปิดและสละหลุม (Plug and Abandonment)
2. การรื้อถอนท่อส่งปิโตรเลียม หรืออุปกรณ์เสริม
3. การรื้อถอนแท่นหรือสถานีผลิต และ
4. การตรวจสอบติดตามประเมินผลหลังจากการดำเนินการรื้อถอน

ทั้งนี้ทุกขั้นตอนต้องมีการระบุไว้ในแผนการดำเนินงานอย่างชัดเจน

ทั้งนี้ในบางประเทศมีข้อระบุให้ยื่นแผนเป็นระยะเวลาอย่างน้อย 5 ปี ก่อนเริ่มดำเนินงานรื้อถอนเพื่อการตรวจสอบและอนุมัติงานดังกล่าว

3. แนวทางการจัดการค่าใช้จ่ายในการรื้อถอนสิ่งก่อสร้างในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

จากผลการศึกษาแนวทางการจัดการค่าใช้จ่ายในการรื้อถอนฯ ของหลายประเทศโดยเฉพาะประเทศที่ใช้ระบบสัมปทานเช่นประเทศสหรัฐอเมริกา สหราชอาณาจักร นอร์เวย์ นิวซีแลนด์ เป็นต้น ได้ยอมให้ผู้รับสัมปทานวางหลักประกันทางการเงินสำหรับการรื้อถอน และ นำไปหักค่าใช้จ่ายได้ โดยมีมาตรการช่วยเหลือด้วยการให้ ค่าใช้จ่ายคืนตามระยะเวลาที่กำหนด(Carried Back) หรือในบางประเทศมีการอนุญาตให้นำประมาณการค่าใช้จ่ายมาใช้หักภาษีล่วงหน้าได้

ทั้งนี้การวางหลักประกันอาจทำได้หลายรูปแบบ เช่น Parental Guarantee, Bank Guarantee, พันธบัตรรัฐบาล จนถึงการวางเงินประกันในขณะที่ประเทศที่ใช้ระบบ Production Sharing Contract (PSC) ส่วนใหญ่จะใช้ระบบการเก็บเงินเข้าเป็นกองทุน

ดังนั้น สำหรับประเทศไทยซึ่งใช้ระบบสัมปทาน (Concession System) รัฐต้องการหลักประกันเพื่อความมั่นใจว่าผู้รับสัมปทานจะมีค่าใช้จ่ายเพื่อทำการรื้อถอนได้ หรือกรณีผู้รับสัมปทานไม่ทำการรื้อถอนรัฐก็สามารถเรียกหลักประกันดังกล่าวเพื่อนำมาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการรื้อถอน และควรให้มีการนำหลักประกันไปหักภาษีได้

สรุปประเด็นที่ควรเข้าใจเกี่ยวกับการรื้อถอนสิ่งปลูกสร้างของประเทศไทย

1. ในระหว่างที่ดำเนินการผลิตปิโตรเลียมนั้น สิ่งปลูกสร้างที่ใช้ในการประกอบกิจการเป็นของผู้รับสัมปทาน กล่าวคือ สามารถดำเนินการใช้ประโยชน์ในการผลิตปิโตรเลียมได้ และ ต้องดูแลรักษาให้อยู่ในความปลอดภัยและเหมาะสม โดยการควบคุมของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ

2. ตามกฎหมายปิโตรเลียม เมื่อหมดอายุสัมปทานแล้วทุกอย่าง ทั้งสิ่งปลูกสร้างอุปกรณ์ เครื่องมือต่างๆตกเป็นของรัฐทั้งหมด

3. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติมีสิทธิในการสั่งให้รื้อถอนสิ่งปลูกสร้างทั้งหมด โดยใช้เงินของผู้รับสัมปทานเอง หรืออาจจะให้วางวงเงินไว้เพื่อดำเนินการรื้อถอนเองโดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติในอนาคตก็เป็นได้

4. ถ้ามีความเสียหายต่อสิ่งแวดล้อมหรือประชาชน ที่เกิดจากสิ่งปลูกสร้างนั้นๆ ในอนาคตหลังจากหมดสัมปทาน ผู้รับสัมปทานยังต้องมีหน้าที่รับผิดชอบดำเนินการแก้ไขให้เรียบร้อย

ที่มา หน้า 41 ใน https://dmf.go.th/public/list/data/index/menu/952

ข้างล่างนี้ผมลอกมาจาก https://petrowiki.org/Offshore_decommissioning

เก็บไว้อ้างอิงตอบข้อสอบอาจารย์ได้นะครับ 🙂

Process of decommissioning

Offshore decommissioning infographic Courtesy of Machtech

What Is Offshore Decommissioning [INFOGRAPHIC]

Offshore decommissioning involves 10 steps: project management, engineering, and planning; permitting and regulatory compliance; platform preparation; well plugging and abandonment; conductor removal; mobilization and demobilization of derrick barges; platform removal; pipeline and power cable decommissioning; materials disposal; and site clearance. Each step is discussed below.

Project management

Project management, engineering, and planning for decommissioning an offshore rig generally starts three years before a well runs dry. The process involves:

• Review of contractual obligations
• Engineering analysis
• Operational planning
• Contracting

Because derrick barges are limited in number, many operators contract these vessels two to three years in advance. Additionally, much of the decommissioning process requires special contractors who focus on a specific part of the process. Most operators will contract out project management, cutting, civil engineering, and diving services.

Permitting and regulatory compliance

Obtaining permits to decommission an offshore rig can take up to three years to complete. Operators often contract local consulting firms to ensure that all permits are in order prior to decommissioning because those firms are familiar with the regulatory framework of their regions.

Platform preparation

To prepare a platform for decommissioning, tanks, processing equipment and piping must be flushed and cleaned and residual hydrocarbons have to be disposed of; platform equipment has to be removed, which includes cutting pipe and cables between deck modules, separating the modules, installing pad eyes to lift the modules; and reinforcing the structure. Underwater, workers prepare the jacket facilities for removal, which includes removing marine growth.

Well plugging and abandonment

Plugging and abandonment is one of the major costs of a decommissioning project and can be broken into two phases.

The planning phase of well plugging includes:

Data collection
Preliminary inspection
Selection of abandonment methods
Submittal of an application for BOEMRE approval

In the GOM, the rig-less method, which was developed in the 1980s, is primarily used for plugging and abandonment jobs. The rig-less method uses a load spreader on top of a conductor, which provides a base to launch tools, equipment and plugs downhole.

Well abandonment involves:

Well entry preparations

Use of a slick line unit
Filling the well with fluid
Removal of downhole equipment
Cleaning out the wellbore
Plugging open-hole and perforated intervals(s) at the bottom of the well
Plugging casing stubs
Plugging of annular space
Placement of a surface plug
Placement of fluid between plugs

Plugs must be tagged to ensure proper placement or pressure-tested to verify integrity.

Conductor removal

According to BOEMRE, all platform components including conductor casings must be removed to at least 15 ft below the ocean floor or to a depth approved by the Regional Supervisor based upon the type of structure or ocean-bottom conditions. To remove conductor casing, operators can chose one of three procedures:

• Severing, which requires the use of explosive, mechanical or abrasive cutting
• Pulling/sectioning, which uses the casing jacks to raise the conductors that are unscrewed or cut into 40 ft-long segments.
• Offloading, which utilizes a rental crane to lay down each conductor casing segment in a platform staging area, offloading sections to a boat, and offloading at a port. The conductors are then transported to an onshore disposal site.

Mobilization/demobilization and platform removal

Mobilization and demobilization of derrick barges is a key component in platform removal. According to BOEMRE, platforms, templates and pilings must be removed to at least 15 ft below the mudlline.

First, the topsides are taken apart and lifted onto the derrick barge. Topsides can be removed all in one piece, in groups of modules, reverse order of installation, or in small pieces.

If removing topsides in one piece, the derrick barge must have sufficient lifting capacity. This option is best used for small platforms. Also keep in mind the size and the crane capacity at the offloading site. If the offloading site can’t accommodate the platform in one piece, then a different removal option is required.

Removing combined modules requires fewer lifts, thus is a time-saving option. However, the modules must be in the right position and have a combined weight under the crane and derrick barge capacity. Dismantling the topsides in reverse order in which they were installed, whether installed as modules or as individual structural components, is another removal option and the most common.

Topside can also be cut into small pieces and removed with platform cranes, temporary deck mounted cranes or other small (less expensive) cranes. However, this method takes the most time to complete the job, so any cost savings incurred using a smaller derrick barge will likely be offset by the day rate.

Removing the jacket is the second step in the demolition process and the most costly. First, divers using explosives, mechanical means, torches or abrasive technology make the bottom cuts on the piles 15 ft below the mudline. Then the jacket is removed either in small pieces or as a single lift. A single lift is possible only for small structures in less than 200 ft of water. Heavy lifting equipment is required for the jacket removal as well, but a derrick barge is not necessary. Less expensive support equipment can do the job. Pipeline and power cable decommissioning Pipelines or power cables may be decommissioned in place if they do not interfere with navigation or commercial fishing operations or pose an environmental hazard. However, if the BOEMRE rules that it is a hazard during the technical and environmental review during the permitting process, it must be removed.

The first step to pipeline decommissioning in place requires flushing it with water followed by disconnecting it from the platform and filling it with seawater. The open end is plugged and buried 3 ft below the seafloor and covered with concrete.

• Facebook
• Twitter
• Line