กฏหมายสำหรับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

พื้นที่สัมปทานในประเทศและพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย

ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ การรายงานผลการประกอบกิจการปิโตรเลียม

ดาวน์โหลด PDF

ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
เรื่อง หลักเกณฑ์ การรายงานผลการประกอบกิจการปิโตรเลียม


     อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 76 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 6) พ.ศ. 2550 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ออกประกาศให้ใช้ หลักเกณฑ์ การรายงานผลการประกอบกิจการปิโตรเลียม โดยให้ผู้รับสัมปทานนำส่งเป็นชนิดดิจิทัล ในรูปแบบ (Data Format) ที่เป็นมาตรฐาน ที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเห็นสมควร ดังต่อไปนี้
     1. การสำรวจวัดค่าความเข้มสนามแม่เหล็ก และวัดค่าความโน้มถ่วงของหิน (Magnetic and Gravity Survey) ประกอบด้วย
           1.1 รายงานประจำวัน ภายในเวลาสิบสามนาฬิกาของวันถัดไป รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      1.1.1 ชื่อผู้รับสัมปทาน และแปลงสำรวจ
                      1.1.2 ชื่อผู้รับจ้าง
                      1.1.3 พื้นที่ปฏิบัติงาน
                      1.1.4 จำนวนแนวสำรวจ และระยะทางสำรวจตามแผนงาน
                      1.1.5 จำนวนวันที่ปฏิบัติงานสะสม
                      1.1.6 จำนวนของจุดสำรวจ แนวสำรวจ ระยะทางสำรวจ และจำนวนสะสม
                      1.1.7 ปัญหาและอุปสรรคในการปฏิบัติงาน
                      1.1.8 สภาพอากาศ
                      1.1.9 ค่าใช้จ่าย ค่าชดเชย พร้อมค่าใช้จ่ายสะสม
                      1.1.10 จำนวนพนักงานในภาคสนาม
           1.2 รายงานผลการสำรวจภายใน 180 วัน นับแต่วันเสร็จสิ้นการสำรวจ รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      1.2.1 แผนที่แสดงแนวหรือพื้นที่สำรวจที่แสดงระบบพิกัดภูมิศาสตร์ (Geographic Coordinate) และระบบพิกัดกริด (Grid Coordinate) พร้อมระบุพื้นหลักฐาน (Datum) และโครงแผนที่ (Projection) มาตราส่วน 1:50,000 และ 1:100,000 หรือที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเห็นสมควร
                      1.2.2 ข้อมูลในภาคสนาม (Field Data) และที่แปรผลแล้ว (Processed Data)
                      1.2.3 ข้อมูลแสดงพิกัดจุดสำรวจ (Navigation Data)
                      1.2.4 รายงานการสำรวจ (Acquisition Report)
                      1.2.5 รายงานการแปรผลข้อมูล (Processing Report)
                                 1.2.5.1 ขั้นตอนการแปรผล (Processing Sequence/Processing Flow)
                                 1.2.5.2 การควบคุมคุณภาพ (Quality Control)

                      1.2.6 รายงานผลการแปลความหมายการสำรวจ (Interpretation Report) พร้อมด้วยแผนที่แสดงขอบเขตและความลึกของหินฐานราก และแผนที่แสดงค่าความผิดปกติ (Anomaly Map) มาตราส่วน 1:50,000 และ 1:100,000 หรือที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเห็นสมควร


     2. การสำรวจธรณีวิทยา จัดส่งรายงานผลการสำรวจภายใน 180 วัน นับแต่วันเสร็จสิ้นการสำรวจ ประกอบด้วย
           2.1 ผลการสำรวจธรณีวิทยาปิโตรเลียม (Petroleum Geology) พร้อมแผนที่ธรณีวิทยาและแผนที่แสดงตำแหน่งที่เก็บตัวอย่าง มาตราส่วน 1:50,000 และ 1:250,000 หรือกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเห็นสมควร
           2.2 ผลการวิเคราะห์หินกักเก็บปิโตรเลียม (Reservoir Rock Analysis) ประกอบด้วย การวิเคราะห์ลักษณะและชนิดของหิน (Petrography) สภาวะการตกสะสมตะกอน (Depositional Environment) การตรวจหาอายุ โดยวิธีกัมมันตรังสี (Radiometric Dating) และคุณสมบัติทางฟิสิกส์ (Petrophysical Properties)
           2.3 ผลการวิเคราะห์หินต้นกำเนิดปิโตรเลียม (Source Rock Analysis) ประกอบด้วย สภาวะการตกสะสมตะกอน การตรวจหาอายุโดยวิธีกัมมันตรังสี ปริมาณอินทรีย์สาร (Total Organic Carbon) ชนิดของอินทรีย์สาร (Organic Types) และระดับความเหมาะสมในการกำเนิดปิโตรเลียมของอินทรีย์สาร (Organic Maturity)
           2.4 ผลการวิเคราะห์ซากดึกดำบรรพ์ (Paleontology)


     3. การสำรวจวัดคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Survey) ประกอบด้วย
           3.1 รายงานประจำวัน ภายในเวลาสิบสามนาฬิกาของวันถัดไป รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      3.1.1 ชื่อผู้รับสัมปทาน และแปลงสำรวจ
                      3.1.2 ชื่อผู้รับจ้าง
                      3.1.3 พื้นที่ปฏิบัติงาน
                      3.1.4 จำนวนเส้นสำรวจ ระยะทางสำรวจ และพื้นที่สำรวจตามแผนงาน
                      3.1.5 จำนวนวันที่ปฏิบัติงานสะสม
                      3.1.6 จำนวนของการวางจุดสำรวจ และจำนวนสะสม
                      3.1.7 จำนวนจุดกำเนิดคลื่นที่เจาะ (Loaded/Drilled Shot Point) ความลึกปริมาณวัตถุระเบิดที่ใช้ และจำนวนสะสม
                      3.1.8 จำนวนจุดกำเนิดคลื่นที่บันทึกข้อมูล (Recorded Shot Point) ระยะทางสำรวจพื้นที่สำรวจ และจำนวนสะสม
                      3.1.9 จำนวนจุดกำเนิดคลื่นที่ต้องเจาะใหม่ แนวสำรวจเสริม (In - fill Line)และจำนวนสะสม
                      3.1.10 การรับ - จ่ายวัตถุระเบิด และยอดคงเหลือในคลังเก็บชั่วคราว

                      3.1.11 การบันทึกคลื่นไหวสะเทือนของชั้นความเร็วต่ำ (Low Velocity Layer)
                      3.1.12 การบันทึกความเร็วของคลื่นเสียงในระดับตื้น (Uphole Survey)
                      3.1.13 แผนที่แสดงความคืบหน้าของการปฏิบัติงาน (Progressive Map)
                      3.1.14 อุปสรรคและปัญหาในการปฏิบัติงาน
                      3.1.15 สภาพอากาศ
                      3.1.16 ค่าใช้จ่าย ค่าชดเชย พร้อมค่าใช้จ่ายสะสม
                      3.1.17 จำนวนพนักงานในภาคสนาม
           3.2 รายงานผลการสำรวจ รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      3.2.1 ผลการแปรแสดงความสัมพันธ์ระหว่างเวลาและระยะทาง (Seismic Section) ตามกรรมวิธี การแปรผล (Processing) ทุกขั้นตอน พร้อมตารางแสดงความสัมพันธ์ระหว่างเวลากับความเร็วของชั้นหินที่ทำการวิเคราะห์ในแต่ละแนวสำรวจ และขั้นตอนการแปรผล
                      3.2.2 แผนที่แสดงจุดไหวสะเทือน และจุดรับคลื่นไหวสะเทือน (Shot Point and Receiver Point Map) ที่แสดงระบบพิกัดภูมิศาสตร์ และระบบพิกัดกริด พร้อมระบุพื้นหลักฐาน และโครงแผนที่ มาตราส่วน 1:50,000 และ 1:250,000 หรือกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเห็นสมควร
                      3.2.3 บันทึกการสำรวจภาคสนาม (Observers Log)
                      3.2.4 ข้อมูลความเร็ว (Velocity Data) ของข้อมูลคลื่นไหวสะเทือนในภาคสนาม และที่แปรผลแล้ว
                      3.2.5 ข้อมูลในภาคสนามและที่แปรผลแล้ว โดยต้องระบุรายละเอียดข้อมูลมาตรฐาน (Standard EBCDIC Header)
                      3.2.6 ข้อมูลแสดงพิกัดจุดสำรวจทั้งก่อนและหลังการแปรผล รูปแบบข้อมูลมาตรฐาน ประกอบด้วย Header, Data และ Relative/Comment File
                      3.2.7 รายงานการสำรวจ ดังนี้
                                 3.2.7.1 แผนที่แสดงบริเวณที่ทำการสำรวจ พร้อมระบุพื้นหลักฐาน
                                 3.2.7.2 รายละเอียดของเครื่องมือ (Instrument Specification) และค่าตัวแปรที่ใช้ (Acquisition Parameter) ที่ใช้ในการสำรวจ
                                 3.2.7.3 รายละเอียดเกี่ยวกับการสำรวจกำหนดจุดพิกัด และระดับ (Permanent Mark) ที่ใช้ในการสำรวจ
                                 3.2.7.4 แผนผังแสดงการจัดเรียงลำดับของตัวกำเนิดคลื่น และตัวรับคลื่นไหวสะเทือน(Source and Receiver Pattern)
                                 3.2.7.5 การแก้ค่าระดับ (Field Static)
                                 3.2.7.6 ผลการบันทึกและวิเคราะห์รายละเอียดของคลื่นจากแหล่งกำเนิดคลื่นไหวสะเทือน (Source Wave Form Characteristics)3.2.7.7 ผลการบันทึกข้อมูลการสำรวจชั้นดินและหินความเร็วต่ำ (Weathering Profile) และ/หรือการบันทึกความเร็วของคลื่นเสียงในระดับตื้น
                      3.2.8 รายงานการแปรผลข้อมูล ดังนี้
                                 3.2.8.1 ตัวแปรต่าง ๆ (Parameter)
                                 3.2.8.2 ขั้นตอนการแปรผล
                                 3.2.8.3 การควบคุมคุณภาพ
                      3.2.9 รายงานผลการแปลความหมายการสำรวจ ดังนี้
                                 3.2.9.1 รายละเอียดตัวอย่างการแปลความหมายของผลการบันทึกความสัมพันธ์ระหว่างเวลาและระยะทาง (Interpreted Seismic Section) ซึ่งแสดงทุกชั้นหิน (Markers and Horizons) ที่ชัดเจน พร้อมทั้งแสดงอายุทางธรณีวิทยาของชั้นหิน
                                 3.2.9.2 แผนที่แสดงโครงสร้างของชั้นหิน (Structural Map) ของหินฐานรากและชั้นหินกักเก็บทั้งหมด มาตราส่วน 1:50,000 และ 1:100,000 หรือที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเห็นสมควร ข้อมูลตามข้อ 3.2.1 ถึง 3.2.8 จัดส่งภายใน 180 วัน นับแต่วันเสร็จสิ้นการสำรวจและข้อมูลตามข้อ 3.2.9 จัดส่งภายใน 270 วัน นับแต่วันเสร็จสิ้นการสำรวจ


     4. การเจาะหลุมเพื่อการสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียม (Exploration and Development Drilling) ประกอบด้วย
           4.1 รายงานประจำวัน ภายในเวลาสิบสามนาฬิกาของวันถัดไป รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      4.1.1 ชื่อผู้รับสัมปทาน และแปลงสำรวจ
                      4.1.2 ชื่อหลุม และประเภทของหลุมเจาะ
                      4.1.3 ที่ตั้ง และพิกัดของหลุมเจาะ
                      4.1.4 ชื่อผู้รับจ้าง
                      4.1.5 ชื่อแท่นเจาะ และประเภทแท่นเจาะ
                      4.1.6 ระดับความสูงของผิวดินจากระดับน้ำทะเลปานกลาง หรือระดับความลึกของน้ำทะเล
                      4.1.7 ระดับความสูงอ้างอิงของแท่น (Rig Floor) จากระดับผิวดิน หรือจากระดับพื้นทะเล (Sea Floor or Mud Line)
                      4.1.8 ความลึกสุดท้าย และค่าใช้จ่ายของหลุมตามแผนงาน
                      4.1.9 จำนวนวันที่ปฏิบัติงานสะสม
                      4.1.10 ความลึกของหลุมเจาะตามแนวหลุม (Measured Depth) และตามแนวดิ่ง(True Vertical Depth) ระยะที่เจาะได้ และอัตราเร็วในการเจาะ

                      4.1.11 รายละเอียดของการปฏิบัติงาน (Time Breakdown) และปัญหาเกี่ยวกับการเจาะ
                      4.1.12 ชนิด ขนาดของหัวเจาะ และอุปกรณ์ชุดเจาะ (Bottom Hole Assembly)
                      4.1.13 ความเอียง และทิศทางของหลุมเจาะ
                      4.1.14 ชนิด น้ำหนัก และคุณสมบัติของน้ำโคลน
                      4.1.15 ชนิด และลักษณะของหิน รวมถึงชนิด และปริมาณไฮโดรคาร์บอนที่พบ (Mud Logging)
                      4.1.16 ชนิด ขนาด น้ำหนักของท่อกรุ และความลึกที่ลงท่อกรุ
                      4.1.17 ชนิด น้ำหนัก และปริมาณของซีเมนต์ที่ใช้ยึดท่อกรุ หรืออุดหลุมเจาะ
                      4.1.18 การทดสอบเครื่องป้องกันการพลุ่งของปิโตรเลียม (Blowout Preventer) ท่อกรุ ความแข็งแรง ของชั้นหิน ที่ปลายท่อกรุ (Formation Integrity Test or Leak - off Test) และการทดสอบอุปกรณ์อื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง
                      4.1.19 ชนิด และช่วงความลึกที่ทำการหยั่งธรณีหลุมเจาะ (Well Logging)
                      4.1.20 ความลึกที่เก็บตัวอย่างแท่งหิน และจำนวนตัวอย่างที่เก็บได้ (Core Recovery)
                      4.1.21 ข้อมูลการทดสอบอัตราการไหลของปิโตรเลียมทุกวิธี
                      4.1.22 ความลึก และผลของการทดสอบความดัน และผลการเก็บตัวอย่างของไหล
                      4.1.23 ปัญหาด้านความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม
                      4.1.24 การปิดหลุมชั่วคราว หรือการสละหลุมแบบถาวร
                      4.1.25 สภาพอากาศ สภาพทะเล และความสูงคลื่น
                      4.1.26 ค่าใช้จ่าย และค่าใช้จ่ายสะสม
                      4.1.27 จำนวนพนักงานในฐานเจาะ หรือบนแท่นเจาะในทะเล
                      4.1.28 การเคลื่อนย้ายแท่นเจาะ
           4.2 ข้อมูลการหยั่งธรณีหลุมเจาะ มาตราส่วน 1:200 และมาตราส่วน 1:500 หรือ 1:1,000 ภายใน 45 วัน หลังเสร็จสิ้นการปฏิบัติงานเจาะหลุม (Rig Released)
           4.3 รายงานหลุมเจาะฉบับสมบูรณ์ (Final Well Report)
                      4.3.1 หลุมสำรวจ (Exploration Well) และหลุมประเมินผล (Appraisal Well) ให้จัดส่งภายใน 120 วัน หลังเสร็จสิ้นการปฏิบัติงานเจาะหลุม ดังนี้
                                 4.3.1.1 ข้อมูลการเจาะ
                                 4.3.1.2 ข้อมูลด้านธรณีวิทยา ที่ประกอบด้วย
                                            1) การลำดับชั้นหิน (Stratigraphy) พร้อมทั้งเปรียบเทียบกับชั้นหินอ้างอิงที่ได้จากการหยั่งธรณีหลุมเจาะ (Log Markers) และการวัดคลื่นไหวสะเทือน (Seismic Markers)

                                            2) ผลการวิเคราะห์หินกักเก็บปิโตรเลียม ประกอบด้วย การวิเคราะห์ลักษณะและชนิดของหิน สภาวะการตกสะสมตะกอน การตรวจหาอายุโดยวิธีกัมมันตรังสี และคุณสมบัติทางฟิสิกส์
                                            3) ผลการวิเคราะห์หินต้นกำเนิดปิโตรเลียม ประกอบด้วยสภาวะการตกสะสมตะกอน การตรวจหาอายุโดยวิธีกัมมันตรังสี ปริมาณอินทรีย์สาร ชนิดของอินทรีย์สาร และระดับความเหมาะสม ในการกำเนิดปิโตรเลียมของอินทรีย์สาร
                                            4) ผลการวิเคราะห์ซากดึกดำบรรพ์
                                 4.3.1.3 คุณสมบัติและองค์ประกอบของปิโตรเลียม
                                 4.3.1.4 การคำนวณผลการหยั่งธรณีหลุมเจาะพร้อมสูตร
                                 4.3.1.5 การทดสอบอัตราการไหล
                                 4.3.1.6 การเตรียมหลุมเพื่อการผลิต (Well Completion)
                                 4.3.1.7 การปิดหลุมแบบชั่วคราว หรือแบบถาวร
                                 4.3.1.8 Composite Log
                                 4.3.1.9 ผลการประเมินปริมาณสำรองปิโตรเลียม พร้อมรายละเอียดการคำนวณ หลังจากเจาะพบปิโตรเลียมในโครงสร้างใหม่ หรือพบปิโตรเลียมเพิ่มเติมในโครงสร้างเก่า
                      4.3.2 หลุมพัฒนา (Development Well) ให้จัดส่งภายใน 60 วัน หลังเสร็จสิ้นการปฏิบัติงานเจาะหลุม ดังนี้
                                 4.3.2.1 ข้อมูลการเจาะและธรณีวิทยา
                                 4.3.2.2 การคำนวณผลการหยั่งธรณีหลุมเจาะพร้อมสูตร
                                 4.3.2.3 การเตรียมหลุมเพื่อการผลิต
                                 4.3.2.4 การปิดหลุม (กรณีที่ไม่พบปิโตรเลียม)
                                 4.3.2.5 Composite Log
           4.4 รายงานการศึกษาข้อมูลธรณีวิทยา การศึกษาวิเคราะห์ตัวอย่างหิน และตัวอย่างปิโตรเลียม ในกรณีที่มีการศึกษาเพิ่มเติม ภายใน 60 วัน หลังเสร็จสิ้นการดำเนินการดังกล่าวรายละเอียดดังต่อไปนี้
                      4.4.1 การลำดับชั้นหิน พร้อมทั้งเปรียบเทียบกับชั้นหินอ้างอิงที่ได้จากการหยั่งธรณีหลุมเจาะ และการวัดคลื่นไหวสะเทือน
                      4.4.2 ผลการวิเคราะห์หินกักเก็บปิโตรเลียม ประกอบด้วย การวิเคราะห์ลักษณะ และชนิดของหิน สภาวะการตกสะสมตะกอน การตรวจหาอายุโดยวิธีกัมมันตรังสี และคุณสมบัติทางฟิสิกส์
                      4.4.3 ผลการวิเคราะห์หินต้นกำเนิดปิโตรเลียม ประกอบด้วย สภาวะการตกสะสมตะกอนการตรวจหาอายุโดยวิธีกัมมันตรังสี ปริมาณอินทรีย์สาร ชนิดของอินทรีย์สาร และระดับความเหมาะสมในการกำเนิด ปิโตรเลียมของอินทรีย์สาร

                      4.4.4 ผลการวิเคราะห์ซากดึกดำบรรพ์
                      4.4.5 คุณสมบัติและองค์ประกอบของปิโตรเลียม
           4.5 รายงานการทดสอบอัตราการไหลของปิโตรเลียมทุกวิธี ภายใน 60 วัน หลังเสร็จสิ้นการทดสอบ รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      4.5.1 แผนผังแสดงอุปกรณ์การทดสอบของหลุม (Surface Layout and Downhole Equipment)
                      4.5.2 ขั้นตอน และวิธีการทดสอบหลุม
                      4.5.3 ช่วงความลึกที่ทดสอบ และคุณสมบัติของชั้นหิน (Petrophysical Data)
                      4.5.4 ข้อมูลความดัน อุณหภูมิ และอัตราการไหลของปิโตรเลียมและน้ำ
                      4.5.5 ผลวิเคราะห์ปิโตรเลียมและน้ำ
                      4.5.6 ผลการคำนวณและวิเคราะห์ความดันในชั้นหิน พร้อมผลการประเมินปริมาณสำรองปิโตรเลียม
           4.6 ตัวอย่างดินหรือหินที่ล้างน้ำโคลน (Washed and Dried Sample) จากหลุมสำรวจและหลุมประเมินผล ทุกระยะที่ทำการเก็บตัวอย่าง ไม่น้อยกว่า 200 กรัม ภายใน 90 วัน นับแต่วันที่เจาะถึงความลึกสุดท้าย โดยให้ระบุชื่อผู้รับสัมปทาน ชื่อหลุม วันที่เก็บตัวอย่าง และช่วงความลึกที่เก็บตัวอย่างที่ด้านข้างบรรจุภัณฑ์ พร้อมแบบฟอร์ม รายการข้อมูล (ภาคผนวก 1)
           4.7 ตัวอย่างแท่งหิน (Core Sample) จากหลุมเจาะทุกระยะที่เก็บ โดยต้องมีขนาดไม่น้อยกว่าครึ่งหนึ่งของตัวอย่าง ภายใน 180 วัน นับแต่วันที่เจาะถึงความลึกสุดท้าย โดยเรียงให้ถูกต้องตามลำดับความลึกของชั้นหิน ปิดสัญลักษณ์แสดงช่วงบนและช่วงล่างของแท่งตัวอย่าง พร้อมทั้งระบุชื่อผู้รับสัมปทาน ชื่อหลุม วันที่เก็บตัวอย่าง และช่วงความลึกที่เก็บตัวอย่างที่ด้านข้างบรรจุภัณฑ์พร้อมแบบฟอร์มรายการข้อมูลและภาพถ่ายของตัวอย่างแท่งหิน (ภาคผนวก 2)


     5. การสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ประกอบด้วย
           5.1 รายงานประจำเดือน ภายในวันที่ 10 ของเดือนถัดไป รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      5.1.1 การสำรวจธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์
                      5.1.2 การเจาะหลุมสำรวจปิโตรเลียม
                      5.1.3 การเจาะหลุมผลิตปิโตรเลียม และการเตรียมหลุมเพื่อการผลิต
                      5.1.4 การปรับปรุง การซ่อมแซม (Workover) และการยิงผนังท่อกรุหลุมผลิตปิโตรเลียม หรือหลุมอัดน้ำ
                      5.1.5 การผลิตปิโตรเลียม และการกำจัดน้ำจากการผลิต (Produced Water)
                      5.1.6 การเปลี่ยนสถานภาพหลุมเจาะ การสละหลุมผลิตปิโตรเลียมและหลุมอัดน้ำแบบถาวร
                      5.1.7 การก่อสร้าง และการติดตั้งระบบวิศวกรรมการผลิต5.1.8 รายงานการเข้าพื้นที่ประกอบกิจการปิโตรเลียมของบุคคลภายนอก
           5.2 ผลการประเมินปริมาณสำรองปิโตรเลียมสำหรับการปรับปรุงปริมาณสำรองประจำปีพร้อมรายละเอียด การคำนวณและแผนที่แสดงโครงสร้างแหล่งปิโตรเลียม (Structural Contour Map)ของชั้นปิโตรเลียมหลัก มาตราส่วน 1:10,000 หรือ 1:30,000 โดยแสดงตำแหน่งแท่นผลิตเส้นทางของหลุมเจาะทั้งที่มีอยู่และที่วางแผนจะเจาะหรือติดตั้งเพิ่มเติม พร้อมระบุชื่อหลุม จุดตัดของหลุมกับระนาบแผนที่นั้น พร้อมทั้งแสดงภาพตัดขวางของหลุมหลัก (Cross Section) ภายในเดือนกุมภาพันธ์ของทุกปี
           5.3 ผลการประเมินพลังผลิตของแหล่งปิโตรเลียม (Deliverability) พร้อมรายละเอียดในการคำนวณ รวมทั้งรายงานการศึกษาและแบบจำลองแหล่งกักเก็บปิโตรเลียม (Reservoir Simulation)ก่อนการผลิตไม่น้อยกว่า 30 วัน และรายงานปรับปรุงผลการประเมินกำลังผลิตของแหล่งปิโตรเลียมนั้น
ภายในเดือนกุมภาพันธ์ของทุกปี
           5.4 รายละเอียดและข้อมูลทางวิศวกรรม พร้อมด้วยแผนผังเกี่ยวกับการเตรียมหลุมผลิต (Well Completion Diagram) ภายใน 30 วัน นับแต่วันเตรียมหลุมผลิตเสร็จ และเมื่อมีการเปลี่ยนแปลง
           5.5 รายงานการกระตุ้นเพื่อเพิ่มการผลิต (Stimulation) โดยระบุวิธีที่ใช้ และรายละเอียดเกี่ยวกับวัสดุที่ใช้ในการกระตุ้นเพื่อเพิ่มการผลิต ภายใน 30 วัน หลังจากเสร็จสิ้นการปฏิบัติงาน
           5.6 ผลการทดสอบความดันที่ก้นหลุม (Bottom Hole Pressure) ภายใน 30 วันหลังจากเสร็จสิ้นการทดสอบ
           5.7 รายงานการประเมินผลการทดสอบเพื่อการผลิต (Production Test) ทุกชนิด พร้อมรายละเอียดการคำนวณ ภายใน 30 วัน หลังจากเสร็จสิ้นการปฏิบัติงาน


     6. การผลิต ประกอบด้วย
           6.1 รายงานประจำวัน ภายในเวลาสิบสามนาฬิกาของวันถัดไป รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      6.1.1 ปริมาณการผลิตปิโตรเลียมของแต่ละสถานีผลิตปิโตรเลียมบนบกหรือสถานที่ที่ผลิตปิโตรเลียมในทะเล โดยแจงรายละเอียดตามแปลงสำรวจ และรายแหล่งปิโตรเลียม
                      6.1.2 ปริมาณปิโตรเลียมที่ขนส่ง เก็บ ขาย หรือจำหน่ายและการสูญเสีย (Loss and Gain)
                      6.1.3 ปริมาณปิโตรเลียมที่ใช้เป็นเชื้อเพลิง
                      6.1.4 ปริมาณปิโตรเลียมที่เผาทิ้ง
                      6.1.5 ความถ่วงจำเพาะและความหนืดของปิโตรเลียม
                      6.1.6 ค่าความดันไอของก๊าซธรรมชาติเหลวหรือน้ำมันดิบ
                      6.1.7 ค่าอุณหภูมิจุดไหลเท (Pour Point)
                      6.1.8 ค่าความร้อน อุณหภูมิกลั่นตัว (Dew Point) และส่วนประกอบของก๊าซธรรมชาติ6.1.9 สัดส่วนน้ำและก๊าซต่อน้ำมันที่ผลิตได้
                      6.1.10 ชนิดและปริมาณสิ่งเจือปนในปิโตรเลียม
                      6.1.11 ปริมาณน้ำที่แยกได้จากการผลิตปิโตรเลียม
                      6.1.12 ปริมาณน้ำที่ทำการอัดกลับลงหลุมและผลรวมสะสมในรอบเดือน
                      6.1.13 ความดันของปิโตรเลียมที่ก้นหลุมและปากหลุม
                      6.1.14 ขนาดของพื้นที่ปรับอัตราการไหล (Choke Size)
                      6.1.15 การทดสอบหลุมผลิต
                      6.1.16 การปฏิบัติงานตลอด 24 ชั่วโมงที่ผ่านมา
                      6.1.17 สถานะหลุมและจำนวนหลุม
                      6.1.18 ปริมาณการรับจ่าย และคงเหลือ ของน้ำมันเชื้อเพลิง
                      6.1.19 จำนวนแท่นหลุมผลิต
                      6.1.20 ปริมาณของไหลแต่ละประเภทที่ใช้ในการกระตุ้นเพื่อเพิ่มการผลิต
           6.2 รายงานประจำเดือน ภายในวันที่ 10 ของเดือนถัดไป รายละเอียดดังต่อไปนี้
                      6.2.1 การผลิตรายแห ล่ง (Field Production) แยกตามแปลงสำรวจประกอบด้วย อัตราผลิตเฉลี่ยรายวัน ปริมาณผลิตรวมรายเดือน ปริมาณผลิตสะสม สถานะของหลุมจำนวนวันที่หยุดผลิต (Days of Shut - down) ปริมาณปิโตรเลียมที่ขนส่ง เก็บ ขาย หรือจำหน่าย ชนิดและปริมาณสิ่งเจือปนในปิโตรเลียม (BS&W) ปริมาณปิโตรเลียมที่เผาทิ้ง ปริมาณปิโตรเลียมที่ใช้เป็นเชื้อเพลิง อัตราส่วนระหว่างก๊าซธรรมชาติกับไฮโดรคาร์บอนเหลว (GLR) และปริมาณน้ำที่แยกได้จากการผลิตปิโตรเลียม
                      6.2.2 การสังเกตการณ์แหล่งกักเก็บปิโตรเลียม (Reservoir Monitoring) ประกอบด้วย สถานภาพชั้นผลิตปิโตรเลียม ความดันของปิโตรเลียมที่ปากหลุม ก้นหลุม การทดสอบ การผลิต ปริมาณน้ำที่ทำการอัดกลับลงหลุม และปริมาณน้ำที่ใช้ขับปิโตรเลียม


     7. การดำ เนินงานด้านอาชีวอนามัย ความปลอดภัย และสิ่งแวดล้อมประจำเดือน แยกตามกิจกรรมการสำรวจ และผลิตปิโตรเลียม ภายในวันที่ 15 ของเดือนถัดไป ประกอบด้วย
           7.1 ชื่อผู้รับสัมปทาน และแปลงสำรวจ
           7.2 ชื่อผู้จัดทำรายงานและเบอร์โทรศัพท์ติดต่อ
           7.3 เดือนและปีที่รายงาน
           7.4 ปริมาณการผลิตปิโตรเลียม
           7.5 จำนวนชั่วโมงการทำงาน
           7.6 อุบัติการณ์ต่าง ๆ (Incident) จากการปฏิบัติงาน
           7.7 ปริมาณน้ำจากกระบวนการผลิตที่เกิดขึ้น พร้อมทั้งปริมาณและร้อยละที่ส่งไปกำจัดในแต่ละวิธี
           7.8 แผนการดำเนินงานของเดือนถัดไป

     8. การสละหลุมผลิตและหลุมอัดน้ำ ภายใน 45 วัน หลังจากเสร็จสิ้นการสละหลุมประกอบด้วย
           8.1 แผนผังแสดงการสละหลุม
           8.2 ขั้นตอน วิธีการสละหลุมและผลการทดสอบหลุม

     9. การติดตามสถานะการใช้ประโยชน์สิ่งติดตั้งที่ใช้ในกิจการปิโตรเลียมประจำปี ภายในเดือนกุมภาพันธ์ของทุกปี โดยให้ระบุสถานะ ดังนี้
           9.1 กำลังใช้ผลิต
           9.2 หยุดผลิตชั่วคราว (Suspension of Production)
           9.3 หยุดผลิตถาวร (Cessation of Production)
           9.4 ใช้ประโยชน์อื่นในกิจการปิโตรเลียม ในกรณีที่มีสถานะตามข้อ 9.2 หรือ 9.3 หรือ 9.4 ให้ระบุข้อมูลรายละเอียดสถานะการใช้ประโยชน์สิ่งติดตั้งดังกล่าวให้ชัดเจน


     10. ให้ผู้รับสัมปทานส่งข้อมูลอื่น ๆ ตามที่อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติกำหนดเพิ่มเติม

 


ประกาศ ณ วันที่ ๙ กุมภาพันธ์ พ.ศ. ๒๕๖๑
วีระศักดิ์ พึ่งรัศมี
อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ