ทย - welcome to canadoil group · แบบหนึ่งของ slug catcher...

www.canadoilgroup.com

Updated News from Marketing and Media Department and your colleagues Volume 6, Q2/2012

ฉบับแปลไทย

Volume 6, Q2/2012

Table of Contentsแคนาดอล กรุ๊ป ประเทศไทย• รายชื่อพนักงานเข้าใหม่ (ตั้งแต่เดือน เมษายน – มิถุนายน 2555)• การเปลี่ยนแปลงทีละเล็กทีละน้อย เพื่อทำาให้บ้านของเราน่าอยู่• เปิดใช้แล้ววันนี้ กับโปรแกรมเพื่อช่วยให้คุณหาเบอร์ต่อของเพื่อนพนักงานด้วยกันสะดวกยิ่งขึ้น

ส่วนงานขาย และการตลาด • ความสำาเร็จล่าสุดของแคนาดอล

• DaelimSlugCatcherProject

• งานสัมมนา และออกบูธที่แคนาดอลได้เข้าร่วม• SPESASAnnualTechnicalSymposium&Exhibition,Khobar,ประเทศซาอุดิอาระเบีย(8-11เมษายน2555)• RenewableUKGlobalOffshoreWind2012,London,ประเทศอังกฤษ(13-4มิถุนายน2555)

• กำาหนดการครั้งต่อไป• PTTEPPipelinetechnologyExhibition,Bangkok,ประเทศไทย(17กรกฏาคม2555)

• มัน ใหม่ มาก• ดาวน์โหลดเพื่อชมแคตาล็อคเล่มล่าสุดของเราได้แล้ววันนี้ที่www.canadoilgroup.com• คุณทราบหรือไม่ว่า?• MediaShareFolder

Industry News • BPsellsNorthSeaassetstoMitsuifor$280m• TechnipwinsIchthysFPSOcontract• EnitokickoffbiddingforJangkrikjobs• WheelsturnfornewSouthStreamlink• Andmore

เกี่ยวกับเรา

CANADOILGROUP

Canadoil’s NewsletterVolume 6 : Q2/2012


ขอต้อนรับทุกท่านเข้าเป็นหนึ่งในสมาชิกในครอบครัวของเรา

แคนาดอล กรุ๊ป ประเทศไทย

รายชื่อพนักงานเข้าใหม่ (ตั้งแต่เดือน เมษายน – มิถุนายน 2555)

Starting Date First name Last name Company Position Work Location Remark

2-Apr-12 Santi Tiposot CASIA Trainee, QA Rayong

18-Apr-12 Pruthichoat Sangkhaphiban CASIA Trainee, Production Rayong

7-May-12 Petcharat Vongsin CASIA Trainee, Planning Rayong

1-Apr-12 Nungnud Suwanarat CGROUP Accounting Officer Rayong Transferred from CASIA

1-Apr-12 Surarak Primkajepong CGROUP Cost Accountant Officer Rayong Transferred from CASIA

1-Apr-12 Celeste Diomampo CGROUP Senoir QMS Officer Rayong Transferred from CPIPE

1-Apr-12 Somsarit Tangchitcharoenphong CGROUP Assitant QA Manager Rayong Transferred from CPIPE

4-Apr-12 Parinya Chauychoosap CGROUP Fixed Asset Accounting Integrator Rayong

1-May-12 Sudanai Paladsrichuay CGROUP Project Engineer Rayong Transferred from CASIA

1-May-12 Suthaunma Yuenyonglertsawat CGROUP Project Engineer Rayong Transferred from CPIPE

2-May-12 Pattaya Chansiri CGROUP Welding Engineer Rayong

2-May-12 Phanapat Eaksuk CGROUP Personal Assistant to CEO Rayong

3-May-12 Chalevl Artrum CGROUP Driver Bangkok

16-May-12 Saifon Intasan CGROUP Supply Chain Planning Manager Rayong

28-May-12 Rattanaporn Boontang CGROUP SAP Module Consultant MM Bangkok

1-Jun-12 Chookiat Pinthong CGROUP Security Officer Rayong

1-Jun-12 Sathaphon Pholsa CGROUP Security Officer Rayong

4-Jun-12 Kamonporn Samansin CGROUP Import - Export Officer Bangkok

7-May-12 Wachiravit Saecha CPIPE Trainee, Plant Maintenance Rayong

7-May-12 Warut Toomsan CPIPE Trainee, Logistics and Warehouse Rayong

7-May-12 Somkid Boonmak CPIPE Trainee, Plant Maintenance Rayong

1-Jun-12 Suwit Kulrat CPIPE Welding Shop Leader, CPIPE Rayong Transferred from CASIA

CANADOILGROUP



การเปลี่ยนแปลงทีละเล็กทีละน้อย เพื่อทำาให้บ้านของเราน่าอยู่

การขยายและปรับปรุงโรงอาหารภายในอาคาร CPIPE และ CASIA

การปรับปรุงทัศนวิสัย บอร์ดและป้ายประกาศหลักในโรงงาน

CANADOILGROUP



เปิดใช้แล้ววันนี้ กับโปรแกรมเพื่อช่วยให้คุณหาเบอร์ต่อของเพื่อนพนักงานด้วยกันสะดวกยิ่งขึ้น แค่คลิก!

ผ่านระบบอินเตอร์เน็ต: http://phone.canadoil.int

และอีกหนึ่งช่องทาง ที่กำาลังจะเปิดตัวเร็วๆ นี้ คือ การค้นหาผ่านทางแอพลิเคชั่นของแคนาดอลบนโทรศัพท์มือถือไอโฟนและไอแพด http://itunes.apple.com/us/app/canadoil-piping-program-calculator/id472142098?mt=8

ส่วนงานขาย และการตลาด

ส่วนงานเขาย และการตลาด

CANADOILGROUP


ความสำาเร็จล่าสุดของแคนาดอล

เมื่อปลายเดือนมิถุนายน 2555 ที่ผ่านมานี้ แคนาดอลได้ทำาการส่งมอบชิ้นงานของโครงการ “The Slug Catcher Project” ให้กับบริษัท Daelim ซึ่งนับเป็นความสำาเร็จที่แท้จริงอีกครั้งหนึ่งของบริษัทในช่วงระยะเวลาที่ผ่านมานี้

บทความนี้เป็นการสรุปใจความสำาคัญเกี่ยวกับโครงงานที่ผลิตโดยแคนาดอล ไพพ์ และ แคนาดอล เอเชีย เพื่อให้เพื่อนพนักงานได้ทราบความเป็นมาของโครงการ และเป็นข้อมูลอ้างอิงสำาหรับโครงการในอนาคต

แคนาดอล ได้รับการว่าจ้างให้ผลิต 3 slug catchers ให้กับบริษัท Daelim ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของโครงงานก๊าซธรรมชาติบนฝั่งและนอกชายฝั่งขนาดใหญ่บริเวณอ่าวเปอร์เซีย

ขอขอบคุณทุกแรงกำ�ลังของพี่น้องช�วแคน�ดอล ที่เป็นพลังผลักดันสำ�คัญให้โปรเจคนี้ประสบคว�มสำ�เร็จอย่�งงดง�ม

DAELIM SLUG CATCHER PROJECT


บทความภาษาอังกฤษ เขียนโดย M. Anver Gujarati (Ex Project Manager for Slug Catcher Project)


CANADOILGROUP



สลั๊คเคชเชอร์ (SLUG CATCHER) คืออะไรการขนลำาเลียงสารทางท่อ ทั้งในสถานะก๊าซและของเหลวรวมกัน หรือที่เรียกว่าการไหลของสสารสองสถานะ สามารถทำาได้ในระบบ Slugging flow หรือ Slug flow ภายใต้กฎของแรงโน้มถ่วง ของเหลวจะมีแนวโน้มที่จะอยู่ที่ด้านล่างของท่อในขณะที่ก๊าซจะอยู่ด้านบนของท่อ ภายใต้สภาวะการทำางานบางอย่างก๊าซและของเหลวจะไม่กระจายอย่างสม่ำาเสมอทั่วทั้งท่อ แต่จะเป็นการลำาเลียงไปเป็นกลุ่มก้อนขนาดใหญ่ที่มีสถานะส่วนใหญ่เป็นของเหลวหรือสถานะส่วนใหญ่เป็นก๊าซผ่านท่อ สสารกลุ่มก้อนขนาดใหญ่นี้เรียกว่า สลั๊ค (slug) สลั๊คที่มีอยู่ภายในท่อมักจะมีปริมาณมากกว่า ความสามารถของท่อที่สามารถบรรจุก๊าซ/ของเหลวนั้นๆได้ ประสิทธิภาพในการควบคุม/จัดการกับส่วนเกินของสลั๊คของโรงงานที่ส่วนปลายทางออกของท่อ ซึ่งโดยส่วนใหญ่แล้วปริมาณของสลั๊คที่เกิดขึ้นจะมีจำานวนมากกว่าอัตราที่อุปกรณ์นั้นๆที่ถูกออกแบบมา

สลั๊คเคชเชอร์ (SLUG CATCHER) เป็นเรือที่มีปริมาณการกักเก็บมากเพียงพอในการจัดเก็บสลั๊ค (slug) ที่มากที่สุดที่คาดว่าจะได้จากระบบต้นน้ำา (upstream) สลั๊คเคชเชอร์ ตั้งอยู่ระหว่างส่วนปลายทางออกของท่อและอุปกรณ์การประมวลผล ของเหลวที่ถูกกักเก็บไว้สามารถระบายออกกับอุปกรณ์การประมวลผลในอัตราที่ช้าลงมากเพื่อป้องกันไม่ให้ระบบทำางานเกินกำาลัง เนื่องด้วยสลั๊คเคชเชอร์ทำางานเป็นช่วงระยะเวลาดังนั้น สลั๊คเคชเชอร์ควรจะกำาจัดสลั๊กที่มีอยู่ก่อนที่สลั๊คถัดไปจะมาถึง

โดยทั่วไป สล๊คเคชเชอร์ (SLUG CATCHER) มีการออกแบบในสามรูปแบบที่แตกต่างกัน:

• แบบเรือ (vessel type) มีลักษณะเป็นเรือสินค้าอเนกประสงค์แบบดั้งเดิม

• แบบนิ้วมือ (finger type) ประกอบด้วยท่อชิ้นยาวหลายๆท่อ ลักษณะคล้าย “นิ้วมือ” ซึ่งเมื่อรวมกันจะได้เป็นที่กักเก็บสสาร

• แบบล�นจอดรถ (parking loop) เป็นการรวมคุณสมบัติของแบบเรือและนิ้วมือเข้าด้วยกัน

สำาหรับโครงการ Daelim สล๊คเคชเชอร์ (SLUG CATCHER) ที่เลือกใช้เป็นแบบนิ้วมือ “Finger type” ซึ่งถูกออกแบบเป็นให้มีหกนิ้ว รูปที่ 1 แสดงรูปแบบหนึ่งของ Slug Catcher สำาหรับโครงการนี้ โดย Canadoil จะทำาการผลิตส่งให้กับโครงการนี้ ทั้งสิ้น 3 สลั๊คเคชเชอร์ (SLUG CATCHER)

สลั๊คเคชเชอร์ (SLUG CATCHER) นั้นประกอบด้วยชิ้นส่วนหลายชนิดรวมกัน อันประกอบไปด้วย ส่วนแจกจำาหน่าย (distribution manifold) ห้องแยก (separation chamber) ส่วนระบายก๊าซแห้ง (dry gas riser) ช่องเก็บทรงนิ้วมือ (storage fingers) ที่เก็บของเหลวและตะกอน (liquid and sludge manifolds)

ส่วนแจกจำ�หน่�ย (distribution manifold) ทำาหน้าที่ รับก๊าซ/ของเหลวที่เข้ามา ทำาให้การไหลของสสารช้าลง และทำาการแยกสสารกระจายออกไปตามทางเล็กเพื่อให้สสารลำาเลียงไปอย่างสม่ำาเสมอเพื่อเข้าสู่ห้องแยก (separation chamber)

ห้องแยก (separation chamber) ในขั้นตอนนี้ กระบวนการแยกก๊าซและของเหลวส่วนใหญ่จะเสร็จสิ้นลงที่นี่ เมื่อคำานึงถึงความต้องการของความยาว ขนาด จำานวนของห้องแยกเหล่านี้ จะพิจาราณาจากองค์ประกอบรวมของการไหลของก๊าซ ส่วนประกอบทางเคมีของก๊าซและสภาวะต่างๆที่เกี่ยวข้อง

ส่วนระบ�ยก๊�ซแห้ง (dry gas risers) ขั้นตอนแรกคือการส่งผ่านก๊าซแห้งกลับเข้าสู่ในระบบ ส่วนที่สองคือกระบวนการแยกก๊าซและของเหลวที่หลงเหลือจากขั้นก่อนหน้าได้ด้วยเช่นกัน ดังนั้นขนาดบรรจุของส่วนนี้ค่อนข้างมีความสำาคัญ

ส่วนบรรจุทรงนิ้วมือ (storage fingers) ทำาหน้าที่เก็บของเหลวที่ ณ ความดันท่อ จำานวนและความยาวของนิ้วมือเหล่านี้จะถูกกำาหนดโดยปริมาณความต้องการจัดเก็บสสาร เช่น ขนาดของสลั๊ค (slug) – ชนิดของสสารสองสถานะและเวลาที่สสารนั้นๆอยู่ในท่อ – ชนิดของสสารสามสถานะ กระบวนการแยกสสารยังสามารถเกิดขึ้นได้ที่นี่เช่นกัน

ที่เก็บของเหลวและตะกอน (liquid and sludge manifolds) ในส่วนนี้จะเป็นการให้แยกน้ำา น้ำามันและเศษขยะ สสารประเภทน้ำามันและน้ำาจะถูกดึงออกที่ส่วนปลายของบรรจุภัฑณ์เพื่อการดำาเนินการในขั้นตอนต่อไป (สำาหรับน้ำามัน) หรือ ส่งเข้าสู่ระบบอีกครั้ง (สำาหรับน้ำา) เศษขยะจะถูกทำาความสะอาดตามขั้นตอนที่เหมาะสม เมื่อของเหลวที่ถูกกักเก็บไว้ในท่อมีน้ำาหนักมากและมีท่อยาวหลายท่อ ปริมาณของเหลวที่สามารถรวบรวมได้จากระบบท่อนั้นๆจะมีมากถึงหลายบาร์เรล


CANADOILGROUP



Figure 1: Layout of one Daelim Slug Catcher

To 2nd S.C.

To 3rd S.C.

20" BALANCE LINE

Fingers (Pipes)

Two Phase In

Dry Gas Risers

Liquid and Storage Manifold (Module B)67.9 Ton

One Slug Catcher

Distribution Manifold (Modules A1 + A2)40.5 Ton 47.4 Ton

To/From 3rdS.C.

To/From2nd S.C.

250m

153m

23m

13m

303m

(10)

330 m

(13)


CANADOILGROUP



Table 1: Raw Material (Plates) PurchaseNumber Supplier of Plates Total Tons

1 Japan 674

2 Austria 1,239

3 South Korea 7,400

Total 9,313

Table 2: Bought-out ProductsNumber Products Outsourced Total number or Meters

1 Welding neck flanges 21

2 Nippo flanges 42

3 Blind flanges 3

4 Metal ring gaskets 3

5 Weldolets 72

6 Sweepolets 9

7 Seamless pipe 2” dia 30 m

8 Seamless pipe 6” dia 3 m

9 Seamless pipe 10” dia, t = 12.7 mm 2,376 m

10 Seamless pipe 10” dia, t = 14.3 mm 159 m

ส่วนงานการผลิตและงานประกอบ Manufacturing & Fabrication Services• เตรียมการเขียนแบบวิศวกรรมรายละเอียดของสถานที่ในการทำาโครงสร้างชิ้นงาน ชิ้นงานที่ประกอบเสร็จสมบูรณ์

• เตรียมการเขียนแบบวิศวกรรมการประกอบและติดตั้ง

• ผลิตท่อที่มีขนาดเส้นผ่าศูนย์กลางและความหนาที่แตกต่างกัน

• ผลิตชิ้นงานข้อต่อทั้งหมด – ได้แก่ caps, tees, reducing tees, conical reducer, 90deg elbows

• การวางแผนโลจิสติกรวมถึงการขนส่งชิ้นงานที่แล้วเสร็จ ไปยังท่าเรือแหลมฉบัง ซึ่งอยู่ห่างประมาณ 30 กิโลเมตร จากโรงงานในประเทศไทย

ตารางที่ 3 สรุปให้เห็นถึงชิ้นงานที่ผลิตและประกอบทั้งหมดโดยแคนาดอล ประเทศไทย

Table 3: Canadoil Group Manufactured/Fabricated ProductsNumber Products Manufactured by Canadoil Total number or Meters

1 Caps 42

2 Tees 87


CANADOILGROUP



Number Products Manufactured by Canadoil Total number or Meters

3 Reducing tees 48

4 Conical reducers 18

5 Eccentric reducers 6

6 90 Deg elbows 42

7 Pipe 20” dia 12 m



10 Pipe 46” dia, t = 40 mm 6,558 m

11 Pipe 46” dia, t = 42 mm 861 m

12 Fabricated module a1 (x3) 40.5 tons

13 Fabricated module a2 (x3) 47.4 tons

14 Fabricated module b (x3) 67.9 tons

การเขียนแบบและเอกสารต่างๆ Drawings and Documentationเอกสารกว่า 100 ฉบับได้ถูกจัดทำาขึ้นสำาหรับโครงการนี้ ซึ่งรวมถึงรายงานความคืบหน้ารายเดือน, ข้อมูลที่เกี่ยวข้องต่างๆ, ตารางการผลิต, กำาหนดการงานผลิต เอกสารที่เกี่ยวกับ QA/QC ทั้งส่วนของท่อ ข้อต่อ และงานประกอบ, ข้อสอบถามรายการทางเทคนิค และการเขียนแบบวิศวกรรม

ความสำาเร็จที่สำาคัญของ แคนาดอล กรุ๊ป แคนาดอล กรุ๊ป ได้พิสูจน์ว่าเป็นผู้จัดจำาหน่ายที่มีลักษณะโดดเด่นตามคอนเซ็ป “รวมทุกอย่างไว้ที่เดียว” หมายถึงตั้งแต่การผลิตท่อเชื่อมและข้อต่อผนังหนาและเส้นผ่านศูนย์กลางขนาดใหญ่ การประกอบที่สมบูรณ์ รวมถึงงานเคลือบรองพื้นสำาหรับโครงการ catcher project ภายใต้พื้นที่ผลิตแห่งเดียวกันทั้งหมด

และนี่คือบางส่วนของความสำาเร็จ:

• ความสำาเร็จของการผลิต 3 slug catchers (ลักษณะแบบ 6 นิ้วมือ)

• ความสำาเร็จในการประกอบโครงสร้างของชิ้นงานที่มีความหนักตั้งแต่ 43 ถึง 70 ตัน

• ความสำาเร็จในงานประกอบชิ้นงานของท่อและข้อต่อ API5L – X65 PSL2 ที่มีความหนา 40 – 42 มิลลิเมตร และขนาดเส้นผ่านศูนย์กลาง 46 นิ้ว ที่ต้องใช้กับงานที่เกี่ยวข้องกับสารกำามะถัน หรือ sour service.

• ความสำาเร็จในการดำาเนินการทดสอบ sour service materials (HIC/SSC) testing และการติดตั้งห้องปฏิบัติการ laboratory สำาหรับ sour service ในพื้นที่ของโรงงาน

• ถึงแม้ว่าจะมีการเปลี่ยนแปลงการออกแบบทางด้านวิศวกรรม แต่เราก็สามารถผลิตชิ้นงานได้ตามกำาหนดการและอยู่ภายใต้งบประมาณที่กำาหนด

• ความสำาเร็จของการติดตั้งและเริ่มดำาเนินการผลิตของเครื่องม้วนท่อ JCO

• ความสำาเร็จในการแก้ไขปัญหาในช่วงระหว่างการผลิตอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งช่วยทำาให้อัตราการผลิตทำาได้เร็วยิ่งขึ้น

• ความสำาเร็จจากการร่วมแรงกายแรงใจทำางานเป็นทีม ทั้งจากแคนาดอล กรุ๊ป, แคนาดอล ไพพ์, แคนาดอล เอเชีย และ ทีมงานโลจิสติกส์


CANADOILGROUP



APPENDIX 1Summary of Bill of Materials for Slug Catchers (x3)

Manufactured by Canadoil Pipe Ltd.

No Product Thickness Size Process Material Sum of Quantity

1 PIPE 22.23 mm 20” SAW API 5L-X65 PSL2 3 m



4 PIPE 40.0 mm 46” SAW API 5L-X65 PSL2 4,372 m


Manufactured by Canadoil Asia Ltd.


1 CAP 25.4 mm 24” SMLS A860-WPHY65, NACE MR0175 12




5 TEE 25.4 mm 24”/24” WELDED A860-WPHY65, NACE MR0175 6




9 REDUCING TEE 22.23*14.3 mm 20”/10” WELDED A860-WPHY65, NACE MR0175 3





14 CON.REDUCER 25.4*22.23 mm 24”/20” WELDED A860-WPHY65, NACE MR0175 6

15 CON.REDUCER 40.0*40.0 mm 46”/40” WELDED A860-WPHY65, NACE MR0175 12

16 ECC.REDUCER 25.4*22.23 mm 24”/20” WELDED A860-WPHY65, NACE MR0175 3

17 ECC.REDUCER 42.0*25.4 mm 46”/24” WELDED A860-WPHY65, NACE MR0175 3

18 90 DEG. ELBOW 42.0 mm 46” WELDED A860-WPHY65, NACE MR0175 42


CANADOILGROUP



Summary of Bill of Materials for Slug Catchers (x3)

Products Bought from External Suppliers



2 TEE 12.7 mm 10”/10” SMLS A860-WPHY65, NACE MR0175 63

3 TEE 14.3 mm 10”/10” SMLS A860-WPHY65, NACE MR0175 3

4 45 DEG. ELBOW XXS 2” SMLS A234-WPB 6

5 90 DEG. ELBOW XXS 2” SMLS A234-WPB 18

6 90 DEG. ELBOW 11.13 mm 6” SMLS A860-WPHY65, NACE MR0175 6



9 WELDING-NECK FLANGE 11.3 mm 6” FORGING CL1500, A694-F65, NACE MR0175 6





14 NIPOFLANGE SCH160 10”/2” FORGING CL1500, A694-F65 15

15 NIPOFLANGE XXS 24”/2” FORGING CL1500, A694-F65 18

16 NIPOFLANGE SCH160 46”/2” FORGING CL1500, A694-F65 9

17 BLIND FLANGE - 46” FORGING CL900, A694-F65 3

18 METAL RING GASKET - 46” - CL900 3

19 WELDOLET 25.4 mm*XXS 24”/2” FORGING A694-F65, NACE MR0175 12

20 WELDOLET 25.4*11.13 mm 24”/6” FORGING A694-F65, NACE MR0175 6

21 WELDOLET 40.0 mm*SCH60 46”/10” FORGING A694-F65, NACE MR0175 54

22 SWEEPOLET 25.4*14.3 mm 24”/10” FORGING A694-F65, NACE MR0175 6

23 SWEEPOLET 27.0 mm*SCH60 30”/10” FORGING A694-F65, NACE MR0175 3

24 PIPE XXS 2” SMLS ASTM A106-B 30 m

25 PIPE 11.13 mm 6” SMLS API 5L-X65 PSL2 3 m




CANADOILGROUP




CANADOILGROUP


งานสัมมนา และออกบูธ

SPE SAS Annual Technical Symposium & Exhibition, Khobar ประเทศซาอุดิอาระเบีย (8 - 11 เมษายน 2555)

งานสัมมนา และออกบูธที่แคนาดอลได้เข้าร่วม

PTTEP Pipeline technology Exhibition, Bangkok ประเทศไทย (17 กรกฎาคม 2555)

กำาหนดการครั้งต่อไป

RenewableUK Global Offshore Wind 2012, London ประเทศอังกฤษ (13 - 14 มิถุนายน 2555)


CANADOILGROUP


มัน ใหม่ มาก

ดาวน์โหลดเพื่อชมแคตาล็อคเล่มล่าสุดของเราได้แล้ววันนี้ที่ www.canadoilgroup.com

FITTINGS & FABRICATION PIPES

คุณทราบหรือไม่ว่า?• เว็บไซต์แคนาดอล www.canadoilgroup.com มีคนเยี่ยมชมทั้งสิ้น 2,456 คน ในช่วง 1 เดือนที่ผ่านมานี้

ตั้งแต่วันที่ 26 พฤษภาคม – 25 มิถุนายน 2555

• 86.14% ของผู้เข้าชมเว็บไซต์ทั้งหมด ล้วนเป็นหน้าใหม่ โดย 3 ประเทศหลักที่มีคนเข้ามาชมมากที่สุดได้แก่ ประเทศไทย 26.62% สหรัฐอเมริกา10.29% และแคนาดา 8.59%

• โปรแกรมคำานวณที่เกี่ยวกับธุรกิจท่อของแคนาดอล บนไอโฟน แอพพลิเคชั่น ในขณะนี้มีผู้ที่สนใจเข้ามาดาวน์โหลดมากกว่า 1,500 ครั้ง นับตั้งแต่เดือนกันยายน 2554 ที่ผ่านมา จากหลากหลายประเทศกว่า 15 ประเทศ

• สัปดาห์สุดท้ายของเดือนมิถุนายนที่ผ่านมา มีผู้ดาวน์โหลดแอพพลิเคชั่นของแคนาดอล 45 ครั้ง

...สถิติตัวเลขเหล่านี้ จะยังคงเพิ่มขึ้นเรื่อยๆ...



CANADOILGROUP



INDUSTRYNEWS


Industry News

CANADOILGROUP

BP has announced it has agreed to sell its stakes in the North Sea Alba and Britannia fields to Japan’s Mitsui for $280 million in cash.

Mitsui will gain non-operating stakes of 13.3% in Alba and 8.97% in Britannia under the deal, which is expected to complete in the third quarter subject to approvals.

Production net to BP from the pair averages 7000 barrels of oil equivalent per day.Chevron operates the Alba field on a 23.4% stake along with partners Endeavour International, Centrica and Itochu.Britannia is jointly operated by ConocoPhillips and Chevron.BP regional president in the North Sea Trevor Garlick said the offloads aimed to hone the company’s portfolio in the UK and Norway to focus on major field developments.

Garlick cited six projects underway as part of a plan by BP to invest $10 billion over five years in exploration in the two countries - Clair Ridge, Quad 204 (Schiehallion), Devenick and Kinnoull, Skarv and Valhall.

Upstream, 26 June 2012

BP sells North Sea assets to Mitsui for $280 m


Industry News

CANADOILGROUP

French services player Technip has been awarded a services contract for the Icthys floating production, storage and offloading unit in the Browse basin, off Western Australia.

Technip said the contract would be carried out by its operating centre in Kuala Lumpur, Malaysia, and covered detailed engineering and procurement assistance for the topsides facilities of the FPSO.South Korea’s Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering won the $2 billion contract to build the Icthys FPSO earlier this year.The FPSO will be a newbuild 335 metre vessel designed to produce 85,000 barrels per day of condensate and store 1.2 million barrels of liquids.It is scheduled for delivery in the third quarter of 2016 and will be permanently moored in 250 metres of water via an internal turret system to be suppied by SBM Offshore.The Ichthys liquefied natural gas project is due to come on stream by the end of 2016 with expected peak production of 8.4 million tonnes per annum of LNG, 1.6 million tpa of liquid petroleum gas and up to 100,000 barrels per day of condensate.Output from the Ichthys field, which lies about 200 kilometres off the north-west coast of Australia, will undergo preliminary processing offshore to remove water and extract condensate. The condensate will be pumped to the FPSO and then transferred to tankers for delivery.Gas from the field will be exported via an 889 kilometre subsea pipeline to onshore processing facilities in the Northern Territory. Japan’s Inpex operates Ichthys with a 72.070% stake and is partnered by Total (24%), Tokyo Gas (1.575%), Osaka Gas (1.2%), Chubh Electric (0.735%) and Toho Gas (0.42%).


Technip wins Ichthys FPSO contract


Industry News

CANADOILGROUP

Global steel products player Tenaris said Thursday it plans a new $1.5 billion US plant to meet customer demand from the nation’s unconventionals market.

The new “pipe mill, heat treatment and premium threading facilities” are planned to have a 650,000-ton annual production capacity, with a planned opening date of 2016.The steel component supplier did not provide further details or a location.“US market demand for high quality OCTG and line pipe products is growing rapidly due to the development of unconventional shale (oil and gas) reserves and the resumption of deepwater

drilling activity in the Gulf of Mexico,” the company said.It will allow for more efficient service for its US clients, the company said.A company spokesman could not immediately reached for further comment.


Tenaris plans $1.5bn US plant


Industry News

CANADOILGROUP

Italian energy giant Eni is about to set pulses racing in Indonesia where it is near to beginning the bidding phase for its US$2 billion-plus Jangkrik gas field development in the Makassar Straits off Indonesia.

The Italian operator has taken Jangkrik through its early development phases, and is now poised to invite engineering and construction majors to bid for the main production facilities.Eni — led by chief executive Paolo Scaroni — plans to request combined bids for the front-end engineering and design contract plus engineering procurement and construction work, said sources.Jangkrik’s centerpiece attraction will be a large newbuild floating production unit.


Eni to kick off bidding for Jangkrik jobs

Gas and condensate from the floater will be exported to Kalimantan via about 86 kilo¬metres of subsea export pipelines, including a six-kilometre onshore component from the landfall location.Three consortia have been shortlisted to bid for the floater, which will measure between 150 metres and 200 metres in length and weigh up to 20,000 tonnes.They are a partnership between Technip and McDermott, a group comprising Saipem with Tripatra Engineers & Construction, Hyundai Heavy Industries and Chiyoda, and Petrofac with Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering and Synergy Engineering, said sources. Bid documents are expected to be released soon.Jangkrik lies in the Muara Bakau block near Chevron’s deep-water Gendalo-Gehem development.Like Gendalo-Gehem, gas from Jangkrik will be exported to the Bontang liquefied natural gas plant in East Kalimantan.The other similarity with Gendalo-Gehem is that both are proposing to use floating production units. Sources said Eni, like Chevron, was hoping for some flexibility in the Indonesian local content rules so that it can fabricate the majority of its floater overseas.Average production from the field is expected to be between 300 million cubic feet per day and 400 MMcfd, with first output expected in the first quarter of 2016.A final investment decision is due early next year.The fields to be tapped sit in water depths of about 400 metres off East Kalimantan in multiple stacked reservoirs, with high productivity, said partner GDF. Successful exploration drilling

had led to gas reserves of up to 300 million boe of relatively lean gas with no contaminants.There is remaining exploration potential too with two prospects to be drilled this year.There are two more packages to be tendered — the subsea umbilicals, risers and flowlines plus export pipelines, and the subsea production equipment.Technip and McDermott will bid against each other for the SURF and installation, and will be up against three other group bids led by Tripatra, Saipem and Timas Suplindo. Tripatra has teamed up with Emas-AMC, Saipem with the Indonesian subsidiary of Singapore’s Swiber Offshore while Timas is supported by WorleyParsons and Subsea 7.The third contract on offer for the subsea production system, control systems and manifolds attracted three industry veterans — Aker Solutions, FMC and GE Vetco Gray.The tender documents for all three contracts are expected to be issued in the coming weeks.


Industry News

CANADOILGROUP

RUSSIAN President Vladimir Putin has instructed state-controlled gas monopoly Gazprom to prioritise the construction of the South Stream subsea gas export pipeline after the country failed to take control of Ukraine’s gas trunk pipeline network and its gas storage facilities.


Wheels turn for new South Stream link

The decision to focus Gazprom’s efforts on this expensive pipeline project comes despite the fall in European demand for Russian gas and the company’s problems in increasing its gas production this winter to answer peak consumption, according to industry analysts in Moscow.According to Putin, Gazprom should work hard to start laying the offshore part of South Stream across the Black Sea in December this year, almost one year ahead of the previous deadline.The ultimate goal of South Stream is to enable Gazprom to export 63 billion cubic metres of gas to southern Europe each year, cutting its gas transit shipment through Ukraine to zero some time after 2019, according to company officials.The offshore part of the pipeline, about 925 kilometres in length, will start in the Krasnodar region in the south of Russia and returns to shore at the port of Varna in Bulgaria.The construction and subsequent operation of the offshore section will be managed by South Stream Transport, a Swiss-registered vehicle of Gazprom, with the Russian outfit holding a 51% stake, and Italy’s Eni, Germany’s Wintershall and France’s EdF sharing the remaining 49% interest.Schedule After Bulgaria, the onshore section of South Stream will extend to Serbia, Hungary and Slovenia, finally terminating in northern Italy near Tarvisio.This 1500-kilometre onshore section will be operated separately in each country by joint ventures between Gazprom and locally-nominated operators.

Connecting links from South Stream are also planned to be built into Bosnia, Croatia and Greece at a later stage.The original schedule of the project has called for four phases in the construction of the offshore section of the pipeline, with the first leg completed in 2015 and the remaining three legs laid by the end of 2019.However, earlier this month, Gazprom’s executive chairman Alexei Miller revealed that the company is now looking to build the two legs of the offshore pipeline in a single phase as part of its effort to speed up the project, as requested by Putin.According to company officials, this will involve a pipeline vessel, most likely Saipem 7000, laying the pipe for the first leg from Russia to Bulgaria and then reversing its course to build the second leg from Bulgaria to Russia.Combining the first and second phase into a single project would allow South Stream Transport to double its starting throughput capacity to 31.5 billion cubic metres of gas per year.This capacity may become available already in 2016, permitting Gazprom to reduce significantly gas transit shipments via the southern leg of the Soyuz gas pipeline, running across Ukraine to Hungary, Bulgaria and former Yugoslavia countries.However, some industry observers in Moscow doubt that South Stream will be able to start large-scale pipeline construction in December as instructed by Putin.


Industry News

CANADOILGROUP

There are still many hurdles to overcome before South Stream Transport shareholders are able to pass the final investment decision, due this November.The prime unknown point is the timing and the result of an environmental and social impact assessment study in Bulgaria.Concerns Though the study has already been contracted, it is expected to take one year or more to complete, with analysts pointing out that a similar study for the Nabucco gas pipeline project took three years to prepare.Environmental concerns are on the rise in Bulgaria, and many of the regions in the country that the South Stream pipeline will cross have joined the Natura 2000 initiative.Natura 2000 is a European network of protected areas aiming at securing long-term conservation of the most valuable species and habitats of community importance.If the results of the environmental study are negative, then Bulgaria will refuse to host the pipeline, as it recently did with another Russia-led pipeline project, an oil transit pipeline from its port of Burgas to Alexandropoulos in Greece.

South Stream Transport and onshore operators have to announce and select suppliers of pipe and construction services before being able to accurately inform shareholders about the projected costs of the project.Additionally, tenders have to be held for front-end engineering design of the pipeline, compression stations and supporting infrastructure.Given the scope of outstanding work before the final investment decision, some analysts in Moscow expect that Gazprom will have to delay the start-up of laying the subsea pipeline until the second half of 2013.However, Gazprom may hold an inauguration ceremony for the start-up of the offshore section of the pipeline in December as a backdrop for reporting its progress to Putin, analysts expect.


Industry News

CANADOILGROUP

A joint venture between Australia’s Leighton and India’s Welspun has secured a pipeline replacement project contract with India’s Oil & Natural Gas Corporation worth 14 billion rupees ($251.2 million), the company has announced.


Leighton Welspun wins ONGC contract

The news confirms a report in Upstream earlier in June that the joint venture had offered the lowest tender.Leighton Welspun’s Pipeline Replacement Project 3 follows the company’s completion of the Pipeline Replacement Project 2 in 2011, Leighton told the Australian Securities Exchange.

Work on PRP 3 will start immediately and be completed by mid-2014, with the work to cover ONGC’s Mumbai High and Heera Oil and Gas fields off India’s west coast.Much of the work to be done is for the replacement of production and transportation infrastructure installed in the 1980s, Leighton said, extending the Mumbai High project’s potential field life.The scope of work includes installation of 31 subsea pipeline segments, both rigid and flexible, of various diameters up to 16 inches and totalling approximately 200 kilometres in length, as well as associated pipeline risers, platform topsides modifications, hook-up activities and testing, the company said.The project is the fifth from ONGC to be awarded to Leighton Welspun, taking the value of all work awarded to the company to over 50 billion rupees.Leighton holds a 65% stake in the Leighton Welspun joint venture.


Industry News

CANADOILGROUP

Norwegian operator Statoil has made a new gas discovery in the Lavani well on Block 2, off the coast of Tanzania.

Statoil said the well had intersected 95 metres of excellent quality reservoir sandstone with high porosity and high permeability, adding logging results confirmed the discovery which has a preliminary resource estimate of 3 trillion cubic feet of gas in place.

The well was drilled in a water depth of 2400 metres, using the drillship Ocean Rig Poseidon, about 16 kilometres south of the company’s recent Zafarani discovery.

Statoil encountered 120 metres of excellent quality reservoir with high porosity and high permeability in the Zafarani


Statoil makes Tanzania discovery

well earlier this year and, at the time, estimated the discovery to hold up to 5 Tcf of gas in place.

On Thursday Statoil’s executive vice president for exploration, Tim Dodson, announced the recently drilled Zafarani sidetrack added another 1 Tcf of gas in place to the discovery.

“The results so far mark an important step towards a possible natural gas development in Tanzania,” he added.

Lavani is the seventh high-impact discovery made by Statoil over the past 14 months, in addition to Zafarani, Peregrino South and Pao de Acucar off Brazil, Skrugard and Havis in the Barents Sea and Johan Sverdrup in the North Sea.

Accumulated resources from the Block 2 discoveries, including the Lavani find, give Statoil a total of 9 Tcf and put it within reach of the volumes needed for a commercial development.

“We would need another Lavani to feel comfortable we have the gas for commercial development. I expected more gas,” Dodson told Reuters.

He said the company would almost certainly opt for some sort of liquefied natural gas solution for the licence, while declining to give a cost estimate for the project, adding that the Tanzanian government’s expectation of a start-up in seven years is “not completely unreasonable”.

Arctic Securities analyst Trond Omdal estimated it would cost at least $10 billion to develop the field.

Dodson said: “Developing this will be quite a challenge given that in East Africa, in Tanzania and Mozambique, there is limited infrastructure in place. So it’s going to take a little bit longer than if we had the infrastructure in place.”

A key advantage for the company is that commercial terms for LNG exports in Tanzania are already set up, facilitating a faster track development, according to analyst RBC Capital Markets analyst Peter Hutton.

The US Geological Survey estimates that the emerging gas play off East Africa, located close to Asia’s lucrative LNG markets, could hold as much as 253 Tcf.

Anadarko Petroleum has estimated its gas reserves off northern Mozambique at 50 Tcf while Eni’s neighbouring block may hold 52 Tcf.

Statoil operates Block 2 on behalf of Tanzania Petroleum Development Corporation and has a 65% working interest, with US supermajor ExxonMobil holding the remaining 35%.


Industry News

CANADOILGROUP

US player ConocoPhillips has resumed shipments of liquefied natural gas from its Alaska plant, an aged facility that was previously targeted for closure.


ConocoPhillips resumes Alaska LNG exports

The company sent a shipment of LNG last month to Japan, Reuters cited ConocoPhillips spokeswoman Natalie Lowman as saying.The company expects to deliver four or five cargoes of Alaska LNG this year, all of them to Japan, Lowman told the news agency. However, she said she could not disclose the customer.The plant, in the Kenai Peninsula community of Nikiski, is the only LNG export facility in the US. It began operations in 1969, supplying LNG to Tokyo Gas and Tokyo Electric for most of its operating life.In early 2011, ConocoPhillips and partner Marathon announced plans to close the facility, citing failure to strike a shipping contract with the Tokyo utilities and difficulties in securing natural gas supplies from the mature Cook Inlet basin.

But new demand for Alaska LNG emerged in the aftermath of Japan’s massive earthquake and tsunami last year that wrecked the Fukushima nuclear power plant.ConocoPhillips bought Marathon’s 30% share in the plant in September last year and now has full ownership of the facility.The LNG plant was closed over the winter. The May shipment was the first since last fall and future plans for the LNG plant, beyond 2012, are unclear, according to Lowman.“It’s too early to speculate on what might happen after 2012, but all potential uses for the plant depend on local needs, the volume of Cook Inlet natural gas production, or the availability of a natural gas via a pipeline from the North Slope to Southcentral Alaska,” she told Reuters in an email.


Industry News

CANADOILGROUP

EGYPTIAN Natural Gas Holding Company (Egas) has launched its first licensing round since 2008.


Bid launched to revive onshore gas exploration

The company is offering 15 blocks, including six near the maritime borders with Israel and Cyprus where there have been significant gas discoveries.

Two of the blocks are onshore in the Nile Delta. Almost all the new blocks involve relinquishments by international oil companies including Shell, BG Group and Statoil.

Egas chairman Mohamed Shoaib said it was the first time Egypt was offering acreage bordering neighbouring states.

Preliminary data indicate ‘’considerable gas reserves’’ are located in the bordering areas, he said.

The closing date for the round is 14 November. Egas’ bid to revive the moribund offshore gas exploration sector comes after the recent success of an onshore licensing round by its sister company, state-owned Egyptian General Petroleum Corp (EGPC). International players have applied for 12 of the 15 blocks on offer from EGPC.

The Egas blocks either contain gas finds or are close to commercial discoveries. However, it remains to be seen if international oil companies will embrace Egypt’s renewed efforts to attract foreign investment in its gas sector, given the uncertain political situation arising from the February 2011 revolution, mounting debts to international companies and doubts over Egypt’s willingness to offer more attractive commercial terms for gas finds. International players may only risk investing in deep-water areas if they are offered attractive prices for domestic gas or allowed to export their finds in the form of liquefied natural gas.

Blocks 9, 10, 11, 12 and 13 form part of the deep-water North East Mediterranean (Nemed) concession relinquished by Shell. “This was the area in which Shell spent a billion dollars and found one trillion cubic feet, but then left it as it couldn’t develop it due to the circumstances of the agreement,” Oil Minister Abdullah Ghorab said recently.

Shell gave up Nemed in early 2011 after spending 10 years trying to prove up commercial quantities of gas. Other companies which relinquished acreage include Statoil, which led an unsuccessful offshore exploration campaign in Egypt last year.

Egypt had a successful gas exploration campaign in the past decade thanks to attractive terms that encouraged companies to embark on costly drilling efforts in the Mediterranean.

The country allowed BG to export LNG while offering BP enough incentives to develop deep gas for domestic use.

Egypt has however put on hold any further expansion of its LNG industry unless fresh gas finds are made to increase its estimated total proven reserves of 77 TCF.

Priority is given to the domestic market where consumption is on the rise at a time of a steady decline in production from the country’s ageing oil fields.


Industry News

CANADOILGROUP

Australia-listed Advance Energy will acquire an operating interest in the Ortynytska subsoil licence in Western Ukraine through a scrip deal set to eclipse its current shareholder base.


Advance to buy Ukraine project

Advance, which currently has265.8 million shares listed on the Australian Securities Exchange, will offer the owners of Celiastad Pty Ltd 500 million shares for a 100% stake in the company.The shares, worth about A$2 million (US$1.98 million) based on the company’s 0.04 cents closing price on Monday, will be distributed among Celiastad shareholders pro-rata. Celiastad has the rights to buy Epic Energy Ukraine, which in turn has executed a joint activity agreement (JAA) with licence-holder ZakhidUkrGeologiya, a subsidiary of the Ukrainian National Joint Stock Company.

The agreement would see Advance fund all capital and operational costs, receiving in return 70% of net profits from production until payback and 50% of net profits thereafter.The Ortynytska project is about 50 kilometres southwest of the city of L’viv in Western Ukraine, near to major pipeline infrastructure and the Polish, Slovak and Hungarian gas markets, Advance said.Located in the North Carpathian basin, the prospect is south of the Zaluzhany gasfield which was discovered in 1969 and had over 27 wells producing from 13 horizons at its peak. The prospect is a Miocene gas play comprising thermogenic and microbial gas, while the primary target is the Lower Dashava 15 sand located at about 3500 metres down hole.Gas was discovered in the target sand by the Ortynytska-3 well, which was drilled to 3577 metres in 1993 and 1994, but was not brought into production due to mechanical problems, Advance said.Advance said it planned to sidetrack the well to hit the optimum entry point to the target sand, with re-entry to start in the third quarter of 2012The company will seek to raise A$3 million to fund the plan, noting that Celiastad had invested US$900,000 in securing the license and JAA, as well as commissioning an independent report and constructing a road to the Ortynytska-3 well.Advance’s US in-country manager Steve Fast would join the JAA committee following the acquisition, with the company also acquiring an in-country technical team as part of the acquisition. The deal and the capital raising are subject to Advance shareholder approval.


Industry News

CANADOILGROUP

IRAQ’S Oil Ministry admits it did not do much to make a success of its first exploration round, which was snubbed by major international oil companies.

Officials say they have now heeded the message and are promising better rewards for their next effort.Despite the positive noises, no-one expects game changing rules that would reward investors for exploration risks in a country plagued by bureaucracy, insurgency and political infighting.The latest round failed because Baghdad did not opt for production sharing contracts instead of service contracts which international oil companies regard as inadequate.In addition to stringent cost recovery rules, a major hurdle was an option to postpone for up to seven years developments of any oil finds.And given an exploration period of up to seven years, this would have meant investors waiting for 14 years before seeing any return on their cash.The remuneration fees — the only bidding parameter — sought by successful bidders ranged from $5.4 per barrel of oil equivalent to $6.25. These were surprisingly low for exploration contracts, given that the fees for three discovered gas fields awarded in 2010 ranged from $5.5 to $7.5 per barrel of oil equivalent.The tepid interest may also be a reflection of a general upswing in the global exploration environment, with new frontier offshore and unconventional prospects offering better terms for majors than traditional onshore acreage.If Baghdad is serious in luring major players to its gas sector, it must review its policy on exploration and offer either PSCs or competitive gas prices.

Upstream, 31 May 2012

Time for Baghdad to change


Industry News

CANADOILGROUP

Gas has long been deemed by some as the boring belle of the energy ball behind coal, renewables and certainly oil.


Golden age of gas is not without challenge

However, the last 24 months has seen a huge change in its profile with the world now putting it at the very centre of the power agenda.The International Energy Agency (IEA) underlined why this week by predicting gas demand would accelerate by 50% in the years to 2035.Furthermore, gas will account for 25% of the world’s energy mix by the same date, allowing it to overtake coal to reach second position behind crude.With gas becoming increasingly a globally spot-traded commodity, it is no wonder the Paris-based agency is now talking about the “golden age of gas”.Interest over the past two years has been partly accelerated by acceptance that this is the cheapest bridge to a low-carbon economy. It is also because news of the shale gas revolution has finally permeated every government building and every public energy debate worldwide.The Tokyo market has also played a significant role putting gas back on the map. The Fukushima nuclear accident was a key event that also helped turn the tide for gas by triggering a surge in demand for liquefied natural gas there.The same crisis triggered a decision by Germany to shelve plans for long-term nuclear power and left that key European economy on course for a higher reliance on gas.Most of the headlines about the wider impact of gas on climate change and the environment are positive but not all.Even the IEA has expressed concern about the impact on carbon dioxide emissions if investment in lower-carbon gas starts to displace no-carbon wind or other renewables.There is also still a raging debate around the hydraulic fracturing procedures needed for the extraction of shale deposits.

China, Australia and even Argentina are all banking on shale gas to provide major new domestic supplies but ongoing bans on fracking in places such as France continue to cloud the future.Meanwhile, the Barnett and Eagle Ford shales of Texas have driven the gas glut in the US and sent prices spiralling downwards.The number of onshore gas drilling rigs has fallen in America from more than 900 to less than 600 in the space of six months.Last week they hit a ten-year low, figures from the US Energy Information Administration show, while LNG imports are down nearly 70% year on year. Meanwhile, prices in the US had slumped from $5 per million Btu less 12 months ago to below $2 compared with levels of $18 in the Pacific Rim.They have risen strongly in recent weeks as demand grew on the back of warmer than expected weather and heavier use of air-conditioning, but there is little longer term pressure for them to rise too stronglyThe IEA predicts that once the US gets into the swing of exporting gas it could push up local gas prices back to just above $5 per million Btu and push down gas prices in Japan say to $12.All of this is also challenging for Russia and Norway as the dominant European gas suppliers who have been able to tie their long-term contracts to the soaring price of oil.It has put a question over the development of enormous but costly new gas supplies such as those available in the Shtokman field of the Russian Arctic.The golden age of gas might be here, but it is not without its many challenges. The full Cinderella story cannot be told quite yet.


Industry News

CANADOILGROUP

The victory of Algeria’s ruling party in parliamentary elections should revitalise efforts to amend a hydrocarbon law that has turned the once foreign- investor friendly country into a backwater upstream destination, writes Nassir Shirkhani.

The governing elite in Algeria, which supplies about a fifth of Europe’s imported natural gas, campaigned on a platform of economic and political reforms in response to the Arab Spring uprisings.The National Liberation Front (FLN) will be the biggest party in the new parliament. With the FLN’s 220 seats combined with Prime Minister Ahmed Ouyahia’s National Democratic Assembly, which has 72 seats, the ruling party has achieved an absolute majority.Taken together, the Islamist parties have a total of 59 seats, the 3rd strongest group in the 462-seat assembly.Just before the elections, Oil Minister Youcef Yousfi pledged to change the way the country levies tax on energy projects so that foreign oil companies pay tax on profits they make from the projects and not on turnover.The proposed changes to the tax regime are intended to make Algeria more attractive to investors after three consecutive unsuccessful licensing rounds.Amendments have been presented to the Cabinet for approval. The next stage will be for parliament to vote through the changes.Oil executives say terms stipulated by the current hydrocarbons law are not attractive enough for them to invest in Algeria.Lack of foreign investment in the upstream sector is deeply worrying, and Yousfi seems determined to revive the sector by making the right noises and taking practical measures.


Algeria is back in oil business


Industry News

CANADOILGROUP

French services player Technip has been awarded a services contract for the Icthys floating production, storage and offloading unit in the Browse basin, off Western Australia.

Technip said the contract would be carried out by its operating centre in Kuala Lumpur, Malaysia, and covered detailed engineering and procurement assistance for the topsides facilities of the FPSO.South Korea’s Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering won the $2 billion contract to build the Icthys FPSO earlier this year.The FPSO will be a newbuild 335 metre vessel designed to produce 85,000 barrels per day of condensate and store 1.2 million barrels of liquids.It is scheduled for delivery in the third quarter of 2016 and will be permanently moored in 250 metres of water via an internal turret system to be suppied by SBM Offshore.The Ichthys liquefied natural gas project is due to come on stream by the end of 2016 with expected peak production of 8.4 million tonnes per annum of LNG, 1.6 million tpa of liquid petroleum gas and up to 100,000 barrels per day of condensate.Output from the Ichthys field, which lies about 200 kilometres off the north-west coast of Australia, will undergo preliminary processing offshore to remove water and extract condensate. The condensate will be pumped to the FPSO and then transferred to tankers for delivery.Gas from the field will be exported via an 889 kilometre subsea pipeline to onshore processing facilities in the Northern Territory. Japan’s Inpex operates Ichthys with a 72.070% stake and is partnered by Total (24%), Tokyo Gas (1.575%), Osaka Gas (1.2%), Chubh Electric (0.735%) and Toho Gas (0.42%).


Technip wins Ichthys FPSO contract

ทย - welcome to canadoil group · แบบหนึ่งของ slug catcher...

Documents