(Offshore Structures) - Wordpress site of PulPong · 2012-01-03 · บทที่ 3 โครงสร้างนอกฝั่ง (Offshore Structures) 3.1...

บทท่ี 3โครงสร้างนอกฝ่ัง

(Offshore Structures)

3.1 การพัฒนาโครงสรางนอกฝง(Historical Development of Offshore Structures)

สิ่งสำคัญประการหนึ่งในอุตสาหกรรมการผลิตปโตรเลียม คือ การพัฒนาทางดานวิศวกรรมนอกฝงใหมี

เทคโนโลยีที่ทันสมัยอยางตอเนื่องอยูเสมอ เพื่อใหสามารถเปนสวนในการสนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตปโตรเลียมใหไดทันกับความตองการสำหรับการพัฒนาประเทศบนโลกและอุตสาหกรรมอื่น ๆที่เกี่ยวของ

รวมทั้งใหสามารถปฏิบัติงานในทองทะเลที่มีความลึกที่มากขึ้นได เนื ่องจากการสำรวจและผลิต

ปโตรเลียมบนฝงและใกลฝง (Onshore and nearshore) ไดเริ่มที่จะถูกคนพบและผลิตไดนอยลงเรื่อย

ๆ ประกอบกับมนุษยสามารถคนพบแหลงกักเก็บน้ำมันในทองทะเลลึกถึงลึกมาก (Ultra-deep water)

ไดเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งในปจจุบันเทคโนโลยีการสำรวจและการผลิตปโตรเลียมในทองทะเลลึก (Deep water) ไดถูกพัฒนาขึ้นอยางรวดเร็วและไดมีการติดตั้งโครงสรางนอกฝงในทองทะเลลึกกันอยางแพรหลายเพิ่ม

มากขึ้นทั่วโลกตามลำดับ โดยวิศวกรในแขนงวิชาวิศวกรรมดานตาง ๆ ไดคิดริเริ่มพัฒนาโครงสรางและ

แนวความคิดใหม ๆ ของโครงสรางนอกฝงมาอยางตอเนื่องโดยตลอดเพื่อใหการออกแบบ การประกอบ

การติดตั้งของโครงสรางนอกฝงนั้นมีประสิทธิภาพและมีคากอสรางที่ต่ำลงซึ่งจะเปนผลใหตนทุนในการ

ผลิตน้ำมันต่ำลงดวยนั่นเอง ดังนั้นเพื่อใหสามารถตอบสนองความตองการของการพัฒนาอุตสาหกรรมการผลิตน้ำมันและกาซธรรมชาติในปจจุบัน การออกแบบโครงสรางนอกฝงสมัยใหมแบบฐานยึดกับพื้น

ทะเล (Bottom-supported structures) และโครงสรางแบบลอยตัว (Floating structures) จึงตองมี

การพัฒนาอยูตลอดเวลา

นิยามความหมายของโครงสรางนอกฝงที่เขาใจกันโดยทั่วไป คือ โครงสรางที่ไมมีสวนที่ยึดติดหรือสวนฐานรากที่รองรับอยูบนฝงและตองสามารถทนกับสภาวะอากาศที่เลวรายที่สุดไดอยางปลอดภัยตลอดชวง

อายุการปฏิบัติงานในทะเล โครงสรางนอกฝงอาจจะตั้งอยูบนหรือถูกยึดติดอยูกับพื้นทะเลหรืออาจเปน

โครงสรางลอยน้ำที ่ม ีระบบยึดโยง (Mooring) ใตทะเลดวยการระบุตำแหนงแบบพลศาสตร

(Dynamically positioned) หรือแบบเคลื่อนที่ไดอิสระ ซึ่งหนาที่ที่สำคัญของโครงสรางนอกฝงก็เพื่อใช

สำหรับการสำรวจและการผลิตปโตรเลียมในทองทะเล รวมถึงเปนโครงสรางสำหรับใชเปนที่อยูอาศัยและ

การปฏิบัติงานของวิศวกรและเจาหนาที่ดวยเชนกัน

ประวัติศาสตรในอดีตของการสำรวจและ

ผลิตปโตรเลียมนอกฝงนั้นตองยอนกลับไป

ตั้งแตประมาณป ค.ศ. 1900 ซึ่งหลุม

ปโตรเล ียมหลุมแรกไดถ ูกเจาะขึ ้นนอก

สะพานทาเทียบเรือในทะเลแปซิฟกในเมือง Summerlands รัฐ California ประเทศ

สหรัฐอเมริกา ในป ค.ศ. 1890 (รูปที่ 3.1)

แตอยางไรก็ตามอุตสาหกรรมปโตรเลียม

นอกฝงไดเกิดขึ้นอยางเปนทางการครั้งแรก

ในเชิงพาณิชน ในป ค.ศ. 1947 โดยบริษัท Kerr-McGee ไดเปนผูสำเร็จรายแรกในการ

ขุดเจาะหลุมผลิตปโตรเลียมนอกชายฝงในอาวเม็กซิโก (Gulf of Mexico) หางออกไปจากชายฝงของรัฐ

Louisiana ประมาณ 17 กิโลเมตร โดยมีความลึกของน้ำทะเลเพียงประมาณ 5 เมตร แทนขุดเจาะ

(Drilling derrick) และอุปกรณสำหรับการขุดเจาะถูกรองรับดวยแทนพื้นไม (Wooden decked

platform) ขนาดประมาณ 11.6 x 21.6 เมตร ตั้งอยูบนฐานรากเสาเข็มตอก (Driven piles) ขนาดเสนผานศูนยกลางประมาณ 61 เซนติเมตร โดยมีปลาย

เสาเข็มอยูลึกไปประมาณ 31.7 เมตรใตพื้นทะเล

กอสรางโดยบริษัท Brown & Root เงินลงทุน

กอสรางประมาณ 450,000 ดอลลารสหรัฐ โดยแทน

ขุดเจาะนี้สามารถแสดงไดดังรูปที ่ 3.2 ตอมาไดถูกตั้งชื่อวา Kerr McGee Rig 16 (Kermac 16) ซึ่ง

Kermac 16 สามารถผลิตน้ำมันดิบไดประมาณ 40

บารเรลตอชั่วโมงและสามารถรับแรงลมไดสูงถึง 125

ไมลตอชั่วโมง โดยหลังจาก Kermac 16 ไดเริ่ม

ทำการขุดเจาะหลุมผลิตปโตรเลียมไดประมาณ 1 สัปดาห ไดเกิดพายุเฮอริเคนระดับ 5 (ซึ่งเปนระดับที่

แรงที่สุดมีความเร็วลมมากกวา 155 ไมลตอชั่วโมง)

พัดผานบริเวณแทนขุดเจาะ ซึ่งแทนขุดเจาะ Kermac

16 ก็สามารถทนตอพายุเฮอริเคนดังกลาวไดอยาง

ปลอดภัย

วิศวกรรมนอกฝั่ง(Offshore Engineering)

98

_________________อ.ดร.พูลพงษ พงษวิทยภานุ

วิทยาลัยพาณิชยนาวีนานาชาติมหาวิทยาลัยเกษตรศาสตร วิทยาเขตศรีราชา

รูปที่ 3.1 การขุดเจาะหลุมปโตรเลียมนอกชายฝงครั้งแรกในโลกที่รัฐ California

[ที่มา: http://aoghs.org]

รูปที่ 3.2 แทนขุดเจาะนอกชายฝง Kerr McGee Rig 16 [ที่มา: http://www.geoexpro.com]

ในระยะกวา 60 ปที่ผานมา หลังจากแทนขุดเจาะแทนแรกไดเริ่มดำเนินการในอาวเม็กซิโก อุตสาหกรรม

การผลิตปโตรเลียมไดพัฒนาเทคโนโลยีและแนวคิดใหม ๆ ในการใชงานและกอสรางโครงสรางนอกฝง

เพื่อการสำรวจและผลิตปโตรเลียมมาโดยตลอด ทั้งแบบยึดติดกับพื้นทะเล แบบลอยน้ำ การกอสรางในทะเลลึก รวมถึงใหสามารถทนตอสภาวะแวดลอมและสภาวะอากาศอันรุนแรงได ในป ค.ศ. 1970 จาก

การขุดพบแหลงกักเก็บปโตรเลียม Forties field ในทะเลเหนือ หางจากฝงเมือง Aberdeen ประเทศ

Scotland ไปทางตะวันออกเฉียงเหนือราว 110 ไมล โดยวิศวกรไดประเมินวา แหลงกักเก็บปโตรเลียมนี้

มีจำนวนน้ำมันดิบอยูทั้งหมดประมาณหนึ่งพันแปดรอยลาน (1,800,000,000) บารเรลของน้ำมันดิบ จึง

ไดมีการออกแบบแทนแบบ Jacket จำนวน 4 แทนเพื่อใชปฏิบัติงานในชวงแรก โดยในป ค.ศ. 1974 ไดมีการกอสรางและติดตั้งที่ระดับความลึกประมาณ 106 - 128 เมตร ซึ่งแทนโครงสรางนอกฝงแบบ Jacket

ที่สรางขึ้นนี้สามารถใชสำหรับการขุดเจาะและการผลิตปโตรเลียม โดยถูกตั้งชื่อวา FA, FB, FC และ FD

และในป ค.ศ. 1975 การกอสรางโครงสรางนอกฝงไดถูกพัฒนาใหสามารถกอสรางในน้ำทะเลลึก

ประมาณ 144 เมตร และอีก 3 ปตอมา หรือ ในป ค.ศ. 1978 แทนผลิต COGNAC ไดถูกติดตั้งในทะเล

ลึก 312 เมตร โดยแทนผลิต COGNAC ไดถูกบันทึกไววาเปนแทนผลิตที่สูงที่สุด (จากระดับพื้นทองทะเล) สำหรับแทนผลิตแบบยึดแนน (Fixed structure) จนกระทั่งถึงป ค.ศ. 1991 และตอมาในชวงทศวรรษ

ที่ 1990s โครงสรางนอกฝงอีก 5 แทนไดถูกสรางและติดตั้งนอกชายฝงที่ความลึกของพื้นทะเลมากกวา

328 เมตร โดยในป ค.ศ. 1991 แทนผลิต Shell Bullwinkle ไดกลายเปนโครงสรางนอกฝงที่สูงที่สุดใน

โลก มีความสูงทั้งหมดประมาณ 492 เมตร ถูกติดตั้งที่ระดับพื้นทะเลที่ 412 เมตร โดยตัวโครงสรางแบบ

โครงถัก (Jacket-type) มีน้ำหนักทั้งสิ้นประมาณ 45,000 ตัน รองรับดวยขา 12 ขา บนฐานรากเสาเข็มแบบ Skirted pile ที่มีปลายเสาเข็มอยูลึกลงไป 120 เมตรจากพื้นทะเล รูปที ่ 3.3 แสดงความสูงของ

แทนผลิต Forties COGNAC และ Bullwinkle เทียบกับอาคารสูงขนาดใหญ เชน หอไอเฟลในประเทศ

ฝรั่งเศส สูง 300 เมตร ตึกเอมไพรสเตท (Empire state building) และหอคอย CN Tower ในประเทศ

แคนาดา สูง 553 เมตร

รูปที่ 3.3 แสดงความสูงของแทนผลิต COGNAC และ Bullwinkle เทียบกับอาคารขนาดใหญบนฝง[ที่มา: http://synclaire.net]


99



จากสถิติที่ผานมาพบวา ตั้งแตป ค.ศ. 1947 มีโครงสรางนอกฝงมากกวา 10,000 แทนในหลากหลาย

ขนาดและรูปแบบถูกติดตั้งและกอสรางทั่วโลก โดยในป ค.ศ. 1995 กวา 30% ของการผลิตน้ำมันดิบทั่ว

โลกมาจากการผลิตนอกฝง และมีแนวโนมวาการคนพบแหลงปโตรเลียมจะถูกพบมากในพื้นทะเลที่ลึกมากขึ้น โดยในป ค.ศ. 2003 มีการบันทึกไววากวา 3% ของน้ำมันดิบและกาซธรรมชาติที่ผลิตไดทั่วโลก

นั้นไดมาจากการผลิตจากทองทะเลลึก (Deepwater) ที่มีความลึกมากกวา 305 เมตร และมีการคาด

การณกันวาจะมีอัตราที่เพิ่มขึ้นจนถึงประมาณ 10% ในอีก 15 ปขางหนา (ป ค.ศ. 2018) การผลิต

ปโตรเลียมในบริเวณพื ้นที ่ที ่มีการผลิตน้ำมันและกาซธรรมชาติจากทะเลลึกถึงลึกมาก (Ultra-

deepwater, > 1,524 เมตร) ที่มากที่สุดของโลกจะอยูในบริเวณที่ถูกเรียกวา สามเหลี่ยมทองคำ (Golden Triangle) ไดแก บริเวณอาวเม็กซิโก ทางตะวันตกของแอฟริกา และประเทศบราซิล รูปที ่3.4

แสดงจำนวนของหลุมผลิตปโตรเลียมในอาวเม็กซิโกในระดับความลึกของทองทะเลในระดับที่ลึกมาก

รูปที่ 3.4 จำนวนของหลุมผลิตปโตรเลียมในอาวเม็กซิโกในระดับความลึกของทองทะเลในระดับที่ลึกมาก (Ultra-deepwater)

[Chakrabarti, 2005]

เปนที่ทราบกันดีวาในทองทะเลที่ลึกมากขึ้น โครงสรางนอกฝงแบบยึดแนนกับทองทะเล (Fixed

structured) จะมีราคาคากอสรางที่แพงขึ้นและมีการติดตั้งที่ยากขึ้น ดังนั้นจึงมีการพัฒนาใหโครงสราง

นอกฝงแบบยึดแนนมีราคาที่ถูกลงเพื่อใหคุมทุนกับการขุดเจาะและผลิตในทองทะเลที่ลึกมากขึ้น โดยในป ค.ศ. 1983 โครงสรางหอสูงนอกฝงแบบยึดโยง (Guyed tower) ชื่อเรียกวา “LENA” ซึ่งเปนโครงสราง

นอกฝงโดยโครงถักสวนขา (Truss frame) มีขนาด 36 x 36 ตารางเมตร สามารถเคลื่อนตัวไดตามแรง

กระทำจากคลื่นและแรงลม โดยเสาเข็มขนาดเสนผานศูนยกลางเทากับ 17 เมตร จำนวน 8 ตน ที่ถูกฝง

ลงบนพื้นทะเลสามารถโคงงอไดในระดับหนึ่ง นอกจากนี้โครงสรางยังมีสายยึดโยงขนาดใหญในแนวราบ

จำนวน 20 เสนยึดบริเวณสวนกลางของโครงสรางหอสูงนี้เพื่อชวยรับแรงกระทำจากพายุเฮอริเคนขนาดใหญ โดยสายยึดโยงเหลานี้จะถูกยึดกับพื้นทะเลดวยสมอเข็ม (Anchor pile) และ สมอถวงน้ำหนัก


100



(Clump weight) โครงสรางหอสูงนอกฝง LENA นี้ถูกติดตั้งในระดับความลึก 305 เมตรจากระดับน้ำ

ทะเล (ความสูงทั้งหมดเทากับ 397 เมตร) ในบริเวณอาวเม็กซิโก ซึ่งสวนสำคัญของโครงสรางหอสูง

LENA นี้จะสามารถรับแรงกระทำไดจากสวนสำคัญ 4 สวน ไดแก เสาเข็ม สายยึดโยง (Guylines) แรงลอยตัว (Bouyancy) และแรงเฉื่อย (Inertia) โดยเสาเข็มและแรงลอยตัวชวยรับแรงจากโครงสรางดาน

บนตามแนวดิ่ง สายยึดโยงและแรงลอยตัวชวยเพิ่มเสถียรภาพการเคลื่อนตัวทางดานขาง และแรงเฉื่อย

ชวยลดคาบการเคลื่อนตัวแบบสายขาง (Sway period) ของโครงสราง รวมถึงการเคลื่อนที่แบบ

พลศาสตรของสายยึดโยงและเสาเข็ม

5 Copyright © 2008 by ASME

Fig. 4 GUYED AND COMPLIANT TOWERS

� installed in 1983 in 305-m waters in the Gulf of Mexico. The slender space frame with constant cross-section dimension of 36 x 36 m² provides enough stiffness to alleviate concern over bending and fatigue. Twelve buoyancy tanks, providing a net buoyancy of 90 MN, are centrally clustered well below the water surface to minimize wave forces. The tower is vertically supported by eight piles grouped in a small circle with a diameter of 17 m near the center of the tower. These main piles, which are conventionally driven to penetration depths of 170 m, are not connected to the tower on the seabed, but extend upwards through ring guides to the pile sleeves at the top of the tower about 17 m above water surface, acting like giant axial springs supporting the compliant tower like crutches. The tower is laterally supported by 20 guylines connected to a heavy truss frame transferring deck loads to the central core of pile sleeves which are welded to the main piles. An examination of the LENA guyed tower design shows that gravity and environmental loads are reacted by four major resisting elements: pile elasticity, guyline weight, buoyancy, and inertia. Deck loads are carried through the structure to the piles and supported by buoyancy. Lateral stability is provided by extended axial ‘spring’ piles, by buoyancy, and by guylines. The inertia of the tower, including its

hydrodynamic ‘added mass’ component, increases its sway period and, consequently, reduces tower motions as well as dynamic loads on guylines and piles.

A critical review of the highly redundant, complicated and expensive LENA guyed tower design reveals that axial ‘spring’ piles are quite sufficient to stabilize the structure. Consequently, the further developed compliant towers BALDPLATE and PETRONIUS use ‘flexpiles’ which are integrated into the main piles (Fig. 4). Depending on its length and pretension the natural period of the compliant tower is tuned to 33 s – like a string instrument. As a consequence, the structures behave like rigid platforms in short waves whereas in rough seas the towers may gently and imperceptibly follow extreme waves – and no resonance effects are observed. Wonders of the maritime World – the examples prove quite impressively the brilliant achievements of the offshore technology. A water depth of 500 m, however, may be the limitation of bottom supported structures, but not the boundary of offshore oil and gas activities – and not the limit of the ingenuity of ocean engineers. Fig. 5 illustrates the development of offshore platforms and underwater completions over a period of 60 years – the history of conquering the inner space: The basic concept for oil and gas production in deep water is not just the ship but a variety of different species like semisubmersibles, tension leg platforms, SPAR-buoys and huge mono-buoys.

รูปที่ 3.5 โครงสรางหอสูงนอกฝงแบบยึดโยง (Guyed tower) ชื่อเรียกวา “LENA” [Clauss, 2008]


101



ในป ค.ศ. 1988 การกอสรางหอสูงโอนเอน (Compliant tower) ก็ไดถือกำเนิดขึ้นในบริเวณอาวเม็กซิโก

โดยหอสูงโอนเอนแทนแรกมีชื่อวา Amerada Hess Baldpate กอสรางและติดตั้งที่ความลึกจากระดับ

น้ำทะเลเทากับ 502 เมตร โดยตัวโครงสรางมีความสูงทั้งสิ้นเทากับ 580 เมตร และหอสูงโอนเอนแทนที่ที่สองมีชื่อวา Chevron Texaco Petronius กอสรางและติดตั้งที่ความลึกจากระดับน้ำทะเลเทากับ 535

เมตร ซึ่งในเวลานั้น Petronius ถูกบันทึกวาเปนโครงสรางที่สูงที่สุดในโลก โดยโครงสรางหอสูงมีความสูง

ทั้งสิ้นเทากับ 610 เมตร ซึ่งแนนอนวาหอสูงโอนเอนทั้งสองแทนนี้ไดมีแนวคิดในการกอสรางมาจากหอสูง

นอกฝงแบบยึดโยง LENA นั่นเอง คาบการเคลื่อนตัวตามธรรมชาต ิ(Natural period) ของหอสูงโอนเอน

นั้นจะขึ้นอยูกับความสูง โดยสวนใหญจะมีคาบการเคลื่อนตัวตามธรรมชาติอยูประมาณ 33 วินาที เปนผลใหแทนโครงสรางหอสูงโอนเอนมีความแข็งแรงและแข็งเกร็ง (Rigid platforms) หากตองเผชิญกับ

คลื่นที่มีคาบการเคลื่อนที่ตามธรรมชาติต่ำหรือคลื่นสั้น (Short waves) และในขณะเดียวกันในสภาพ

แวดลอมที่รุนแรง โครงสรางหอสูงโอนเอนนั้นจะสามารถเคลื่อนตัวไปตามกระแสคลื่นที่รุนแรงโดยไมมีผล

ของการพองกัน (Resonance) ระหวางกระแสคลื่นและตัวโครงสรางแตอยางใด รูปที่ 3.6 แสดงความสูง

และลักษณะของโครงสรางหอสูงนอกฝงแบบยึดโยงและหอสูงโอนเอนเปรียบเทียบกับหอไอเฟล ตึกปโตรนัสสูง 452 เมตร (ค.ศ. 1997) ตึก SWF Center สูง 492 เมตร (ค.ศ. 2007) อาคารไทเป 101 สูง 508

เมตร (ค.ศ. 2004) อาคาร Freedom tower สูง 541 (ค.ศ. 2009) และ อาคาร Burj Dubai สูง 560

เมตร (ค.ศ. 2008)


Fig. 4 GUYED AND COMPLIANT TOWERS

� installed in 1983 in 305-m waters in the Gulf of Mexico. The slender space frame with constant cross-section dimension of 36 x 36 m² provides enough stiffness to alleviate concern over bending and fatigue. Twelve buoyancy tanks, providing a net buoyancy of 90 MN, are centrally clustered well below the water surface to minimize wave forces. The tower is vertically supported by eight piles grouped in a small circle with a diameter of 17 m near the center of the tower. These main piles, which are conventionally driven to penetration depths of 170 m, are not connected to the tower on the seabed, but extend upwards through ring guides to the pile sleeves at the top of the tower about 17 m above water surface, acting like giant axial springs supporting the compliant tower like crutches. The tower is laterally supported by 20 guylines connected to a heavy truss frame transferring deck loads to the central core of pile sleeves which are welded to the main piles. An examination of the LENA guyed tower design shows that gravity and environmental loads are reacted by four major resisting elements: pile elasticity, guyline weight, buoyancy, and inertia. Deck loads are carried through the structure to the piles and supported by buoyancy. Lateral stability is provided by extended axial ‘spring’ piles, by buoyancy, and by guylines. The inertia of the tower, including its

hydrodynamic ‘added mass’ component, increases its sway period and, consequently, reduces tower motions as well as dynamic loads on guylines and piles.

A critical review of the highly redundant, complicated and expensive LENA guyed tower design reveals that axial ‘spring’ piles are quite sufficient to stabilize the structure. Consequently, the further developed compliant towers BALDPLATE and PETRONIUS use ‘flexpiles’ which are integrated into the main piles (Fig. 4). Depending on its length and pretension the natural period of the compliant tower is tuned to 33 s – like a string instrument. As a consequence, the structures behave like rigid platforms in short waves whereas in rough seas the towers may gently and imperceptibly follow extreme waves – and no resonance effects are observed. Wonders of the maritime World – the examples prove quite impressively the brilliant achievements of the offshore technology. A water depth of 500 m, however, may be the limitation of bottom supported structures, but not the boundary of offshore oil and gas activities – and not the limit of the ingenuity of ocean engineers. Fig. 5 illustrates the development of offshore platforms and underwater completions over a period of 60 years – the history of conquering the inner space: The basic concept for oil and gas production in deep water is not just the ship but a variety of different species like semisubmersibles, tension leg platforms, SPAR-buoys and huge mono-buoys.

Petron

as

SWF

Cent

er

Taipei 1

01

Free

dom

tow

er

Burj

Duba

i

รูปที่ 3.6 แสดงความสูงและลักษณะของโครงสรางหอสูงนอกฝงแบบยึดโยงและหอสูงโอนเอน

เปรียบเทียบกับอาคารที่สูงที่สุดในโลกที่ตั้งอยูบนฝงในประเทศตาง ๆ [Clauss, 2008]


102



แมวาโครงสรางนอกฝงของแทนผลิตโดยสวนใหญที่กลาวมาขางตนจะประกอบขึ้นจากเหล็ก แตอยางไร

ก็ตาม โครงสรางนอกฝงที่ทำขึ้นจากโครงสรางคอนกรีตถวงน้ำหนัก (Concrete Gravity Base

Structure, GBS) จำนวนไมนอยก็ถูกกอสรางและติดตั้งในทะเลเหนือที่บางชวงอาจตองเผชิญสภาพอากาศที่เลวรายมาก โดยมีจำนวนโครงสรางคอนกรีตขนาดใหญทั้งสิ้นประมาณ 12 แทนที่ถูกติดตั้งและ

กอสรางในชวงป ค.ศ. 1980s ถึง ชวงตนของ ป ค.ศ. 1990s และยังมีโครงสรางคอนกรีตขนาดใหญบาง

สวนถูกกอสรางขึ้นนอกฝงของประเทศบราซิล แคนาดา และฟลิปปนส ในชวงป ค.ศ. 1986 - 1990

โครงสราง GBS ชื่อ Gullfaks A, Gullfaks B และ Gullfaks C (รูปที ่ 3.7) ไดถูกกอสรางขึ้นใน

ทะเลเหนือนอกชายฝงประเทศนอรเวย โดยโครงสราง GBS Gullfaks A (1986) นั้นมีความสูงทั้งสิ้นประมาณ 270 เมตร Gullfaks B (1988) นั้นมีความสูงทั้งสิ้นประมาณ 262 เมตร และ Gullfaks C

(1990) นั้นมีความสูงทั้งสิ้นประมาณ 380 เมตร โดยติดตั้งที่ระยะความลึกจากระดับน้ำทะเลประมาณ

217 เมตร

A) B) C)

รูปที่ 3.7 โครงสราง GBS A) Gullfaks A B) Gullfaks B และ C) Gullfaks C [http://www.epcengineer.com และ http://en.structurae.de]

อยางไรก็ตามแทนโครงสราง GBS ที่สูงที่สุดในจำนวนแทนที่ถูกกอสรางขึ้นนี้มีชื่อวา Troll A ซึ่งเปนแทน

ผลิตกาซธรรมชาติขนาดใหญตั้งอยูนอกชายฝงของประเทศนอรเวย กอสรางเสร็จประมาณ ป ค.ศ. 1995 โดยมีความสูงทั้งสิ้น 472 เมตร (รูปที่ 3.8) ใชคอนกรีตจำนวน 245,000 ลูกบาศกเมตร (เทียบเทากับการ

กอสรางฐานรากของบานจำนวน 215,000 หลัง) และเหล็กจำนวน 100,000 ตัน มีน้ำหนักโครงสรางรวม

ประมาณ 683,000 ตัน โดยใชเสาเข็มแบบ Skirted piles มีความยาวปลายเสาเข็มลึกลงไปจากผิวพื้น

ทะเลประมาณ 36 เมตร การกอสรางโครงสรางแทนผลิต Troll A นี้จะแยกออกเปนสองสวน คือ สวน

ฐาน (Base) และสวนบนแทนผลิต (Deck) โดยสวนฐานกอสรางใกลชายฝงในหมูบาน Vats ซึ่งอยูทางเหนือของเมือง Rogaland บริเวณฝงนอรเวยตะวันตก และถูกลากไปติดตั้งในบริเวณแหลงกักเก็บ

ปโตรเลียม Troll field เปนระยะทางกวา 200 กิโลเมตร รูปที ่ 3.9 แสดงการกอสราง การลากจูง และ

โครงสรางภายในของฐานโครงสราง GBS Troll A


103



รูปที่ 3.8 โครงสราง GBS Troll A เทียบกับอาคารปโตรนัสของมาเลเซีย[http://thehelpfulengineer.com]

รูปที่ 3.9 การกอสราง การลากจูง และโครงสรางภายในของฐาน Troll A [http://www.hrc-usa.com และ http://urbanity.blogsome.com]


104



โครงสรางแทนผลิตนอกฝงแบบ GBS นั้นจะมีลักษณะสำคัญที่แตกตางจากโครงสรางยึดแนนแบบอื่น ๆ

คืือ ตัวโครงสราง GBS จะถูกฝงและยึดติดลงไปในพื้นทะเลดวยน้ำหนักของตัวมันเอง ตัวอยางเชน ฐาน

ของโครงสรางแทนผลิต Troll ถูกฝงลงไปจากน้ำหนักของตัวโครงสรางลงบนพื้นทะเลเปนระยะลึกกวา 36 เมตร รูปที ่3.10 แสดงการเปรียบเทียบความสูงและความลึกของติดตั้งโครงสรางนอกฝงแบบยึดแนน

กับพื้นทะเล หรือ Fixed structure แบบ GBS, Jacket, Guyed and Compliant tower ใน

ทะเลเหนือและอาวเม็กซิโก ซึ่งโครงสรางแบบ Guyed and Compliant tower อาจเรียกไดอีกอยางวา

Flexible structure เนื่องจากโครงสรางดานบนสามารถโอนเอนและเคลื่อนตัวไดในระดับหนึ่งตาม

กระแสคลื่นที่เกิดขึ้นในทะเลโดยที่ฐานรากของโครงสรางเหลานี้ยังถูกยึดติดอยูกับพื้นทะเล

เนื่องจากการคนพบแหลงปโตรเลียมในทะเลที่มีความลึกไดเพิ่มมากขึ้น ทำใหอุตสาหกรรมนอกฝงตอง

พัฒนาโครงสรางนอกฝงใหมีความสามารถในการสำรวจและผลิตปโตรเลียมไดดีขึ้นกวาเดิม โดยมีคาใช

จายในการกอสรางโครงสรางเหลานั้นไมสูงเกินความคุมทุนกับโครงการ ซึ่งการใชโครงสรางแบบยึดแนน

แบบเดิม ๆ จะมีคากอสรางที่สูงมาก ทำใหมูลคาการลงทุนไมคุมคาในเชิงธุรกิจ รวมถึงการใชโครงสรางแบบยึดแนนนั้น เมื่อการผลิตปโตรเลียมในแหลงกักเก็บแตละแหลงสิ้นสุดลง (Depletion reservoir) คา

ใชจายในการรื้อถอนโครงสรางเหลานั้นก็คอนขางสูง รวมถึงความยุงยากในการถอดประกอบและเคลื่อน

ยาย นอกจากนี้การใชวัตถุระเบิด (Explosive materials) ในการรื้อถอนก็เปนผลกระทบที่สำคัญกับ

สภาวะแวดลอมและสัตวทะเลเปนจำนวนมาก Ekins et al. (2005) ไดคำนวณและประมาณคาใชจาย

สำหรับการรื้อถอนโครงสรางนอกฝงในบริเวณบาทวีปของประเทศอังกฤษ (UK Continental Shelf) ซึ่งจากผลการวิเคราะหแสดงใหเห็นวา ในป ค.ศ. 2001 คาใชจายในการรื้อถอนโครงสรางนอกฝงสะสม

(Cumulative decommissioning cost) ในบริเวณบาทวีปของอังกฤษมีจำนวนถึงประมาณ 8.4 พัน

ลานปอนด และจะเพิ่มขึ้นเปน 8.8 พันลานปอนดในป ค.ศ. 2002 นอกจากนี้ในรายงานยังระบุวา คาใช

จายในการรื้อถอนโครงสรางนอกฝงทั้งหมดที่ถูกติดตั้งในทะเลเหนือจะสูงถึงประมาณ 13 - 20 พันลาน

ปอนด ดังนั้นการพัฒนาเทคโนโลยีโครงสรางนอกฝงแบบลอยน้ำโดยมีการยึดโยงกับพื้นทะเลจึงไดรับความนิยมเพิ่มมากขึ้น และไดถูกนำมาใชงานกันอยางแพรหลายในอุตสาหกรรมการผลิตปโตรเลียมนอก

ฝงจนถึงปจจุบัน

ระบบแทนผลิตนอกฝงลอยน้ำหรือโครงสรางนอกฝงลอยน้ำ (Floating structure) ไดถูกติดตั้งและใช

ปฏิบัติงานครั้งแรกประมาณป ค.ศ. 1975 ในบริเวณทะเลเหนือนอกชายฝงประเทศอังกฤษเหนือแหลงกักเก็บปโตรเลียม Argyle Field โดยเปนโครงสรางลักษณะแบบกึ่งลอยกึ่งจม หรือ Semi-submersible

และในป ค.ศ. 1977 บริษัท Shell International ไดใชระบบเรือดัดแปลงสำหรับการผลิตและกักเก็บ

ปโตรเลียมจากหลุมผลิตใตพื้นทะเล (Ship-shaped floating production and storage system) เปน

ครั้งแรกในโลกในบริเวณแหลงกักเก็บปโตรเลียม Castellon นอกชายฝงของประเทศสเปน จากสถิติ

ขอมูลที่ผานมาพบวา ถึงป ค.ศ. 2002 ไดมีการติดตั้งและการปฏิบัติงานของโครงสรางแทนผลิตนอกฝง


105



ลอยน้ำแบบกึ่งลอยกึ่งจม (Semi-submersible Floating Production System, FPSs) ทั่วโลกแลว 40

แทน และระบบเรือดัดแปลงสำหรับการผลิตและกักเก็บปโตรเลียมจากหลุมผลิตใตพื้นทะเล (Ship-

shaped Floating Production, Storage and Offloading System, FPSOs) ในทะเลลึกทั่วโลกแลวทั้งหมด 91 ลำ

3.2 แนวคิดในการเลือกรูปแบบโครงสรางนอกฝงสำหรับการผลิตปโตรเลียมในทะเล(Selection of Deepwater Production Concepts)

รูปแบบโครงสรางนอกฝงที่ถูกใชในอุตสาหกรรมปโตรเลียมสามารถแสดงไดดังรูปที่ 3.11 โดยจะเห็นไดวา

ระบบโครงสรางนอกฝงลอยน้ำจะถูกใชติดตั้งในพื้นทะเลที่มีระดับความลึกที่เพิ่มมากขึ้น โดยโครงสราง

ลอยน้ำทั้งแบบ ขายึดสลิง (Tension Legs Platform, TLP), Semi-submersible, SPAR, FPSs และ FPSOs จะผลิตน้ำมันดิบและกาซธรรมชาติจากหลุมผลิตที่อยูบนพื้นทะเล (Seabed) เรียกวา Subsea

wellsv ซึ่งจะมีความแตกตางจากหลุมผลิตที่ใชสำหรับโครงสรางแบบยึดแนนหรือหลุมผลิตบนฝง

Schlumberger (2006) ไดรายงานไววา Subsea well หลุมแรกไดเริ่มดำเนินการในป ค.ศ. 1960 และ

ในป ค.ศ. 2008 ม ี Subsea well ถึงประมาณ 4,000 หลุมติดตั้งอยูทั่วโลก โดยเพิ่มจากป ค.ศ. 2003

กวาเทาตัว ลักษณะของ Subsea wells จะมีการติดตั้งทอและวาลวควบคุมการไหลของปโตรเลียม (Christmas tree) และอุปกรณควบคุมความดันไวบนพื้นทะเลทำใหผูปฏิบัติงานไมสามารถบำรุงรักษา

หลุมเจาะไดโดยตรง รวมถึงไมสามารถขุดเจาะหาแหลงปโตรเลียมใหมไดจากหลุมผลิตเดิม อุปกรณที่ถูก

ติดตั้งบริเวณปากหลุมผลิตบนพื้นทะเล (Subsea wellhead) นั้นจะเปนสวนรองรับน้ำหนักของทอกรุที่

ถูกติดตั้งอยูในหลุมผลิต รวมถึงมีวาลวเปดปดและวาลวควบคุมการไหลของปโตรเลียมที่ถูกผลิตขึ้นจาก

แหลงกักเก็บเชนเดียวกับ Wellhead ที่ติดตั้งอยูบนปากหลุมผลิตบนฝง หากมีการรั่วไหลของปโตรเลียมบริเวณปากหลุมในกรณีฉุกเฉิน ผูปฏิบัติงานสามารถหยุดยั้งการรั่วไหลของปโตรเลียมเหลานั้นไดในทันที

ซึ่งทอและวาลวควบคุมการไหลของปโตรเลียมที่ติดตั้งอยูบนพื้นทะเลนี้จะถูกเรียกวา Submerged

Christmas tree หรือ Wet tree นอกจากนี้ในบริเวณ Subsea wellhead จะมีการติดตั้ง Subsea

manifoldv ที่เปนศูนยรวมของทอและวาลวเพื่อใชสำหรับการควบคุม การจาย และการตรวจสอบการ

ไหลของปโตรเลียมที่ถูกผลิตขึ้นจากหลุมผลิต รูปที่ 3.12 แสดงลักษณะการติดตั้ง Subsea wellhead และ Subsea manifold บนพื้นทะเล สำหรับการผลิตปโตรเลียมโดยโครงสรางนอกฝงแบบ FPSO


106



3

Cop

yrig

ht ©

200

8 by

ASM

E

Fig.

2 F

IXE

D P

LATF

OR

MS

, GU

YE

D A

ND

CO

MP

LIA

NT

TOW

ER

S

th

ird o

f th

e m

ass

of t

he G

reat

Pyr

amid

of

Khu

fu (

or

C

heop

s). H

ence

she

is th

e he

avie

st o

bjec

t eve

r mov

ed

by

man

. Fi

g. 3

illu

stra

tes

the

plat

form

as

wel

l as

deta

ils o

f co

nstru

ctio

n an

d in

stal

latio

n. E

rect

ed i

n

217-

m w

ater

s th

e ho

rizon

tal f

orce

and

the

over

turn

ing

m

omen

t re

ach

peak

va

lues

of

71

2 M

N

and

65

.440

MN

m, r

espe

ctiv

ely,

requ

iring

con

cret

e sk

irts

at

th

e fo

unda

tion

with

a p

enet

ratin

g de

pth

of 2

2 m

. x

Tow

erin

g 47

2 m

th

e G

BS

plat

form

TR

OLL

is

su

bsta

ntia

lly t

alle

r, re

quiri

ng c

oncr

ete

skirt

s w

hich

pe

netra

te e

ven

deep

er i

nto

the

sea

floor

to

36 m

(F

ig. 3

). In

stal

led

in 3

05-m

wat

ers

she

prod

uces

80

mill

ion

m³

natu

ral

gas

per

day

– ab

out

1.3

trilli

on

cubi

c m

eter

s dur

ing

its 5

0-ye

ars o

pera

tion

off N

orw

ay.

x W

ith a

tota

l hei

ght o

f 49

2 m

the

Bul

lwin

kle

plat

form

in

the

Gul

f of

Mex

ico

in 4

12-m

wat

ers

is t

he w

orld

hi

ghes

t rig

id s

teel

pla

tform

, ris

ing

even

abo

ve t

he

Sear

s Tow

er in

Chi

cago

by

50 m

(Fig

. 2).

The

45 0

00 t

jack

et-ty

pe s

truct

ure

has

twel

ve m

ain

legs

and

is

anch

ored

in

plac

e by

28

sing

le-p

iece

bat

tere

d sk

irt

pile

s pe

netra

ting

120

m in

to th

e se

a be

d to

cou

nter

act

the

31 3

00 M

Nm

ove

rturn

ing

mom

ent a

ssoc

iate

d w

ith

a la

tera

l for

ce o

f 82

MN

. Tw

o ce

ntra

l leg

s, 42

m a

part,

ru

n pa

ralle

l and

act

as

crad

le ru

nner

s fo

r lau

nchi

ng th

e pl

atfo

rm f

rom

a 2

60-m

lon

g an

d 63

-m w

ide

laun

ch

barg

e.

The

anal

ysis

of

the

dyna

mic

s of

lar

ge o

ffsho

re s

truct

ures

re

veal

s th

at fi

xed

plat

form

s ca

n be

des

igne

d up

to w

ater

dep

ths

of

450

m

in

mod

erat

e en

viro

nmen

ts.

At

this

de

pth

the

reso

nanc

e ph

enom

ena

with

nat

ural

per

iods

in th

e ra

nge

of 5

-6 s

and

the

asso

ciat

ed f

atig

ue p

robl

ems

can

still

be

cont

rolle

d. A

t gr

eate

r w

ater

dep

ths

thes

e pr

oble

ms

beco

me

insu

rmou

ntab

le

for

fixed

pla

tform

s as

the

ene

rgy-

inte

nsiv

e pa

rt of

the

sea

sp

ectru

m

at

high

er

reso

nanc

e pe

riods

w

ould

da

mag

e th

e st

ruct

ure.

To

jum

p ac

ross

the

ener

gy p

eak

of th

e sp

ectru

m, t

he

reso

nanc

e pe

riod

cmT R

S2

(1

) m

ust b

e su

bsta

ntia

lly in

crea

sed

to a

per

iod

rang

e of

25-

100

s by

trans

form

ing

the

wid

e m

assi

ve a

nd s

tiff

fixed

stru

ctur

e in

to a

fle

xibl

e, s

lend

er to

wer

whi

ch is

con

nect

ed to

the

sea

bed

eith

er

by a

n ar

ticul

ated

join

t or

by e

last

ic ‘

sprin

g’ p

iles

exte

ndin

g to

th

e de

ck l

evel

. Th

is c

an b

e ac

hiev

ed b

y in

crea

sing

the

tot

al

mas

s (o

r m

ass

mom

ents

of

iner

tia –

inc

ludi

ng a

dded

mas

s te

rms)

and

a re

duct

ion

of th

e re

stor

ing

forc

es (o

r mom

ents

). x

The

com

plia

nt to

wer

s B

ALD

PATE

and

PET

RO

NIU

S w

ith h

eigh

ts o

f 580

m a

nd 6

10 m

in 5

03-m

and

535

-m

deep

wat

ers,

resp

ectiv

ely,

are

the

high

est s

truct

ures

on

our

plan

et (

Figs

. 2 a

nd 4

). Th

e de

sign

is b

ased

on

the

expe

rienc

e w

ith t

he p

roto

type

, th

e 27

000

t LE

NA

gu

yed

tow

er, a

397

m h

igh

spac

e-fr

ame

jack

et,

รูปที่ 3.10 แสดงการเปรียบเทียบความสูงและความลึกของติดตั้งโครงสรางนอกฝงแบบยึดแนนกับพื้นทะเล หรือ Fixed structure แบบ GBS, Jacket, Guyed and Compliant tower ในทะเลเหนือและอาวเม็กซิโก

[Clauss, 2008]


107



รูปที่ 3.11 ลักษณะและรูปแบบโครงสรางนอกฝงที่ติดตั้งในทะเล[Offshore magazine, 2002]

รูปที่ 3.12 ลักษณะการติดตั้ง Subsea wellhead และ Subsea manifold บนพื้นทะเล[http://www.jdrcables.com]

แตอยางไรก็ตาม Subsea wellhead มีราคาคาติดตั้งและคาดำเนินการในการปฏิบัติงานที่คอนขางสูง

ดังนั้นความพยายามในการใชโครงสรางลอยน้ำนอกฝงที่มีการติดตั้ง Christmas tree ไวบนโครงสราง

โดยมีลักษณะการทำงานเหมือนกับการติดตั้ง Christmas tree บนหลุมผลิตบนฝงหรือโครงสรางขุดเจาะ

แบบ Fixed support structure เชน Jacket และ Compliant tower หรือที่เรียกกันวา Dry tree ซึ่ง

จากพื้นทะเล ทอกรุนำ หรือ Conductor pipe จะถูกติดตั้งสูโครงสรางดานบน โดยทอกรุนำนี้จะตองมีความสามารถที่จะตานทานแรงกระทำจากกระแสคลื่นและกระแสน้ำในทะเลไดตลอดชวงความยาวทอ


108



ทอกรุนำจากพื้นทะเลสูโครงสรางพื้นดาดฟาของโครงสรางแทน (Deck platform) จะถูกติดตั้งผานแผน

นำทอ (Subsea template) ที่ยึดติดกับพื้นทะเลโดยการตอกเข็ม โดย Subsea template มีหนาที่ที่

สำคัญสำหรับบงบอกตำแหนงของหลุมเจาะ (Guide frame) ใหมีความถูกตองมากยิ่งขึ้น โดยลักษณะของ Subsea template แสดงไดดังรูปที่ 3.13

นอกจากนี้ในการออกแบบทอกรุนำดังกลาวจะไมอนุญาติใหมีการเคลื่อนตัวของทออยางอิสระไปตามการ

เคลื ่อนตัวแบบพลศาสตรของกระแสคลื ่นเหมือนการออกแบบทอสงที ่มีความยืดหยุ นหรือโคงงอ

(Flexible risers) ไดเชนเดียวกับระบบ Wet tree ที่จะไดกลาวถึงตอไป โดยอุปกรณสำหรับการควบคุมความดันและการไหลของปโตรเลียม หรือ Wellhead ในระบบ Dry tree จะถูกติดตั้งบนพื้นดาดฟาของ

แทนผลิต ซึ่งขั้นตอนในการผลิตและลำเลียงปโตรเลียมจากหลุมผลิตนั้นจะเหมือนกับการทำงานจากหลุม

ผลิตบนฝง

รูปที่ 3.13 ลักษณะของ Subsea template ที่ติดตั้งอยูบนพื้นทะเล[Mather, 1995]

ประมาณป ค.ศ. 1970 กลุมวิศวกรในรัฐแคลิฟอเนียรไดคิดคนระบบโครงสรางนอกฝงลอยน้ำที่สามารถ

ถูกผูก (Tethered) และยึดโยงเขากับพื้นทะเลไดอยางมั่นคงและมีลักษณะเหมือนแทนโครงสรางโอนเอน

(Compliant platform) โดยเรียกโครงสรางนี้วา โครงสรางลอยน้ำแบบขายึดสลิง (Tension Legs

Platform, TLP) ในป ค.ศ. 1984 ระบบ Dry tree ไดถูกติดตั้งเขากับโครงสรางลอยน้ำแบบ TLP เปนครั้งแรกโดยบริษัท Conoco Hutton กลุมประเทศอังกฤษ บริเวณทะเลเหนือ ซึ่งการติดตั้งระบบ Dry

tree เขากับโครงสราง TLP ไดนั้นเนื่องจากการทิศทางเคลื่อนตัวแบบเหวี่ยง (Heave) ของ TLP จะถูก

จำกัดโดยเชือกสลิงหรือเสนเอ็น (Tendon) ที่ใชยึดตัวโครงสรางลอยน้ำในแนวตั้งเขากับพื้นทะเล ซึ่งการ

จำกัดการเคลื่อนตัวนี้เปนผลใหการเคลื่อนที่สัมพัทธ (Relative motion) ระหวางทอ Riser และตัว

โครงสรางหลัก (Hull) มีนอยมาก จึงไมกอใหเกิดอันตรายตอการปฏิบัติงานแมในขณะที่เกิดสภาวะแวดลอมอันเลวรายมากก็ตาม นอกจากนี้โครงสรางลอยน้ำนอกฝงแบบ Spar ที่ถึงแมจะไมไดถูกจำกัดใน

การเคลื่อนตัวแบบ Heave เหมือน TLP ก็ตาม แตลักษณะการเคลื่อนตัวของโครงสราง Spar ตาม


109



ธรรมชาตินั้นก็มีไมมากนัก ซึ่งเพียงพอที่จะรองรับทอ Riser ที่ถูกเชื่อมตอจากพื้นทะเลสูระบบ Dry tree

บนแทนผลิตของ Spar ไดเชนกัน ดังนั้นอาจสรุปไดวา ระบบ Dry tree ไดถูกติดตั้งอยูในโครงสรางนอก

ฝงทั้งแบบยึดแนน เชน Jacket และ Compliant tower รวมถึงในโครงสรางนอกฝงแบบลอยน้ำ เชน TLP และ Spar Natarajan (2010) ไดรายงานไววา ปจจุบันมีโครงสรางนอกฝงแบบ TLP 16 แทน ถูก

ติดตั้งที่ระดับความลึกสูงสุดประมาณ 4,700 ฟุต และโครงสรางนอกฝงแบบ Spar 14 แทน ถูกติดตั้งที่

ระดับความลึกสูงสุดประมาณ 5,600 ฟุต โดยแทนโครงสรางลอยน้ำนอกฝงเหลานี้ไดติดตั้งระบบ Dry

tree ดวยระบบเทคโนโลยีระบบทอสง Riser และทอกรุนำ (Conductor) จากพื้นทะล

บริเวณที่เรียกวาสามเหลี่ยมทองคำ (Golden triangle) เปนบริเวณที่มีระบบการผลิตปโตรเลียมนอกฝง

ในน้ำทะเลลึก (Deepwater floating production systems) จำนวนมากติดตั้งอยู ซึ่งเปนบริเวณของ

อาวเม็กซิโก แอฟริกาตะวันตก และประเทศบราซิล และจากสถิติขอมูลที่ผานมาพบวา ระบบการผลิต

ปโตรเลียมลอยน้ำนอกฝงไดเพิ่มจำนวนขึ้นอยางตอเนื่องเรื่อยมา ซึ่งสวนที่สำคัญประการหนึ่งของการเพิ่ม

จำนวนอยางรวดเร็วของโครงสรางลอยน้ำนี ้ คือ การคนพบแหลงกักเก็บปโตรเลียมไดในบริเวณที่มีระดับความลึกของพื้นทะเลเพิ่มมากขึ้นเปนผลจากการพัฒนาเทคโนโลยีในการสำรวจ การขุดเจาะ และการ

ผลิตนั่นเอง รูปที่ 3.14 แสดงใหเห็นถึงการติดตั้งโครงสรางนอกฝงทั้งแบบยึดแนนและแบบลอยน้ำใน

บริเวณทะเลเหนือ อาวเม็กซิโก นอกฝงประเทศบราซิลและประเทศแอฟริกา โดยถึงประมาณป ค.ศ.

2004 การติดตั้งโครงสรางนอกฝงแบบลอยน้ำสามารถติดตั้งไดถึงที่ระดับความลึกกวา 2,000 เมตรใต

ระดับผิวน้ำทะเล โดยเปนการติดตั้งโครงสรางลอยน้ำแบบ Semi-submersible ในบริเวณอาวเม็กซิโก ซึ่งขอมูลจะพบไดอีกวา นอกชายฝงประเทศบราซิลซึ่งเปนบริเวณที่มีการคนพบแหลงกักเก็บปโตรเลียม

ในระดับพื้นทะเลที่ลึกมาก จะมีการใชโครงสรางลอยน้ำแบบ FPS กันอยางแพรหลาย ในสวนบริเวณอาว

เม็กซิโก การใชโครงสรางลอยน้ำแบบ Spar ไดถูกติดตั้งถึงที่ระดับความลึกประมาณ 1,700 เมตรใต

ระดับน้ำทะเล

ในการตัดสินใจเลือกใชระบบการผลิตปโตรเลียมในทองทะเลลึกนั้นเปนสิ่งที่คอนขางซับซอน การตัดสิน

ใจอาจตองใชความพยายามเปนเวลาหลายปเพื่อใหสามารถเลือกระบบที่เหมาะสมที่สุดในแตละพื้นที่การ

ผลิตซึ่งตองอาศัยการศึกษา รวบรวมขอมูลและการวิเคราะหอยางเปนระบบ เพื่อใหครอบคลุมกับตัวแปร

ในทุกดาน โดยสิ่งสำคัญที่ตองอยูในตัวแปรสำหรับการพิจารณา คือ ลักษณะและปริมาณของแหลงกัก

เก็บปโตรเลียม (Reservoir characteristics) ซึ่งจะมีผลกระทบตอการวิเคราะหขนาดของโครงสรางนอกฝง จำนวนหลุมเจาะ ตำแหนงที่ตั้งในการติดตั้ง และการเลือกใชระบบการผลิต เชน Dry tree หรือ Wet

tree เปนตน นอกจากนี้โดยสวนใหญแลวคาใชจายสำหรับการขุดเจาะหลุมผลิตปโตรเลียมในทะเลลึกนั้น

จะมีมูลคามากกวา 50% ของโครงการ ดังนั้นการเลือกวิธีในการขุดเจาะจะเปนตัวกำหนดการเลือกใช

โครงสรางสำหรับการดำเนินการขุดเจาะ เชน การใชโครงสรางที่จะรองรับแทนขุดเจาะ หรือ การใช

โครงสรางขุดเจาะนอกฝงแบบเคลื่อนที่ได (Mobile Offshore Drilling Unit, MODU) เปนตน


110




Fig. 5 OFFSHORE PLATFORMS AND UNDERWATER COMPLETIONS (CLAUSS ET AL., 2004)


Fig. 5 OFFSHORE PLATFORMS AND UNDERWATER COMPLETIONS (CLAUSS ET AL., 2004)

รูปที่ 3.14 การติดตั้งโครงสรางนอกฝงตั้งแตป ค.ศ. 1950 จนถึงป ค.ศ. 2004 ทั้งแบบยึดแนนและแบบลอยน้ำในบริเวณทะเลเหนือ อาวเม็กซิโก นอกฝงประเทศบราซิลและประเทศแอฟริกา

[Clauss, 2008]


111



3.3 ลักษณะการปฏิบัติงานของโครงสรางนอกฝง(Functions of Offshore Structures)

โครงสรางนอกฝงสามารถอธิบายไดโดยใชความหมายที่มีความเกี่ยวเนื่องกันระหวางหนาที่ในการปฏิบัติ

งานและรูปรางของโครงสราง (Function and configuration) ตัวอยางเชน แทนผลิต (Production

unit) สามารถทำหนาที่ไดหลากหลายประเภท เชน เปนแทนขุดเจาะ (Drilling) แทนผลิตปโตรเลียม (Processing) แทนสำหรับเปนที่พักอาศัยของวิศวกรและผูปฏิบัติงาน (Accommodation) แทนกักเก็บ

ปโตรเลียม (Storage) และแทนสำหรับรองรับทอ Riser โดยมีตัวแปรที่สำคัญในการเลือกขนาดและ

ประเภทของโครงสรางรวมถึงอุปกรณสำหรับการผลิตปโตรเลียมนอกฝงที่ตองพิจารณา เชน ลักษณะของ

แหลงกักเก็บและสถานะของปโตรเลียมในแหลงกักเก็บ ความลึกของพื้นทะเล และสภาพแวดลอมของ

ทะเล เปนตน แตอยางไรก็ตามแมวาตัวแปรดังกลาวขางตนจะมีความสำคัญตอการเลือกโครงสรางนอกฝงในการปฏิบัติงานเพียงใดก็ตาม ตัวแปรในดานอื่น ๆ ก็มีความสำคัญไมแพกัน เชน รูปแบบในการ

จัดการโครงการ ความมั่งคงทางการเงิน รวมถึงกฎระเบียบ ขอกำหนด กฎหมายของประเทศที่ออกสัป

ทานปโตรเลียม และกฎหมายระหวางประเทศ ลวนเปนตัวแปรที่สำคัญที่ตองถูกพิจารณาในการเลือก

โครงสรางนอกฝงเพื่อการปฏิบัติงานในโครงการใด ๆ ใหสำเร็จลุลวงไปดวยด ี นอกจากนี้ในการออกแบบ

โครงสรางของโครงสรางนอกฝง วิศวกรควรตองพิจารณาถึงรูปแบบและประเภทของโครงสราง (Type of structure) มากกวาหนาที่ในการปฏิบัติงานของโครงสรางนั้น ๆ เราสามารถจำแนกโครงสรางนอกฝง

ตามลักษณะของการปฏิบัติงานในทะเลไดดังนี้

3.3.1 โครงสรางนอกฝงสำหรับการสำรวจและขุดเจาะ (Exploratory drilling structures)

ลักษณะที่สำคัญที่สุดสำหรับโครงสรางนอกฝงเพื่อใชในการสำรวจและการขุดเจาะหลุมผลิตปโตรเลียมในทะเล คือ ความมีเสถียรภาพในการเคลื่อนตัวของโครงสรางซึ่งควรมีการเคลื่อนตัวที่

นอยมากหรือถูกจำกัดการเคลื่อนที่ในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งมีการรักษาตำแหนงในการปฏิบัติ

งานไดเปนอยางดีแมในสภาวะแวดลอมที่รุนแรงในทะเล โครงสรางนอกฝงที่เหมาะสมสำหรับการ

ปฏิบัติการสำรวจและขุดเจาะหลุมปโตรเลียมในทะเล ไดแก เรือขุดเจาะ (Drillships) ทุนลำเลียง

แทนขุดเจาะแบบสามขา (Jack-up barges) และโครงสรางแบบกึ่งลอยกึ่งจม (Semi-submersible) โดยเรือขุดเจาะนั้นจะมีรูปรางลักษณะเหมือนเรือลำหนึ่งและสามารถเคลื่อนที่ได

เองโดยการใชใบพัดที่ติดตั้งอยูภายในตัวเรือ ซึ่งบนดาดฟาเรือจะถูกติดตั้งอุปกรณสำหรับการขุด

เจาะไวทั้งหมด ขอไดเปรียบของเรือขุดเจาะที่สำคัญ คือ สามารถเคลื่อนยายไปสูหลุมเจาะในที่

บริเวณที่ตาง ๆ ไดอยางรวดเร็ว โดยเฉพาะอยางยิ่งหากเรือขุดเจาะมีการติดตั้งระบบการระบุ

ตำแหนงแบบพลศาสตร (Dynamically positioned system) รวมทั้งสามารถใชขุดเจาะในบริเวณทะเลที่ลึกมากได แตอยางไรก็ตามเนื่องจากเสถียรภาพของเรือขุดเจาะของการเคลื่อนตัวใน

ทะเล รวมทั้งความสามารถในการยึดโยงกับพื้นทะเลอาจทำใหการปฏิบัติงานของเรือขุดเจาะทำได


112



ไมดีนักหากเทียบกับโครงสรางลอยน้ำแบบอื่นที่มีเสถียรภาพมากกวา นอกจากนี้ในการขุดเจาะ

โดยใชเรือขุดเจาะในสภาวะอากาศที่มีคลื่นลมและพายุในระดับรุนแรง อาจทำใหเกิดปญหาใน

ระหวางการขุดเจาะไดมากกวาโครงสรางชนิดอื่น ๆ ดังนั้นการปฏิบัติการขุดเจาะโดยใชเรือขุดเจาะนั้นตองคำนึงถึงสภาพอากาศในทองทะเลใหมีความเหมาะสมเพื่อใหการปฏิบัติงานเปนไปอยาง

ราบรื่นและเกิดปญหานอยที่สุด รูปที่ 3.15 แสดงลักษณะของเรือขุดเจาะโดยทั่วไป

รูปที่ 3.15 เรือขุดเจาะ [http://www-odp.tamu.edu]

ทุนลำเลียงแทนขุดเจาะแบบสามขา หรือแทนขุดเจาะแบบสามขา (Jack-up barges) เปน

แทนขุดเจาะที่สามารถเคลื่อนยายจากบริเวณหลุมเจาะหนึ่งไปสูอีกหลุมเจาะหนึ่งโดยการใชเรือ

ลากจูง เมื่อทุนลำเลียงแทนขุดเจาะแบบสามขาถูกลากจูงไปยังบริเวณหลุมเจาะ ขาของแทน

ลำเลียงซึ่งโดยสวนใหญจะม ี3 ขาจะถูกปลอยลงอยางชา ๆ ดวยกลไกของฟนเฟองสูพื้นทะเล เมื่อ

ขาทั้งหมดถูกยึดเขากับพื้นทะเลอยางมั่นคงแลว ลำตัวของทุนลำเลียง (Deck) จะถูกยกตัวสูงขึ้นจากระดับน้ำทะเลในระดับที่เหมาะสมเพื่อใหลำตัวของทุนลำเลียงหรือแทนขุดเจาะพนจากแนว

แรงกระทำของคลื่นและกระแสน้ำเปนการเพิ่มเสถียรภาพของแทนขุดเจาะใหมีความมั่นคงและ

สามารถปฏิบัติการขุดเจาะโดยอุปกรณขุดเจาะที่ติดตั้งอยูบนลำตัวไดตอไป ดวยเหตุนี้เองแทนขุด

เจาะแบบสามขาจะสามารถปฏิบัติงานขุดเจาะไดเหมือนกับโครงสรางนอกฝงแบบยึดแนน เชน

โครงสราง Jacket โดยมีเสถียรภาพและความมั่นคงที่ดี และมีขอไดเปรียบคือสามารถเคลื่อนยายไปสูบริเวณหลุมเจาะอื่นไดอยางงายดายและรวดเร็วกวาโครงสรางแบบยึดแนนที่ตองใชระยะเวลา

นานและคาใชจายในการรื้อถอนสูง (High decommissioning cost) แตอยางไรก็ตาม เนื่องดวย

ขอจำกัดของความสูงของขา Jack-up ก็ตองไมสูงเกินไปจึงทำใหแทนขุดเจาะแบบสามขาจะ


113



สามารถปฏิบัติงานไดในระดับน้ำทะเลที่อยูในระดับปานกลาง (ประมาณ 150 เมตร) นอกจากนี้

ลักษณะทางกายภาพของระดับพื้นทะเล (Seafloor terrain) ที่ไมเปนแนวราบ หรือชนิดของดินที่

สะสมตัวอยูบนพื้นทะเลก็มีผลที่ทำใหการติดตั้ง Jack-up ทำไดยากมากขึ้นดวยเชนกัน รูปที ่3.16 แสดงแทนขุดเจาะแบบสามขา

รูปที่ 3.16 แทนขุดเจาะแบบสามขา (Jack-up barges) [http://static2.stuff.co.nz]

โครงสรางแทนขุดเจาะลอยน้ำแบบกึ่งลอยกึ่งจม (Semi-submersible drilling unit

hulls) จะประกอบไปดวยดาดฟา (Deck) ขนาดใหญที่รองรับดวยเสาจำนวน 4 ถึง 6 ตน โดยเสาในแตละแนวจะถูกเชื ่อมตอกันในแนวนอนโดยทุนลอย (Pontoon) โครงสราง Semi-

submersible นี้จะสามารถเคลื่อนที่ไดดวยตัวเอง ดังนั้นการเคลื่อนยายโครงสรางตองอาศัยการ

ลากจูงโดยเรือลากจูงหรือเรือขนสงขนาดใหญ (Transport vessels) ขอดีของโครงสราง Semi-

submersible คือ สามารถรักษาเสถียรภาพในการเคลื่อนตัวในน้ำไดด ีแมในสภาวะอากาศอันเลว

ราย ดังนั้นโครงสราง Semi-submersible จึงสามารถปฏิบัติการขุดเจาะในทะเลไดดีและสามารถปฏิบัติงานไดยาวนานมากกวาเรือขุดเจาะโดยทั่วไป รูปที่ 3.17 แสดงโครงสรางแทนขุดเจาะลอย

น้ำแบบกึ่งลอยกึ่งจม

โครงสรางแทนขุดเจาะทั้งสามประเภทดังกลาวขางตนอาจถูกดัดแปลงใหมีความเหมาะสม

เพื่อเปนโครงสรางแทนผลิตปโตรเลียมไดเชนกันดังจะไดกลาวถึงตอไป


114



รูปที่ 3.17 โครงสรางแทนขุดเจาะลอยน้ำแบบกึ่งลอยกึ่งจม (Semi-submersible drilling unit hulls)

[www.offshore-technology.com]

3.3.2 โครงสรางนอกฝงสำหรับการผลิต (Production structures)

แทนผลิตจะแตกตางจากแทนขุดเจาะตรงที่แทนผลิตนั้นตองประจำการอยูในทองทะเล

ตลอดอายุของโครงการในการผลิตปโตรเลียม ซึ่งโดยปกติจะมีชวงอายุประมาณ 20 ถึง 30 ป ใน

ชวงระดับน้ำทะเลตื้น แทนผลิตแบบ Jacket ที่เปนโครงสรางแบบยึดแนนดวยเสาเข็มจะเปนที่

นิยมสำหรับใชประจำการในอุตสาหกรรมการผลิตปโตรเลียม โครงสราง Jacket ประกอบขึ้นจาก

โครงถักทอเหล็ก (Tubular steel) ยึดติดกับพื้นทะเลโดยเสาเข็มตอก (Driven piles) หรือเสาเข็มเจาะ (Drilled or grouted piles) ความลึกที่เหมาะสมสำหรับการติดตั้งโครงสรางแทนผลิตแบบ

ยึดแนนประเภทตาง ๆขึ้นอยูกับสภาพแวดลอมในบริเวณแหลงกักเก็บปโตรเลียมในแตละแหง ยก

ตัวอยางเชน ในทะเลเหนือ ระดับพื้นทะเลที่ลึกที่สุดที่โครงสราง Jacket (ชื่อวา BP Magnus) ถูก

ติดตั้งนั้นอยูที่ความลึกประมาณ 186 เมตร ในสวนโครงสรางแทนผลิตถวงน้ำหนักคอนกรีต

(Shell Troll) ถูกติดตั้งอยูที่ระดับความลึก 305 เมตร และในบริเวณอาวเม็กซิโก โครงสรางแทนผลิต Jacket ชื่อวา Shell Bullwinkle ถูกติดตั้งที่ระดับความลึก 412 เมตรจากระดับน้ำทะเล

ในระดับพื้นทะเลที่มีความลึกเพิ่มมากขึ้น การใชโครงสราง Jacket อาจไมเหมาะสมสำหรับ

ใชเปนแทนสำหรับการผลิตปโตรเลียม การใชโครงสรางแบบ Compliant tower หรือโครงสราง

ลอยน้ำแบบอื่น ๆ จะไดรับความนิยมมากกวา โดยความลึกที่ลึกที่สุดที่มีติดตั้ง Compliant

tower สำหรับการผลิตปโตรเลียมในปจจุบันอยูในอาวเม็กซิโก ชื่อวา Chevron Texaco


115



Petronius โดยถูกติดตั้งที่ระดับความลึกประมาณ 535 เมตร รูปที่ 3.10 แสดงความสูงและความ

ลึกของติดตั้งโครงสรางนอกฝงแบบยึดแนนกับพื้นทะเลที่ไดกลาวมาทั้ง 4 แทนผลิต

การผลิตปโตรเลียมโดยใชโครงสรางลอยน้ำ เชน TLP และ Spar นั้นมีสิ่งสำคัญที่สุดที่ตองพิจารณา คือ จุดเชื่อมตอกัน (Interfaces) ระหวางแทนผลิตและทอลำเลียง (Riser) จากหลุมผลิต

การผลิตปโตรเลียมจากหลุมผลิตอาจถูกดำเนินการโดยใชระบบการผลิตแบบ Wet tree หรือ Dry

tree ดังที่ไดกลาวมาแลวขางตน โดย Riser ของระบบ Dry tree จะมีลักษณะเปนทอเหล็กติดตั้ง

อยูในแนวตั้ง (Vertical steel pipe) ซึ่งถูกออกแบบใหมีความสามารถในการรับแรงดันไดใน

สภาพการปฏิบัติงานในทุกรูปแบบ แตการติดตั้งทอเหล็กในระบบ Dry tree นี้จะเปนขอจำกัดที่สำคัญที่ตองมีการออกแบบใหโครงสรางลอยน้ำเคลื่อนตัวอยางจำกัดเพื่อใหเกิดความเสียหายใน

จุดเชื่อมตอกันระหวางแทนผลิตและทอ Riser นอยที่สุด ดังที่กลาวมาแลววาจนถึงปจจุบัน

โครงสรางแบบ TLP และ Spar เปนโครงสรางที่เหมาะสมที่สุดสำหรับการผลิตปโตรเลียมโดยการ

ใชการผลิตระบบ Dry tree ทอสง Riser ที่ติดตั้งในโครงสราง TLP Spar และ Semi-

submersible ในการผลิตปโตรเลียมระบบ Dry tree เรียกวา Steel Catenary Risers (SCRs) ดังรูปที่ 3.18 ในทางตรงกันขาม การผลิตปโตรเลียมโดยใชระบบ Wet tree ที่มีการใชทอสงที่มี

ความโคงงอและยืดหยุน (Flexible riser) ดังนั้นการเคลื่อนตัวในระหวางการปฏิบัติงานของ

โครงสรางลอยน้ำจะไมทำใหเกิดปญหามากเทากับทอสงระบบ Dry tree รูปที ่ 3.19 แสดง

ลักษณะของ Flexible riser ที่ถูกติดตั้งในโครงสรางแทนผลิตลอยน้ำแบบ FPSO

รูปที่ 3.18 ทอสง Riser ที่ติดตั้งในโครงสราง Semi-submersible โดยใขระบบการผลิตแบบ Dry tree เรียกวา Steel Catenary Risers (SCRs)

[http://www.ogj.com]


116



Flexible risers

รูปที่ 3.19 ลักษณะของ Flexible riser ที่ถูกติดตั้งในโครงสรางแทนผลิตลอยน้ำแบบ FPSO [http://www.epmag.com]

3.3.3 โครงสรางกักเก็บปโตรเลียมจากหลุมผลิต (Storage structures)

ในการผลิตปโตรเลียมนอกฝง หากแทนผลิตไมไดมีการกอสรางทอลำเลียงปโตรเลียมสูฝง

แลว ปโตรเลียมซึ่งไดแก น้ำมันดิบหรือกาซธรรมชาติ จะถูกเก็บรักษาไว ณ บริเวณหลุมผลิตกอนที่จะถูกลำเลียงหรือขนสงไปสูฝงเพื่อทำการแยกสถานะและเขากระบวนการอื่น ๆ ตอไป ความ

สามารถในการกักเก็บปโตรเลียม ณ บริเวณหลุมผลิตนั้นจะขึ้นอยูกับความสามารถในการบรรทุก

ของเรือน้ำมัน (Tanker) รวมถึงจำนวนเที่ยวในการขนสงระหวางแทนกับบนฝง ในอดีตความ

สามารถในการกักเก็บน้ำมันจะอยูที่ประมาณ 15 ถึง 25 วัน ของอัตราการผลิตสูงสุดของหลุมผลิต

ซึ่งเปนระยะเวลาที่เหมาะสมสำหรับโครงสราง Floating Production, Storage and Offloading System (FPSOs) ที่ใชผลิตปโตรเลียมในบริเวณที่ไกลจากฝงมาก ๆ ในปจจุบันความ

สามารถในการกักเก็บของโครงสราง FPSOs จะอยูในชวงเวลาประมาณ 3 วันถึง 11 วันของการ

ผลิต โครงสราง FPSOs ซึ่งเปนโครงสรางการผลิตปโตรเลียมรูปเรือขนาดใหญจะสามารถเก็บ

รักษาปโตรเลียมไวในลำตัวเรือไดในปริมาณที่คอนขางมาก จึงเหมาะสมที่จะใชสำหรับการผลิต

และกักเก็บปโตรเลียมในบริเวณหางฝงมาก ๆ นอกจากนี้ยังมีโครงสราง FSOs หรือ Floating Storage and Offloading Vessels ที่ไมมีหนาที่ในการผลิต (Processing) จะถูกใชรวมกับ

โครงสรางแบบยึดแนนหรือแบบลอยน้ำประเภทอื่นที่เปนโครงสรางสำหรับการผลิตปโตรเลียมได

เชนกัน อยางไรก็ตาม โครงสราง FPSOs เปนระบบโครงสรางการผลิตปโตรเลียมที่มีการใชกัน

อยางแพรหลาย ในป ค.ศ. 2002 มีการติดตั้งโครงสราง FPSOs แลวทั้งหมด 91 แทน และ

โครงสรางแบบ FSOs ถูกสรางขึ้นเพื่อใชประจำการแลวประมาณ 63 แทนในป ค.ศ. 1993 รูปที่ 3.20 แสดงโครงสรางแทนผลิตปโตรเลียมแบบ FPSOs และการขนถายน้ำมันสูเรือน้ำมัน รูปที่

3.21 แสดงโครงสราง FSOs ระหวางการขนถายน้ำมันจากแทนผลิตน้ำมัน


117



FPSO

Tanker

รูปที่ 3.20 โครงสราง FPSOs และการขนถายน้ำมันสูเรือน้ำมัน (Tanker) [http://www.teekayoffshore.com]

รูปที่ 3.21 โครงสราง FSOs ระหวางการขนถายน้ำมันจากแทนผลิตน้ำมัน [www.londonmarine.co.uk]

การเก็บรักษาน้ำมันที่ผลิตขึ ้นจากหลุมผลิตในทะเลอาจถูกกักเก็บอยูในถังขนาดใหญ

(Tanks) โดยที่ดานลางของถังเปดโลง และเนื่องจากน้ำมันมีหนวยน้ำหนักที่เบากวาน้ำ เมื่อมีการปมน้ำมันที่ผลิตขึ้นไดเขาสูถัง น้ำมันจะแยกสวนออกจากน้ำและลอยตัวสูงขึ้นอยูบนชั้นของน้ำ

ทะเล ตัวอยางถังเก็บน้ำมันที่ใชสำหรับการเก็บน้ำมันในทะเลที่มีชื่อที่สุด ไดแก Khazzan storage

tank สามารถจุน้ำมันดิบไดถึงประมาณ 500,000 บารเรล มีน้ำหนักของโครงสรางทั้งสิ้นประมาณ

15,000 ตัน มีเสนผานศูนยกลางที่ใหญที่สุดเทากับ 81 เมตรและสูง 60 เมตร ถูกติดตั้งในอาว

เปอรเซียที่ระดับความลึกประมาณ 46 เมตร และยึดติดกับพื้นทะเลโดยเสาเข็มตอก ซึ่งแทนเก็บน้ำมันนี้ไมสามารถใชในกระบวนการผลิตน้ำมันแตอยางใด โดยปจจุบันยังประจำการอยูโดยบริษัท

Conoco รูปที่ 3.22 แสดงขั้นตอนการกอสรางและการลากจูงถังเก็บน้ำมัน Khazzan ในทะเล


118



รูปที่ 3.22 ขั้นตอนการกอสรางและการลากจูงถังเก็บน้ำมัน Khazzan ในทะเล

[http://www.dubaiasitusedtobe.com]

การเก็บรักษาน้ำมันที่ผลิตขึ้นจากหลุมผลิตในทะเลในโครงสรางแบบ Spar และโครงสราง

คอนกรีตถวงน้ำหนัก (Concrete GBS) ซึ่งเปนการใชหลักการเดียวกันกับการเก็บรักษาโดยถังขนาดใหญนั้นก็มีการติดตั้งในบริเวณทะเลเหนือ โดย Brent Spar กอสรางเสร็จในป ค.ศ. 1976 มี

ความสูงประมาณ 109 เมตร สามารถเก็บน้ำมันดิบไดมากกวา 1 ลานแกลลอนที่ผลิตขึ้นไดจาก

บริเวณทุงผลิตปโตรเลียม Brent เพื่อรอสงตอไปสูเรือน้ำมันตอไป รูปที่ 3.23 แสดงโครงสรางเก็บ

น้ำมัน Brent Spar ในทะเลเหนือ และในสวนของโครงสราง GBS ที่ใชเก็บน้ำมันที่ถูกผลิตขึ้นมีชื่อ

วา Gullfaks C (รูปที่ 3.10) มีความจุในการเก็บน้ำมันประมาณ 2 ลานบารเรล ถูกติดตั้งที่ระดับความลึกประมาณ 217 เมตรจากระดับน้ำทะเล

รูปที่ 3.23 โครงสรางเก็บน้ำมันแบบ Spar ในทะเลเหนือ

[http://images.pennwellnet.com]

3.3.4 ระบบการขนสงและลำเลียงจากแทนผลิต (Export systems)

ปโตรเลียมเมื่อถูกผลิตขึ้นจากแหลงกักเก็บจะตองถูกลำเลียงจากแทนผลิตหรือแทนกักเก็บ

สูบนฝง หากแทนผลิตหรือแทนกักเก็บเหลานั้นอยูหางจากฝงไมมากเกินไปนัก การลำเลียงโดยระบบทอใตทะเลอาจถูกนำมาใช ตัวอยางเชน ในบริเวณอาวเม็กซิโกผลของการพัฒนาและเชื่อม

ตอกันของระบบการลำเลียงโดยทอใตทะเลจากระดับตื้นถึงระดับปานกลางและถึงระดับพื้นทะเล


119



ที่ลึกมากทำใหเกิดโครงขายของระบบทอใตทะเลเชื่อมโยงถึงกัน แตอยางไรก็ตามในบริเวณแทน

ผลิตปโตรเลียมที่อยูหางจากฝงมากการใชทอสงใตทะเลจะมีมูลคาการลงทุนกอสรางคอนขางสูง

ทำใหไมเกิดความคุมคาในการลงทุน ดังนั้นการขนสงและลำเลียงโดยวิธีอื่นจึงถูกนำมาใช เชน ระบบการขนสงและลำเลียงโดยเรือน้ำมัน หรือ Tanker ซึ่งเรือน้ำมันอาจถูกยึดโยงเขากับทุนลอย

(Floating buoys) หรืออุปกรณชวยในการยึดโยงแบบอื่น ๆ โดยการลำเลียงน้ำมันจากแทนผลิต

หรือแทนกักเก็บสูเรือน้ำมันจะถูกลำเลียงผานทอสง (Loading hose) ตอไป

3.4 ลักษณะรูปรางของโครงสรางนอกฝง(Offshore Structures Configurations)

นอกจากการจำแนกโครงสรางนอกฝงตามหนาที่การปฏิบัติงานในหัวขอที่ 3.3 แลว โครงสรางนอกฝงอาจถูกจำแนกตามไดตามลักษณะของรูปรางหรือโครงรางของตัวโครงสรางไดเชนกัน โดยโครงสรางนอก

ฝ งสามารถแบงประเภทออกไดเปนโครงสรางแบบยึดแนนกับพื ้นทะเล (Bottom-supported

structure) และ โครงสรางแบบลอยน้ำ (Floating structure) โครงสรางนอกฝงแบบยึดแนนกับพื้น

ทะเลจะยังสามารถแบงออกไดเปนโครงสรางแบบมั่นคงแข็งแรง (Fixed) เชน โครงสราง Jacket และ

โครงสรางคอนกรีตแบบถวงน้ำหนัก (Concrete Gravity Base Structure) และโครงสรางแบบโอนเอน (Compliant) เชน โครงสรางหอสูงนอกฝงแบบยึดโยง (Guyed tower) และ โครงสรางหอสูงแบบ

โอนเอน (Compliant tower) ในสวนของโครงสรางแบบลอยน้ำจะเปนโครงสรางที่สามารถลอยน้ำและ

เคลื่อนตัวตามกระแสคลื่นตามธรรมชาติในระดับการเคลื่อนตัวที่เหมาะสมตามการวิเคราะหและการ

ออกแบบใหเหมาะสมกับการปฏิบัติงานในแตละประเภทได เชน โครงสราง Semi-submersible

โครงสราง TLPs โครงสราง FPSOs โครงสราง FSOs และ โครงสราง Spars เปนตน

3.4.1 โครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเล (Bottom-supported Structures)

โครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเลเปนโครงสรางที่ขาหรือสวนลางของโครงสรางถูกยึดเขา

กับพื้นทะเล ซึ่งโดยสวนใหญโครงสรางขาสวนลางจะถูกประกอบขึ้นจากเหล็กกลวงที่เชื่อมติดกัน

(Welded steel tubular member) อยางมั่นคงแข็งแรง ยกเวนโครงสรางคอนกรีตแบบถวงน้ำหนัก (Concrete GBS) ที่สวนลางของโครงสรางถูกสรางและประกอบขึ้นจากคอนกรีตเสริมเหล็ก

โครงสรางขาสวนลางที่ทำขึ้นจากเหล็กกลวงจะถูกประกอบขึ้นเปนโครงถัก (Truss) ที่สามารถ

รองรับแรงกระทำเนื่องจากน้ำหนักของโครงสรางและอุปกรณที่ติดตั้งอยูดานบนรวมถึงแรงกระทำ

เนื่องจากกระแสคลื่น กระแสน้ำ และแรงลม โครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเลที่ตัวโครงสรางมี

ความมั่นคงแข็งแรง (Fixed) จะมีคาบการเคลื่อนตัวหรือคาบการสั่นไหวตามแนวราบ (Sway period) เขาใกลกับคาบการเคลื่อนตัวสูงสุดของคลื่น (Dominant wave period) หากโครงสราง

มีความสูงเพิ่มมากขึ้น ในทางตรงกันขามคาบการสั่นไหวธรรมชาติตามแนวราบของโครงสรางหอ


120



สูงนอกฝงแบบยึดโยงและโครงสรางลอยน้ำ เชน TLP จะมีคามากกวาคาบการเคลื่อนตัวสูงสุดของ

คลื่น อธิบายไดดังรูปที่ 3.24 ดังนั้นโครงสรางแบบ Fixed จะมีพฤติกรรมในการรับแรงกระทำใน

ลักษณะของวัตถุแข็งเกร็ง (Rigid body) ที่ตองสามารถทนแรงกระทำแบบพลศาสตรที่เกิดขึ้นจากสภาวะอากาศและสภาพแวดลอมอันเลวรายในทะเลไดอยางปลอดภัย ในขณะที่โครงสราง

Compliant tower โครงสราง Guyed tower หรือโครงสรางลอยน้ำแบบอื่น ๆ เมื่อถูกแรง

กระทำ ตัวโครงสรางจะสามารถโอนเอนและเคลื่อนตัวไปตามแรงกระทำเหลานั้นในระดับที่ยอม

ใหตามที่ไดออกแบบไว ซึ่งจะเปนผลใหขนาดของแรงกระทำแบบพลศาสตรเหลานั้นที่กระทำตอ

ตัวโครงสรางลดลงเปนอยางมาก ดวยเหตุนี้เองในการออกแบบโครงสรางนอกฝงที่ตองปฏิบัติงานในทองทะเลลึก เราจึงสามารถประหยัดคาใชจายในการลงทุนกอสรางโครงสรางไดเปนอยางดี

รูปที่ 3.24 คาบการสั่นไหวธรรมชาติตามธรรมชาติของโครงสรางนอกฝงและกระแสคลื่นในทะเล [Reddy and Arockiasamy, 1991]

รายละเอียดของคาบการเคลื่อนที่ตามธรรมชาติของโครงสรางนอกฝงแบบตาง ๆ มีดังนี้

• Fixed platform

- Jackets and GBS ประมาณ 1 วินาที (ความลึกนอยกวา 100 เมตร)

ประมาณ 3 - 5 วินาที (ความลึกประมาณ 200 - 250 เมตร)

- Jack-up

ประมาณ 4 - 5 วินาที (ความลึกประมาณ 90 - 150 เมตร)

• Floating platform- Semi-submersible

Heave ประมาณ 23 - 26 วินาที


121



Surge / Sway of catenary moored ประมาณ 60 - 90 วินาที

Pitch / Roll ประมาณ 30 - 50 วินาที

- Spar Heave ประมาณ 25 - 35 วินาที

Surge / Sway of taut moored ประมาณ 2 - 3 นาที

Pitch / Roll ประมาณ 1 นาที

- TLP

Heave ประมาณ 2 - 3 วินาที Surge / Sway (ความลึกประมาณ 300 - 400 เมตร) ประมาณ 1 - 2 นาที

Roll / Pitch ประมาณ 2 - 3.5 วินาที

รูปที่ 3.25 แสดงการเคลื่อนตัวของโครงสรางลอยน้ำที่เกิดขึ้นในทั้งหมด 6 ทิศทาง (6 Degrees of motion)

รูปที่ 3.25 การเคลื่อนตัวของโครงสรางลอยน้ำใน 6 ทิศทาง (6 Degrees of motion)

[Gerwick, 2000]


122



3.4.2 โครงสรางแบบลอยน้ำ (Floating Structures)

โครงสรางลอยน้ำมีความสามารถในการเคลื่อนตัวไปตามกระแสคลื่นและแรงกระทำใน

ระดับหนึ่ง โดยจะเคลื่อนตัวตามแรงกระทำไดทั้งหมด 6 ทิศทาง (6 degrees of freedom) ไดแก Heave, Surge, Sway, Pitch, Roll และ Yaw (ดังรูปที่ 3.25) โครงสรางแบบ TLP ที่ยึดโยงกับ

พื้นทะเลเพื่อถูกจำกัดการเคลื่อนตัวแบบ Heave ใหอยูในระดับที่เหมาะสม ซึ่งความสามารถใน

การเคลื่อนตัวไปตามกระแสคลื่นหรือกระแสน้ำนี้เกิดขึ้นจากการใชระบบการยึดโยงดวยเชือกสลิง

หรืออุปกรณการยึดโยงอื่น ๆ โดยตัวโครงสรางที่ลอยอยูจะมีความแข็งเกร็ง (Structurally rigid)

นอกจากนี้ขนาดของโครงสรางลอยน้ำจะขึ้นอยูกับการพิจารณาความสามารถและเสถียรภาพในการลอยตัว น้ำหนักของโครงสรางดานบน (Topsides) ที่ติดตั้งบนโครงสรางลอยน้ำเปนตัวแปรที่

สำคัญในการคำนวณและออกแบบโครงสรางโดยรวมมากกวาในกรณีของโครงสรางแบบยึดแนน

ในโครงสรางแบบ Semi-submersible และ FPSO ลำตัวโครงสราง (Hull) จะมีความสำคัญใน

การพิจารณาการออกแบบพื้นที่แนวระนาบน้ำ (Waterplane area) สำหรับการคำนวณ

เสถียรภาพของโครงสรางในการรับแรงกระทำที่เกิดขึ้นทั้งหมด โดยจุดศูนยกลางแรงโนมถวง (Center of gravity, G) จะตองอยูสูงกวาจุดศูนยกลางการลอยตัว (Center of buoyancy, B)

เสมอเพื่อรักษาใหโครงสรางลอยน้ำมีเสถียรภาพในการทรงตัวที่ด ี ในทางตรงกันขามเสถียรภาพ

ของโครงสรางแบบ Spar จะถูกออกแบบใหจุด B อยูสูงกวาจุด G เสมอ และสำหรับการพิจารณา

เสถียรภาพของโครงสรางแบบ TLP นั้นจะขึ้นอยูกับการวิเคราะหพื้นที่แนวระนาบน้ำและคาความ

แข็งแรงของเชือกยึดโยง (Tether stiffness)

3.4.3 การเปรียบเทียบโครงสรางลอยน้ำและโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเล

ตารางที ่3.1 เปนตารางสรุปความแตกตางที่สำคัญในดานตาง ๆ ระหวางโครงสรางลอยน้ำ

และโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเล โดยความแตกตางไมเพียงแตจะปรากฎใหเห็นโดยรูปราง

ลักษณะภายนอกแลว แตยังมีความแตกตางระหวางชิ้นสวนที่ประกอบขึ้นเปนโครงสรางดวยเชนกัน นอกจากนี้ความแตกตางยังมีอีกหลากหลายประการ เชน วิธีการในการกอสราง การประกอบ

การขนสง การติดตั้ง รูปแบบของแรงกระทำ การตอบสนองของโครงสรางตอแรงกระทำ การรื้อ

ถอน เปนตน น้ำหนักที่เกิดขึ้นจากอุปกรณที่ถูกติดตั้งอยูบนแทนของโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้น

ทะเลจะถูกถายเทลงบนขา ฐานรากดานลาง และลงสูพื้นดินใตทะเล ดังนั้นโครงสรางแบบยึดแนน

กับพื้นทะเล เชน Jacket จะเปนโครงสรางที่ทำขึ้นจากเหล็กประกอบและมีความสูงชะลูด (Long and slender) มีความสูงจากระดับน้ำทะเลประมาณ 20 - 25 เมตร โดยน้ำหนักที่เกิดขึ้นบน

โครงสรางแบบลอยน้ำจะถูกรองรับโดยแรงลอยตัวนั่นเอง

การขุดเจาะและการเตรียมหลุมผลิตบนโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเลจะมีลักษณะที่

เหมือนกับการปฏิบัติการของแทนขุดเจาะบนฝง โดยทอกรุนำจะยาวตอเนื่องจากปากหลุมผลิตบน

พื้นทะเลขึ้นสูบนพื้นของโครงสรางแทนผลิต ดังนั้นความแข็งแรงของทอกรุจะตองมีความแข็งแรง


123



มาก แตในทางตรงกันขาม โครงสรางแทนผลิตหรือแทนขุดเจาะแบบลอยน้ำจะใชทอสง Riser ที่มี

ความยืดหยุนและโคงงอไดมากกวา (More flexible) เพื่อลำเลียงปโตรเลียมจาก Wellhead บน

พื้นทะเลสูบนโครงสรางลอยน้ำ หรือที่เรียกกันวาระบบ Wet tree ในสวนของการกอสรางและติดตั้งโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเล โครงสรางจะถูก

ประกอบบนชายฝงและขนสงไปบนเรือลำเลียงหรือลากลอยน้ำไปสูบริเวณหลุมผลิต และจะถูก

ปลอยเพื่อใหโครงสรางพลิกตัวจมลงสูพื้นทะเล (Launched and upended) หรือโดยการยกและ

หยอนลง (Lifted and lowered) จากนั้นโครงสรางจะถูกยึดติดกับพื้นทะเลโดยเสาเข็มตอกหรือ

เสาเข็มเจาะ โครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเล เชน Jacket ตองมีความสามารถในการลอยตัวเพื่อใหสามารถลอยตัวอยูไดในขณะปฏิบัติการติดตั้ง ดังนั้นโดยสวนใหญเหล็กกลวงที่มีขนาดเสน

ผานศูนยกลางขนาดเล็กจะถูกใชประกอบขึ ้นเปนโครงถักสำหรับโครงสรางแบบ Jacket

โครงสรางแบบลอยน้ำ (ยกเวน Spar) จะถูกสรางขึ้นบนฝง เชน บนทาเรือหรือในอูแหง โดยลำตัว

โครงสราง (Hull) จำเปนที่ตองมีแรงลอยตัวที่เพียงพอเพื่อรองรับแรงและน้ำหนักกระทำตาง ๆ ดัง

นั้น ลำตัวโครงสรางจะถูกประกอบขึ้นจากเหล็กแผน (Flat plates) หรือโครงสรางผนังบางทรงกระบอกกลวงขนาดใหญ (Large diameter cylindrical shell) เสริมความแข็งแรง ที่มีความ

สามารถในการตานทานการวิบัติเฉพาะที่ไดดี เมื่อการประกอบเสร็จสิ้นโครงสรางลอยน้ำจะถูก

ลากจูงสูบริเวณหลุมผลิตจากนั้นจะถูกยึดโยงดวยเชือกสลิงเขากับพื้นทะเลตอไป

การคำนวณแรงกระทำที่กระทำกับโครงสรางนอกฝงแบบยึดแนนกับพื้นทะเลจะประกอบ

ไปดวยแรงที่กระทำจากลม คลื่น กระแสน้ำ ซึ่งจะทำใหเกิดแรงในแนวราบ (Lateral forces) และโมเมนตคว่ำหรือโมเมนตพลิกตัว (Overturning moment) รวมถึงแรงกระทำในแนวดิ่งที่เกิดขึ้น

จากน้ำหนักของโครงสรางและอุปกรณที่ติดตั้ง ซึ่งในการออกแบบเบื้องตนการคำนวณแรงที่

กระทำแบบจร (Live load) จากลม คลื่น และกระแสน้ำอาจจะถูกทำใหอยูในรูปกึ่งสถิตศาสตร

(Quasi-statically) ในสวนของน้ำหนักบรรทุกคงที ่ (Dead load) เปนแรงที่เกิดขึ้นจากน้ำหนัก

ของตัวโครงสราง (Structural self-weight) ในกรณีของการออกแบบโครงสรางลอยน้ำ นอกจากแรงกระทำในแนวดิ่งที่เกิดขึ้นจากน้ำหนักของตัวโครงสราง รวมถึงแรงกระทำในแนวราบจากแรง

กระทำแบบจรแลว เราตองพิจารณาถึงแรงเฉื่อย (Inertial load) ที่เกิดขึ้นจากความเรงซึ่งเปนผล

จากการเคลื่อนตัวไปมาในทองทะเลตามกระแสคลื่น ลม โดยการตอบสนองของโครงสรางลอยน้ำ

ตอแรงกระทำแบบจรเหลานี้จะมีลักษณะแบบพลศาสตรที่คอนขางซับซอนเนื่องจากโครงสรางเกิด

การเคลื่อนที่ทั้งแบบเลื่อนไถล (Translation) และแบบหมุนตัว (Rotation) ดังนั้นในการวิเคราะหและออกแบบโครงสรางนอกฝงแบบยึดแนนกับพื้นทะเลในบริเวณทองทะเลตื้นและลึกไมมากนัก

เราอาจจะใชการวิเคราะหแบบสมดุลสถิตศาสตร (Static equilibrium) เพื่อหาคำตอบของปญหา

แตสำหรับการติดตั้งในบริเวณทองทะเลลึกหรือสำหรับโครงสรางลอยน้ำแลว การวิเคราะหปญหา

จำเปนตองอาศัยการวิเคราะหตามหลักการพลศาสตร (Laws of dynamics) นอกจากนี้ การ

พิจารณาควบคุมใหน้ำหนักของโครงสราง (Weight control) อยูในระดับที่เหมาะสมสำหรับการ


124



ออกแบบโครงสรางลอยน้ำนั้นจำเปนมากกวาการออกแบบโครงสรางแบบยึดแนน เนื่องจากน้ำ

หนักของโครงสรางจะมีผลกระทบโดยตรงตอขนาดโครงสรางรวมถึงการยึดโยงกับพื้นทะเล

การรื้อถอนหรือการปลดประจำการ (Decommissioning) โครงสรางนอกฝงลอยน้ำสามารถกระทำไดในทันทีไมมีความยุงยากซับซอนหรือมีคาใชจายไมสูงนักหากตองเทียบกับการรื้อ

ถอนโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเลที่ตองอาศัยการรื้อถอนทีละสวนหรือทั้งหมดในคราว

เดียวกันดวยเครื่องมือและอุปกรณที่มีความสามารถในการยกและเคลื่อนยายโครงสรางขนาดใหญ

ซึ่งแนนอนวาคาใชจายมีราคาสูงและใชเวลาในการรื้อถอนที่คอนขางนาน ดังนั้นโดยสวนใหญแลว

เมื่อโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเลจะถูกเคลื่อนยายสูฝงแลว บางครั้งจะถูกแยกขายชิ้นสวนโครงเหล็กหรือดัดแปลงเพื่อใชสำหรับงานอื่น ๆ เพื่อชดเชยคาใชจายในการรื้อถอน ในทางปฏิบัติ

เมื่อเริ่มมีการวิเคราะหการลงทุนในโครงการ รายจายฝายทุน (Capital expenditure, CAPEX)

สำหรับโครงสรางนอกฝงแบบยึดแนนกับพื้นทะเลจะตองรวมเอารายจายที่ตองใชสำหรับการรื้อ

ถอนโครงสรางเขาไปในการวิเคราะหเพื่อใหครอบคลุมคาใชจายที่จำเปนสำหรับโครงการตอไป

ตารางที่ 3.1 การเปรียบเทียบตารางสรุปความแตกตางที่สำคัญในดานตาง ๆ

ระหวางโครงสรางลอยน้ำและโครงสรางแบบยึดแนนกับพื้นทะเล

[Chakrabarti, 2005]

ขอเปรียบเทียบ (Function)

โครงสรางยึดแนน (Bottom-supported)

โครงสรางลอยน้ำ(Floating structure)

การรับน้ำหนัก (Payload support)

ความสามารถในการรับน้ำหนักบรรทุกของดินและฐานราก

แรงลอยตัว (Bouyancy)

การควบคุมและทอสงที่เชื่อมตอกับหลุมผลิต

Wellhead ติดตั้งบนแทนผลิตโดยมีทอแข็ง (Rigid conduits or conductors) ตอสูหลุมผลิตบนพื้นทะเล

Subsea Wellhead ติดตั้งอยูบนพื้นทะเล โดยมีทอสง Riser แบบยืดหยุนและโคงงอไดตอขึ้นสูโครงสรางดานบน

การรับแรงกระทำจากสภาวะแวดลอม

ตามความแข็งแรงของตัวโครงสรางและฐานราก

ตามแรงเฉื่อยของโครงสรางลอยน้ำ รวมถึงความมีเสถียรภาพในการลอยตัวและความแข็งแรงจากการยึดโยง

การประกอบและการกอสราง

โครงถักทำจากเหล็กกลวง ประกอบขึ้นบนลานประกอบบนฝง (Fabrication yards)

โครงสรางทำจากเหล็กแผนหรือเหล็กผนังบางทรงกระบอกกลวง ประกอบในอูสรางเรือ (Shipyards) หรืออูแหง (Dry docking)

การติดตั้ง ขนสง (หรือลากลอยน้ำ) โดยเรือลำเลียง ยึดกับพื้นทะเลโดยฐานรากเสาเข็ม

ขนสงโดยการลาก โครงสรางถูกยึดโยง (Mooring) เขากับพื้นทะเลโดยสมอแบบตาง ๆ


125



(Offshore Structures) - Wordpress site of PulPong · 2012-01-03 · บทที่ 3 โครงสร้างนอกฝั่ง (Offshore Structures) 3.1...

Documents