ปตท. ได้เลือกแนวทางบริเวณท้องทะเลอ่าวไทย ในเขตจังหวัดสุราษฎร์ธานี นครศรีธรรมราช และสงขลา เป็นพื้นที่ดำเนินการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลจากแหล่งปลาทอง และแหล่งบงกชใต้มายังท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3 ซึ่งพื้นที่ดำเนินการนั้นจะอยู่ห่างจากบริเวณชายฝั่งประมาณ250 – 300 กิโลเมตร ที่ระดับความลึกของน้ำทะเลประมาณ 70-80 เมตร โดยแนวการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในโครงการฯ จะมีทั้งสิ้น 2 แหล่ง ดังนี้
•แหล่งปลาทอง
แนวการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปลาทองมายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3 จะใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 28 นิ้ว วางในระยะทางประมาณ 50 กิโลเมตร เริ่มต้นจากแท่นผลิตที่ 2 ของแหล่งปลาทอง ซึ่งเป็นแท่นผลิตแห่งใหม่ ที่จะดำเนินการก่อสร้างโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (Chevron Thailand Exploration and Production : CTEP) มายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3
•แหล่งบงกชใต้
แนวการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกชใต้มายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในทะเลเส้น ที่ 3 จะใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 24 นิ้ว วางในระยะทางประมาณ 40 กิโลเมตร เริ่มต้นจากแท่นผลิตแห่งใหม่ ที่ดำเนินการก่อสร้างโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิต จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. มายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3
•แหล่งปลาทอง
แนวการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปลาทองมายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3 จะใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 28 นิ้ว วางในระยะทางประมาณ 50 กิโลเมตร เริ่มต้นจากแท่นผลิตที่ 2 ของแหล่งปลาทอง ซึ่งเป็นแท่นผลิตแห่งใหม่ ที่จะดำเนินการก่อสร้างโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (Chevron Thailand Exploration and Production : CTEP) มายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3
•แหล่งบงกชใต้
แนวการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากแหล่งบงกชใต้มายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในทะเลเส้น ที่ 3 จะใช้ท่อส่งก๊าซธรรมชาติขนาด 24 นิ้ว วางในระยะทางประมาณ 40 กิโลเมตร เริ่มต้นจากแท่นผลิตแห่งใหม่ ที่ดำเนินการก่อสร้างโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิต จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. มายังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3
Laying Gas Pipeline from Platong field and South Bongkot field to the Third Gas Pipeline Offshore Gas Transmission Project
This project is currently under the Environmental Impact Assessment (EIA) preparation stage, after which, an EIA report will be submitted to the Office of Natural Resources and Environmental Policy and Planning (ONEP) to begin the formal approval process. Project construction is expected to begin around March 2010 to June 2011. During the construction, PTT will ensure zero or minimum impacts in line with the international standard on quality, safety, health, and the environment as clearly stated in its EIA report. (Data as of December 2008)
Platong Field To link the field to the Third Gas Pipeline, a 28-inch gas pipeline is to be laid over a distance of about 50 km, starting from the second production platform, a new platform fabricated by Chevron Thailand Exploration and Production (CTEP).
South Bongkot Field To link the field to the Third Gas Pipeline, a 24-inch gas pipeline is to be laid over a distance of about 40 km, starting from the new production platform of the field, fabricated by PTT Exploration and Production Plc (PTTEP).
Offshore Gas Pipeline Laying
Modes of pipeline laying
As a rule, offshore gas pipeline laying in Thailand requires pipe-laying barges, on which welding of pipes takes place and then from the stern of which the pipes are released to the seafloor. Named after the profiles of pipes as released to the sea, the two main modes are
1. S Lay : This dominates pipe-laying in water depths of up to 100-200 meters, which applies to the Gulf of Thailand, where water depths are only 50-70 meters.
2. J Lay : This is generally found in water depths of 200 meters or more. Naturally, this project follows the first mode.
Pipe welding
Before welding is done, the ends of the pipes need to be prepared, after which they proceed to the firing line. In fitting up the pipes, an internal clamp is used on them. Welding contains several stations, each manned by qualified welders and their assistants. The WPS requirements govern the quality of parameters, including the beveling of pipe flanges, the preheating, the electricity current, and the voltage required for electrode melting, the travel speed, the acetylene gas concentration, and the quality of electrodes (that is, cleanliness and suitable humidity). Non-destructive testing is generally used on completed welding jobs.
Pipe-laying on the Seafloor
Laying pipeline by moving the barge forward by pulling the forward anchors; the pipes gradually leave the stern in the S-Lay pattern. As a rule, pipe strengths are designed to exceed the design pressure. To survey the laid pipes, a remote operated vehicle (ROV) is used.
Survey of Laid Pipelines
Once the laying is completed, another survey proceeds along the route to decide whether the pipes were properly laid on the seafloor. If a section rests on a hole or a depressed terrain, or an area with a changing slope, such that a free span exceeds design values, a corrective action will be taken to ensure that the pipes are duly supported or uneven portions of the seafloor are duly adjusted.
Project Details
Thai : http://www.pttplc.com/Files/Project/27_T.pdf
English : http://www.pttplc.com/Files/Project/27_E.pdf
Other Projects VDO Presentation
ไม่มีความคิดเห็น:
แสดงความคิดเห็น