Quản lý chi phí đóng và hủy giếng: Một số kinh nghiệm quốc tế và thực tế áp dụng tại Việt Nam
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 5 - 2021, trang 38 - 46
ISSN 2615-9902
QUẢN LÝ CHI PHÍ ĐÓNG VÀ HỦY GIẾNG:
MỘT SỐ KINH NGHIỆM QUỐC TẾ VÀ THỰC TẾ ÁP DỤNG TẠI VIỆT NAM
Phùng Mai Hương, Trần Văn Ban, Phạm Đăng Quân
Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí
Email: huongpm@pvep.com.vn
Tóm tắt
Bài viết phân tích các yếu tố tác động đến chi phí đóng và hủy giếng (Plug and Abandonment - P&A), là yếu tố chiếm tỷ trọng lớn
trong cấu trúc chi phí thu dọn mỏ. Nhóm tác giả điểm lại các bước P&A về lý thuyết, theo quy định và thực tế, đồng thời phân tích các yếu
tố tác động đến quyết định P&A và công tác lên kế hoạch P&A, cả về công việc và chi phí. Trên cơ sở đó, bài viết đưa ra một số phương pháp
ước tính chi phí P&A đang được ứng dụng và khả năng áp dụng vào thực tế ở Việt Nam; các yếu tố có thể giúp tối ưu hóa ngân sách P&A
nói riêng và ngân sách thu dọn mỏ nói chung.
Từ khóa: Chi phí đóng và hủy giếng, chi phí thu dọn mỏ, tối ưu công việc, tối ưu ngân sách/chi phí.
1. Giới thiệu
Trong nghiên cứu trước [1], nhóm tác giả đưa ra ví dụ
Dự báo của PVEP về tổng sản lượng khai thác của
mỏ Sư Tử Trắng đến năm 2040 ở Hình 2 nhìn chung
biểu thị được xu hướng phản ánh ở biểu đồ chuẩn
(Hình 1) trên phương diện tính toán tổng thể Pha 2A
và Pha 2B (condensate) và khí. Biểu đồ khai thác mỏ
Bạch Hổ (Hình 3) phản ánh rõ nét hơn xu hướng ở biểu
đồ chuẩn.
về cấu trúc chi phí thu dọn mỏ đã tổng hợp được, để từ đó
có thể hình dung bao quát cấu trúc chi phí thu dọn mỏ cho
các dự án sau này ở mức độ các hạng mục chính (high-level
Decom.WBS1). Điểm mấu chốt nhất có thể thấy từ các nghiên
cứu trên là (i) đóng và hủy giếng (P&A) là giai đoạn chính
trong toàn bộ công tác thu dọn mỏ và (ii) chi phí P&A trên
thực tế được ước tính chiếm đến 40 - 50% toàn bộ chi phí
thu dọn mỏ. Do vậy, chỉ riêng hoạt động đóng và hủy giếng
cũng cần được nghiên cứu sâu hơn về khía cạnh chi phí để
thấy hạng mục này ảnh hưởng thế nào đến toàn bộ việc ước
tính chi phí thu dọn mỏ.
Khi mỏ đạt đến giới hạn kinh tế tại điểm mà doanh
thu không đủ bù chi phí, là khi quá trình thu dọn mỏ
bắt đầu được tiến hành. Trên thực tế, có không ít lý
do dẫn đến suy giảm sản lượng, bao gồm các nguyên
nhân nội tại như: lỗi hệ thống thiết bị, trữ lượng dầu khí
dần cạn kiệt, do bị hỏng hóc hoặc chất lượng vỉa suy
thoái. Bên cạnh đó, có các nguyên nhân khách quan
như chính trị, dịch bệnh, thiên tai khiến mỏ buộc phải
dừng khai thác ngoài dự kiến và làm thay đổi áp suất
vỉa khi khai thác trở lại.
2. Tiến trình ra quyết định và thực hiện đóng và hủy giếng
2.1. Sản lượng khai thác
Quá trình khai thác điển hình của một mỏ dầu khí trải
qua một số giai đoạn và được minh họa bởi thông số khai
thác và biểu đồ sản lượng của mỏ như Hình 1. Các mỏ trên
thềm lục địa Việt Nam đa số đều có sự tương đồng với biểu
đồ sản lượng điển hình và phản ánh các giai đoạn trong toàn
bộ thời gian khai thác của mỏ dầu khí.
2.2. Các bước đóng và hủy giếng điển hình
Một giếng khoan khi đang hoạt động đều có thể
phục vụ các mục đích khác nhau: thăm dò, thẩm lượng,
khai thác và bơm ép. Các giếng đều có đặc điểm chung
là đến một thời điểm nào đó sẽ cần phải được đóng
và hủy (ngoại trừ trường hợp đóng tạm thời để bảo
quản như đề cập dưới đây). Điều 4 Thông tư 17/2020/
TT-BCT của Bộ Công Thương về bảo quản và hủy bỏ
giếng khoan dầu khí định nghĩa “Hủy bỏ giếng là việc
1 Decom.WBS: Decommissioning Work Breakdown Structure - Cấu trúc công việc - chi phí thu dọn mỏ
Ngày nhận bài: 14/5/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 14/5/2020 - 10/4/2021.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 25/5/2021.
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
38
PETROVIETNAM
Giếng có
phát hiện
Sản lượng đỉnh
Sản lượng
tăng dần
Sản lượng suy giảm
Giếng thẩm
lượng
Thu dọn mỏ
Giới hạn kinh tế
Hình 1. Đường cong khai thác lý thuyết, mô tả các giai đoạn của một mỏ dầu khí [2].
thu hồi các thiết bị lòng giếng, gia cố
các nút xi măng, đặt nút cơ học, cắt bỏ
và thu hồi một số đoạn ống trong giếng
khoan, thu dọn các vật cản (nếu có)
xung quanh miệng giếng, đầu giếng”.
Điều 15.2 Thông tư 17/2020/TT-BCT quy
định: “Sau khi hoàn tất công tác hủy bỏ
giếng, khu vực đáy biển và bề mặt xung
quanh giếng khoan phải được dọn sạch,
không được để lại các vật cản hoặc làm
xáo trộn trạng thái ban đầu của môi
trường tự nhiên”.
Đơn vị: thùng/ngày
Sản lượng thực tế
Triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày
Sản lượng dự báo Pha 2A + Pha 2B Khí xuất bán
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
-
140
120
100
80
60
40
20
0
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
Khi chi phí khai thác vượt quá doanh
thu bán sản phẩm, người điều hành có
thể lựa chọn (i) nếu sản lượng từ vỉa vẫn
đem lại lợi nhuận qua một thân giếng
khác thay vì thân giếng ban đầu, có thể
đóng giếng đầu và khai thác từ thân
giếng mới, tức giếng sidetrack, (ii) tạm
thời đóng nếu tiếp tục có ý định nối lại
khai thác ở một thời điểm khác hoặc (iii)
đóng và hủy giếng vĩnh viễn nếu không
còn ý định sử dụng lại.
Hình 2. Dự báo sản lượng khai thác mỏ Sư Tử Trắng đến năm 2040 [3].
14.000
12.000
100
90
80
10.000
8.000
70
60
50
6.000
4.000
2.000
40
30
20
10
0
Do mỗi giếng khoan có đặc điểm
khác nhau, hoạt động P&A khó có thể
là quy trình chuẩn hóa. Tuy nhiên, các
giếng P&A đều qua các bước điển hình
như Hình 4.
0
1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017
Năm
Sản lượng dầu khai thác
bằng phương pháp tự phun
Tổng sản lượng dầu
của tầng móng mỏ Bạch Hổ
2.3. Thách thức đối với công tác P&A
Độ ngập nước trung bình
của tầng móng mỏ Bạch Hổ
Quỹ giếng tự phun
Quá trình P&A có nhiều thách thức,
Hình 3. Thông số khai thác dầu tầng móng mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1987 - 2017 [4].
gồm các khó khăn về kỹ thuật, về xây
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
39
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
Giai đoạn 2
Hủy thiết bị trung gian
Giai đoạn 3
Hủy đầu giếng
Giai đoạn 1
Hủy vỉa
Kéo tàu hoặc giàn đến địa điểm hủy giếng
Dập giếng
Đặt nút cơ học và nút xi măng
Cắt ống
Thu dọn bề mặt
Di dời phần trên ống dẫn, đầu giếng và ống chống
Di chuyển và tháo dỡ giàn, tàu
Hình 4. Các bước hủy giếng [5].
dựng kế hoạch và các yếu tố ngoài dự báo. Các khó khăn
này có thể tác động đến tổng chi phí cũng như việc thực
hiện P&A. Phần tiếp theo sẽ tiếp tục thảo luận các yếu tố
đó như sau:
nhiên, có một số người điều hành có xu hướng trì hoãn
nghĩa vụ này càng lâu càng tốt để tiết kiệm chi phí cho tới
khi có chiến dịch đóng nhiều giếng cùng lúc và chi phí khi
đó sẽ thấp hơn chi phí hiện tại do hiệu ứng của tỷ lệ chiết
khấu, hoặc do kỳ vọng tối ưu và chia sẻ chi phí. Tuy nhiên,
lượng giếng cần hủy quá nhiều tại thời điểm tiến hành
chiến dịch có thể đẩy giá giàn, tàu và các nguồn lực khác
lên cao, cùng với việc điều phối thi công trở nên phức tạp.
Mặt khác, cần cân nhắc yếu tố giá dầu, các quan sát cho
thấy giá thuê giàn và thiết bị thường song hành với giá dầu
nên thời điểm giá dầu thấp sẽ là lý tưởng để thực hiện P&A.
(i) Kỹ thuật:
Mối quan tâm của người điều hành là tìm ra các giải
pháp công nghệ hiệu quả, an toàn và tiết kiệm để thực
hiện P&A. Trên thềm lục địa Việt Nam hiện tại có một số
giếng khoan đã được thực hiện P&A [1], tuy nhiên kỹ thuật
chưa cho phép thực hiện chiến dịch hủy giếng tối ưu cả về
thời gian và chi phí. Các bước căn bản của quá trình hủy
giếng đã được quy định tại Quyết định số 04/2015/QĐ-
TTg ngày 20/1/2015 của Thủ tướng Chính phủ quy định về
quản lý an toàn trong hoạt động dầu khí và Quyết định số
49/2017/QĐ-TTg ngày 21/12/2017 của Thủ tướng Chính
phủ về việc thu dọn các công trình, thiết bị và phương
tiện phục vụ hoạt động dầu khí. Tuy nhiên, để tiến hành
công tác tháo dỡ, di dời khẩn trương và hiệu quả để tiết
kiệm chi phí mob-demob (Mobilisation/Demobilisation -
Chuyển giàn và rời giàn khỏi địa điểm thi công), tối ưu thời
gian và chi phí thuê giàn và tàu cũng như kỹ thuật cắt và
đóng nút, đặt cầu xi măng, cắt và thu hồi ống chống, ống
dẫn hoặc các biện pháp dự phòng, sử dụng vật liệu tối ưu
phụ thuộc vào nhiều yếu tố. Vì vậy, nhóm tác giả đưa ra
một số quan sát và nghiên cứu ở các phần tiếp theo.
(iii) Yếu tố ngoài dự báo: Các tình huống bất ngờ có
thể xảy ra và tác động đến quá trình thực hiện cũng như
chi phí P&A. Cửa sổ thời tiết thích hợp là yếu tố chính
quyết định thời gian thực hiện một chiến dịch P&A. Thực
hiện vào mùa biển lặng hay mùa gió chướng quyết định
đến 50% uptime của chiến dịch. Ngoài ra, khi cửa sổ thời
tiết tốt, nếu chiến dịch P&A được tiến hành cùng lúc với
các chiến dịch khoan và thi công khác có chia sẻ đầu vào
như giàn, tàu và trang thiết bị,… sẽ làm cho các yếu tố đầu
vào này trở nên khan hiếm và bị đẩy giá lên. Giá dầu, trữ
lượng còn lại trong vỉa, lỗi giếng và thiết bị, thay đổi chính
sách… cũng là các yếu tố cần tính đến.
3. Một số khuôn khổ lý thuyết về ước tính chi phí đóng
và hủy giếng
(ii) Xây dựng kế hoạch P&A:
3.1. Phương thức ước tính chi phí của OGUK [5]
Người điều hành phải chịu toàn bộ chi phí P&A. Tuy
Nhóm tác giả đã giới thiệu về phương thức ước tính
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
40
PETROVIETNAM
chi phí thu dọn mỏ nói chung và chi phí P&A nói riêng tại
một dự án đang vận hành ở Tổng công ty Thăm dò Khai
thác Dầu khí (PVEP) [1]. Nhóm tác giả cũng đã nhận xét
cách ước tính chi phí, cấu trúc Decom.WBS ở từng dự án
là khác nhau tùy điều kiện ngân sách, quan điểm quản lý
và đặc điểm dự án. Bài nghiên cứu này giới thiệu phương
thức ước tính chi phí P&A của Oil & Gas UK, áp dụng chung
cho các chiến dịch P&A.
Loại 0: Không cần thiết tiến hành công việc gì;
Loại 1: Hủy giếng đơn giản, không dùng giàn khoan;
Loại 2: Hủy giếng phức tạp, không giàn khoan;
Loại 3: Hủy giếng đơn giản, có giàn khoan;
Loại 4: Hủy giếng phức tạp, có giàn khoan.
Kết hợp giữa 3 yếu tố vị trí giếng khoan, mức độ phức
tạp và giai đoạn hủy giếng trong một sơ đồ tạo ra một mã
P&A cho một hoặc một vài giếng. Đồng thời, mã này cũng
giúp hình dung ra các công việc cần tiến hành, thời gian
và chi phí cho sự kết hợp giữa 3 yếu tố này. Ví dụ minh họa
về một giếng ngầm (subsea) như Bảng 1.
Tổ chức phi lợi nhuận dầu khí Vương quốc Anh -
OGUK (2015) đã đưa ra một hệ thống phân loại giếng
áp dụng cho việc thực hiện các chiến dịch P&A. Phương
thức phân loại này được các doanh nghiệp dầu khí ở
nhiều nước trên thế giới sử dụng để ước tính toàn bộ
thời gian và các loại chi phí liên quan đến hoạt động
P&A. Để ước tính chi phí P&A có thể sử dụng một số phần
của hệ thống này.
Khi giếng đã được phân loại, có thể có được tổng chi
phí ước tính thông qua thực hiện tính toán có hệ thống
bằng cách gán các giá trị chi phí cho mỗi khoảng thời gian
thi công và yêu cầu về nguồn lực cho từng mã kết hợp giai
đoạn - mức độ phức tạp nói trên, đồng thời bổ sung thêm
các chi phí khác như chi phí mob/demob các phương tiện
thiết bị và chi phí khảo sát…
Hướng dẫn của OGUK đưa ra một mã (code) P&A để
cho thấy (i) vị trí giếng khoan và (ii) mức độ phức tạp của
công việc theo giai đoạn (iii) 3 giai đoạn hủy giếng (Hình
4), cần được thực hiện để hoàn tất chiến dịch P&A của một
giếng khoan. Các giai đoạn được mô tả cụ thể như sau:
3.2. Giá trị hiện tại thuần (NPV – Net Present Value)
Giai đoạn 1 - Cách ly vỉa: Các khu vực có vỉa đang khai
thác hoặc đang bơm ép được cô lập bởi các rào chắn sơ
cấp và thứ cấp. Ống chống có thể được để lại trong giếng,
hoặc thu hồi một phần hoặc toàn bộ2.
NPV được tính theo công thức sau:
=
−
(
)
1 +
Giai đoạn 2 - Hủy vùng/thiết bị trung gian gồm việc
thiết lập cách ly với các khu vực mà hydrocarbon và nước
có thể xâm nhập; đồng thời cô lập ống chống lửng (liner),
thu hồi ống chống (casing).
Trong đó:
t: Thời gian tính dòng tiền;
n: Tổng thời gian thực hiện dự án;
r: Tỷ lệ chiết khấu;
Giai đoạn 3 - Hủy đầu giếng và ống dẫn (conductor)
gồm việc thu hồi đầu giếng, ống dẫn, cắt bỏ và thu hồi
một số đoạn ống trong giếng khoan, trám xi măng miệng
giếng.
Ct: Dòng tiền thuần tại thời gian t;
Co: Chi phí ban đầu để thực hiện dự án.
NPV được sử dụng khi cân nhắc dòng tiền dài hạn.
Dòng doanh thu (cash inflow) ngày hôm nay thì có giá
trị hơn dòng doanh thu trong tương lai, với bài toán tiền
Mỗi giai đoạn được kết hợp với một con số tượng
trưng cho mức độ phức tạp của hoạt động hủy giếng đối
với mỗi giếng, cụ thể:
Bảng 1. Ví dụ phân loại giếng theo giai đoạn hủy giếng và mức độ phức tạp [5]
Mức độ phức tạp
Giếng ngầm
0
1
x
2
3
x
4
x
1
2
3
Hủy vỉa
Hủy vùng/thiết bị trung gian
Hủy đầu giếng và ống dẫn
Giai đoạn
2 Điều 16 Thông tư 17/2020/TT-BCT ngày 17/7/2020 của Bộ Công Thương quy định: Người điều hành không được thu hồi ống chống đã thả trong giếng trừ trường hợp được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chấp
thuận bằng văn bản. Người điều hành phải áp dụng phương pháp cơ học hoặc thủy lực để cắt và thu hồi đầu giếng. Ống chống phải được cắt sát bên dưới mặt đáy biển tự nhiên và hệ thống đầu giếng phải được
thu hồi, đảm bảo không còn phần nào nhô lên bề mặt đáy biển, không gây cản trở các hoạt động hàng hải, khai thác biển khác. Đối với các giếng trên đất liền, chiều sâu cắt đầu giếng, ống chống tối thiểu là 3 m
bên dưới mặt đất.
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
41
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
hiện tại có thể được đem đi đầu tư kiếm lời, trong khi
cùng số tiền đó trong tương lai thì không thể. Nguyên
tắc này cũng được áp dụng cho chi phí. Dòng chi phí
(cash outflow) trong tương lai thì không có giá trị bằng
hiện tại vì dòng chi phí ngày hôm nay làm giảm quy mô
lợi nhuận tiềm năng trong tương lai. Hiểu được nguyên
tắc này, nhà hoạch định phương hướng kinh doanh cần
quyết định cửa sổ thời gian cho dòng doanh thu và dòng
chi phí, sẽ chọn dòng doanh thu nhiều nhất có thể ở giai
đoạn đầu của dự án và trì hoãn dòng chi phí càng lâu
càng tốt.
dụng các nguồn lực một cách liên tục. Dù vậy, các khuyến
nghị của tác giả Raksagati như đề cập phía trên là các biện
pháp có thể được áp dụng tại Việt Nam để tối ưu chi phí
trong quá trình P&A.
4.2. Moeinikia và các cộng sự [7]
Moeinikia và các đồng nghiệp cũng sử dụng mô
phỏng Monte Carlo. Các phân tích của họ cho thấy việc
tính đến cả những sự kiện không báo trước, hệ số tương
quan giữa các hoạt động khác nhau và hiệu ứng đường
cong học tập có tác động đối với ước tính thời gian thực
hiện P&A một cách đáng kể và do đó tác động lên cả ước
tính chi phí đối với các chiến dịch kết hợp nhiều giếng
P&A.
Ưu việt của NPV là cho phép đưa giá trị thời gian của
dòng tiền vào phân tích kinh tế, và nhờ vậy có thể đưa
ra các quyết định thực tế hơn. Để ước lượng doanh thu
từ sản lượng dầu và chi phí P&A trong giai đoạn vài chục
năm với dòng doanh thu ở quy mô nhiều triệu USD, cân
nhắc NPV trở nên rất quan trọng. Một khó khăn khi dùng
NPV để tính toán là dự báo tỷ lệ chiết khấu có thể không
chắc chắn, thậm chí dự báo sai.
Cần một khảo sát sâu hơn đối với các tính toán của
nhóm Moeinikia và tính ứng dụng của phương pháp đối
với công việc P&A của các dự án tại Việt Nam.
4.3. Byrd và các cộng sự [8]
Byrd và các cộng sự đã khảo sát chi phí thu dọn mỏ
của kết cấu ngoài khơi điển hình bằng cách chia các yếu
tố cấu thành hoạt động ra làm các phần nhỏ và gán chi
phí tương ứng để đạt được tổng chi phí ước tính. Byrd
đề cập đến các chi phí liên quan đến P&A, nhưng không
thực hiện chi tiết các tính toán hoặc trình bày mô hình ước
lượng chi phí cho các hoạt động trên.
4. Một số phương pháp ước tính chi phí đóng và hủy
giếng và thực tế/khả năng áp dụng tại Việt Nam
Mặc dù ngành dầu khí là ngành ứng dụng toán học
tương đối rộng rãi, xây dựng chuẩn mực ước tính chi phí
P&A vẫn là thách thức không nhỏ. Các ứng dụng toán học
để ước lượng chi phí P&A tổng thể gần như không có, tuy
vậy các nghiên cứu hiện tại đều có liên quan ít nhiều đến
ước lượng chi phí và có thể áp dụng cho ước lượng chi phí
P&A. Các phương pháp như hồi quy tuyến tính hoặc mô
phỏng có thể được sử dụng như tại một số nghiên cứu
sau:
Trên thực tế, phương pháp của Byrd có nhiều điểm
tương đồng với phương pháp được áp dụng để ước tính
chi phí P&A và xây dựng kế hoạch thu dọn mỏ tại nhiều dự
án tại Việt Nam, trong đó có 1 dự án đang được vận hành
tại PVEP [1].
4.1. Raksagati [6]
4.4. Kaiser và Liu [9]
Raksagati sử dụng mô phỏng Monte Carlo để dự báo
chi phí và thời gian thực hiện các phương pháp P&A khác
nhau. Trên cơ sở các kết quả, nhóm tác giả khuyến nghị
sử dụng tàu để thực hiện P&A thay vì dùng giàn để giải
phóng giàn khoan cho việc thực hiện khoan và hoàn thiện
giếng thăm dò và phát triển. Đồng thời, khuyến khích
thực hiện P&A một nhóm giếng trong một chiến dịch để
giảm chi phí P&A đối với mỗi giếng (batch P&A) và khuyến
nghị hợp tác giữa các người điều hành để giảm chi phí.
Kaiser và Liu đưa ra 2 cách tiếp cận đối với phương
pháp ước tính chi phí thu dọn mỏ đối với một tập hợp các
giàn khoan cố định nước sâu ở vịnh Mexico:
- Cách tiếp cận từ trên xuống (top-down): Sử dụng
dữ liệu lịch sử từ các hoạt động tương tự để ước tính chi
phí của các dự án hiện tại bằng cách sử dụng các biện pháp
thống kê, gồm cả mô hình hồi quy tuyến tính. Phương
pháp này đòi hỏi dữ liệu lịch sử trong khi tại Việt Nam chưa
có dự án thu dọn mỏ nào được thực hiện. Nhóm tác giả
của bài viết này đã tính đến phương án sử dụng dữ liệu
nước ngoài và sử dụng thuật toán để quy đổi về chi phí ở
điều kiện Việt Nam, tuy nhiên dữ liệu trên thế giới hiện nay
chủ yếu không thương mại mà do người điều hành, nhà
thầu thu dọn mỏ hoặc nước chủ nhà quản lý.
Các dự án tại Việt Nam có ứng dụng mô phỏng Monte
Carlo vào các mô hình sản lượng và tính toán trữ lượng.
Tuy nhiên, dự báo thời gian thi công và chi phí P&A thì
chưa được ứng dụng. Trên thực tế, khoan theo công đoạn
(batch drilling) cũng tương tự như P&A theo nhóm giếng,
được thực hiện để tiết kiệm chi phí mob/demob và tận
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
42
PETROVIETNAM
- Cách tiếp cận từ dưới lên (bottom-up): Các hoạt
động của dự án được chia thành các tiểu dự án trong đó
chi phí của mỗi tiểu dự án được ước lượng và cộng dồn để
ra được tổng chi phí ước tính. Các kế hoạch thu dọn mỏ tại
Việt Nam chủ yếu sử dụng phương pháp này.
- Quyết định số 04/2015/QĐ-TTg ngày 20/01/2015
của Thủ tướng Chính phủ về việc ban hành quy định về
quản lý an toàn trong hoạt động dầu khí.
- Quyết định số 49/2017/QĐ-TTg ngày 21/12/2017
của Thủ tướng Chính phủ về việc thu dọn các công trình,
thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí.
Trong nghiên cứu của Kaiser [9], các mô hình hồi quy
được xây dựng để ước lượng chi phí của các hoạt động
P&A trên vịnh Mexico. Trong nghiên cứu này, nhóm tác
giả đã khảo sát và phân tích tác động của học tập (đường
cong học tập) và kinh tế quy mô.
- Thông tư số 17/2020/TT-BCT ban hành ngày
17/7/2020 của Bộ Công Thương quy định về bảo quản và
hủy bỏ giếng khoan dầu khí (thay thế cho Quyết định số
37/2005/QĐ-BCN ngày 25/11/2005 - Văn bản hợp nhất số
10/VBHN-BCT ngày 23/1/2014).
4.5. Spieler và Oia [10]
Theo quy định tại Điều 25, Quyết định 04/2015/QĐ-
TTg ban hành Quy định về quản lý an toàn trong hoạt
động dầu khí do Thủ tướng Chính phủ ban hành, đóng và
hủy giếng khoan công trình dầu khí phải đảm bảo các yêu
cầu cụ thể như sau:
Spieler và Oia đưa ra tổng quan các chi phí dự kiến
mà người điều hành và chính phủ (Na Uy) phải đối diện
khi toàn bộ các giếng khoan trên thềm lục địa Na Uy đến
lúc phải đóng và hủy. Bằng cách phân loại giếng khoan,
kỹ thuật P&A, thời gian thực hiện (bao gồm cả thời gian
ngừng sản suất (NPT - Non-Production Time) và cửa sổ
thời tiết (WOW), Spieler và Oia đã có thể ước lượng khái
quát chi phí P&A của từng loại giếng ở mức tối thiểu và tối
đa. Những con số ước lượng này nhân với loại giếng phù
hợp và cộng dồn sẽ cho tổng chi phí P&A trên thềm lục
địa Na Uy. Phân tích tiềm năng tối ưu chi phí đối với các
giếng ngầm nhờ công nghệ mới và ước lượng thời gian
thực hiện cũng được tiến hành.
- Khi chưa hoặc không tiếp tục sử dụng giếng khoan,
các biện pháp đóng hoặc hủy giếng phải được thực hiện
theo quy định hiện hành.
- Khi đóng giếng vĩnh viễn, tất cả các thiết bị ở vùng
biển nước sâu, không ảnh hưởng đến hoạt động hàng hải
và môi trường được để lại theo thông lệ công nghiệp dầu
khí quốc tế được chấp nhận chung và quy định của cơ
quan có thẩm quyền Việt Nam.
Phương pháp của Spieler và Oia tương tự như hướng
dẫn của OGUK và có thể được áp dụng tại Việt Nam để ước
chi phí P&A 1 giếng hoặc vài giếng. Tổng chi phí P&A trên
thềm lục địa Việt Nam có thể được ước lượng trong điều
kiện tính toán được số lượng giếng cần P&A.
- Khi thu hồi đầu giếng, không được dùng vật liệu nổ
để cắt các ống chống. Trường hợp đặc biệt, cho phép cắt
bằng vật liệu nổ chuyên dụng sau khi được cơ quan quản
lý có thẩm quyền về vật liệu nổ cho phép.
5.2. Thực trạng hoạt động đóng và hủy giếng
5. Thực tế hoạt động đóng và hủy giếng trên thềm lục
địa Việt Nam
Tổng số giếng khoan đã được thực hiện tại các dự án
mà PVEP là bên tham gia trong thời gian từ 2007 đến hết
năm 2019 là 781 giếng, trong đó tổng số giếng trên thềm
lục địa Việt Nam là 594 giếng, gồm 407 giếng phát triển +
đan dày và 187 giếng thăm dò + thẩm lượng. Nhóm tác
giả đã thực hiện một khảo sát sơ bộ về thực tế đóng và
hủy giếng tại PVEP giai đoạn 2007 - 2019 và thu được một
số số liệu thống kê như sau:
5.1. Thủ tục đóng và hủy giếng theo quy định của pháp
luật Việt Nam
Khung pháp lý về đóng và hủy giếng ở Việt Nam gồm
các văn bản pháp luật như sau:
- Quyết định 84/2010/QĐ-TTg ngày 15/12/2010 của
Thủ tướng Chính phủ về việc ban hành quy chế khai thác
dầu khí.
- Số giếng khoan đã thực hiện P&A tạm thời: 14
giếng;
- Văn bản hợp nhất số 10/VBHN-BCT hợp nhất
Quy chế Bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí ngày
23/1/2014 của Bộ Công Thương (chuyển tiếp Quyết định
số 37/2005/QĐ-BCN của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ngày
25/11/2005 quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan
dầu khí).
- Số giếng khoan đã thực hiện P&A vĩnh viễn: 37
giếng.
Để hủy 1 giếng khoan trên giàn đầu giếng (WHP -
Wellhead Platform) sẽ mất khoảng từ 5 - 7 ngày, chi phí
từ 2,5 - 3 triệu USD. Hủy giếng trên WHP thường thực hiện
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
43
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
nhiều giếng trong cùng một chiến dịch nhằm tối ưu chi
phí.
hiện qua 2 phương pháp nhằm mục đích đối sánh: tiếp
cận từ trên xuống (top-down) và tiếp cận từ dưới lên (bot-
tom-up) như sau:
Để hủy 1 giếng ngầm (subsea), thời gian thi công
thường dao động từ 8 - 16 ngày cho mỗi giếng (tùy tính
chất phức tạp), ngân sách từ 4 - 10 triệu USD/giếng.
6.1.1. Tiếp cận từ trên xuống (top-down)
Ước tính chi phí cho một dự án thu dọn mỏ được thực
hiện trên cơ sở một khung công thức xây dựng sẵn: phân
loại giếng khoan, kỹ thuật P&A, thời gian thi công. Với đặc
điểm độ dốc của thềm lục địa Việt Nam, khoảng cách từ
bờ (đặc biệt là các mỏ xa bờ, nước sâu (frontier)), độ sâu
của từng bồn trũng và từng mỏ rất khác biệt, độ sâu giếng
và khoảng cách từ bờ là một yếu tố cần phải được tính đến
để ước lượng thời gian, khối lượng công việc thực hiện
cũng như chi phí cho số ngày phương tiện tương ứng. Khi
đó, phân loại giếng theo giai đoạn hủy giếng và mức độ
phức tạp (Bảng 2).
5.3. Các bước thực hiện theo quy định
Theo văn bản hợp nhất số 10/VBHN-BCT (chuyển tiếp
Quyết định số 37/2005/QĐ-BCN ngày 25/11/2005) do Bộ
Công Thương ban hành thì việc đóng và hủy giếng gồm
việc cô lập các mỏ khai thác và thiết lập cách ly giếng
thông qua gia cố các nút xi măng, đặt nút cơ học, cắt bỏ và
thu hồi một số đoạn ống trong giếng khoan, thu dọn các
vật cản xung quanh miệng giếng. Các yêu cầu cụ thể gồm:
- Dập giếng;
- Cô lập các vùng/thiết bị trung gian có nguy cơ cho
dòng bằng cách bơm ép xi măng hoặc vật liệu khác để
ngăn cách các vỉa đang khai thác;
Đi kèm với mỗi phân loại giếng là một mã code để
tính chi phí tương ứng, mã code này được kết hợp với mã
code vị trí giếng để tính ra chi phí P&A cho giếng. Các chi
phí khác như bảo hiểm, thuế, đội quản lý dự án (PMT -
Project Management Team), sức khỏe - an toàn và môi
trường (HSE - Health, Safety and Environment)… cũng
được ước tính để ra con số tổng.
- Cắt bỏ và thu hồi một số đoạn ống trong giếng
khoan;
- Đặt các nút cơ học và nút xi măng;
- Cắt, thu hồi ống chống, đầu giếng thu dọn các vật
cản xung quanh miệng giếng trước khi kết thúc giếng, di
chuyển hoặc tháo dỡ giàn;
Khó khăn chính đối với phương pháp top-down là
thiếu dữ liệu đầu vào cho khuôn khổ xây dựng sẵn nói
trên. Do số giếng đã được P&A không nhiều, dữ liệu tại
Việt Nam không đủ lớn để phân tích và áp dụng mô hình
hồi quy tuyến tính nên nhóm tác giả đã tính đến phương
án sử dụng dữ liệu nước ngoài và sử dụng thuật toán để
quy đổi về chi phí ở điều kiện Việt Nam, tuy nhiên dữ liệu
trên thế giới hiện nay chủ yếu là số liệu mang tính thương
mại. Nói cách khác, việc thu thập, tham khảo thông tin
gặp nhiều khó khăn, các số liệu chủ yếu (phân loại giếng
khoan, kỹ thuật P&A, thời gian thực hiện…) được kiểm
soát và quản lý bởi các người điều hành, nhà thầu thu dọn
mỏ hoặc nước chủ nhà. Đây là khó khăn chính của nghiên
cứu này.
- Khảo sát sau hủy giếng.
Thông tư số 17/2020/TT-BCT ban hành ngày
17/7/2020 thay thế cho Quyết định số 37/2005/QĐ-BCN
ngày 25/11/2005 quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng
khoan dầu khí không quy định Kế hoạch kết thúc giếng và
các bước trình tự hủy bỏ giếng khoan như trên, tuy nhiên
người điều hành vẫn phải đảm bảo các bước như trên
được đảm bảo thực hiện theo các phương pháp hướng
dẫn tại Thông tư.
6. Một số đề xuất liên quan đến ước tính và quản lý chi
phí P&A tại Việt Nam
6.1.2. Tiếp cận từ dưới lên (bottom-up)
6.1. Ước tính chi phí thu dọn mỏ
Các tiếp cận này sử dụng WBS đối với từng dự án P&A
cụ thể: bên cạnh việc áp dụng hệ thống hướng dẫn ước
Nhóm tác giả đề xuất việc ước tính chi phí được thực
Bảng 2. Phân loại giếng theo giai đoạn hủy giếng và mức độ phức tạp
Mức độ phức tạp
Giếng thăm dò thẩm lượng/Giếng phát triển khai thác
0
1
x
2
3
x
4
x
1
2
3
Hủy vỉa
Hủy vùng/thiết bị trung gian
Hủy đầu giếng và ống dẫn
Giai đoạn
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
44
PETROVIETNAM
tính bao quát đề cập trên đây (top-down) để đối sánh, đối
với từng dự án biệt lập, các hoạt động của dự án được chia
thành các tiểu dự án trong đó chi phí của mỗi tiểu dự án
được ước lượng và cộng dồn để ra được tổng chi phí ước
tính (bottom-up).
dụng cho các hoạt động của ngành dầu khí Việt Nam. Để
đề xuất có thể được kiểm nghiệm và thực hiện, cần có cơ
sở dữ liệu quá khứ từ các dự án thu dọn mỏ đã thực hiện
của Việt Nam/nước ngoài kết hợp cùng các công cụ kinh
tế học để chuyển đổi dữ liệu phù hợp về thị trường khu
vực tại thời điểm ước tính.
Khó khăn chính đối với phương pháp bottom-up là
độ trễ về thời gian giữa thời điểm người điều hành trình và
cấp thẩm quyền duyệt WBS. Chi phí khi đó có thể bị ảnh
hưởng bởi các yếu tố thị trường và kinh tế vĩ mô như: lạm
phát, lãi suất, biến động giá dầu và thị trường trang thiết
bị phương tiện… dẫn đến thay đổi tổng chi phí tại WBS.
Tài liệu tham khảo
[1] Phùng Mai Hương, Trần Văn Ban, và Phạm Đăng
Quân, "Ước tính chi phí thu dọn mỏ phục vụ định hướng
quản lý", Tạp chí Dầu khí, Số 4, tr. 37 - 46, 2021.
[2] Mikael Höök, "Coal and oil: The dark monarchs
of global energy: Understanding supply and extraction
patterns and their importance for future production", Upsala
University, 2010.
6.2. Tối ưu chi phí đóng và hủy giếng tại Việt Nam
Chi phí được tối ưu nhất khi người điều hành tích lũy
được kinh nghiệm cả về kỹ thuật và về quản lý dự án từ
nhiều chiến dịch hủy giếng thông qua sàng lọc từ các
cách tiếp cận khác nhau, học hỏi và chia sẻ kinh nghiệm
và chấp nhận thách thức các chuẩn mực cũ. Thị trường là
nơi có thể đem lại giải pháp tối ưu, xét về phương diện
cạnh tranh, mô hình kinh doanh và kỹ thuật. Trong bối
cảnh ngành dầu khí Việt Nam chưa tiến hành một chiến
dịch thu dọn mỏ nào trên thực tế, có thể đề cập đến một
số biện pháp như sau:
[3] Cuu Long JOC, "Block 15-1 contract extension", Ho
Chi Minh City, 2021.
[4] Phùng Đình Thực, "Nghiên cứu, đề xuất các giải
pháp công nghệ và kỹ thuật nâng cao hệ số thu hồi dầu
giai đoạn cuối đối tượng móng mỏ Bạch Hổ: Kỳ II: Đánh
giá hiệu quả của giải pháp duy trì áp suất vỉa, thực trạng
khai thác của từng khu vực, tồn tại và nguyên nhân", Tạp
chí Dầu khí, Số 7, tr. 18 - 34, 2018.
- Từng bước tích lũy kinh nghiệm thu dọn mỏ, áp
dụng các bài học tối ưu chi phí không chỉ trong mà cả ở
ngoài ngành dầu khí.
[5] Oil and Gas UK, "Guidelines packages for the
abandonment of wells", 2015.
[6] Sanggi Raksagati, "Risk based cost and duration
estimation of permanent plug and abandonment
operation in subsea exploration wells", University of
Stavanger, 2012.
- Nâng cao hơn nữa khả năng quản lý tài sản để tối
ưu giá trị tài sản về cuối đời mỏ và chi phí thu dọn mỏ.
- Tiếp cận với các nguồn cung cấp dịch vụ có giải
pháp, công nghệ mới và chi phí thấp, có các giải pháp về
hợp đồng và cơ sở thiết lập giá cho các dự án thu dọn mỏ.
[7] F. Moeinikia, K.K.K. Fjelde, A. Saasen, T. Vrålstad,
and Ø. Arild, "A probabilistic methodology to evaluate the
cost efficiency of rigless technology for subsea multiwell
abandonment", SPE Production and Operations, Vol. 30, No.
4, pp. 270 - 282, 2015. DOI: 10.2118/167923-PA.
- Ứng dụng công nghệ mới có giá hợp lý cho các
hoạt động P&A.
- Hiệu quả dựa trên số lượng áp dụng cho các chiến
dịch P&A một nhóm giếng hoặc một khu vực, chẳng hạn
nhiều người điều hành cùng thực hiện P&A hoặc thu dọn
mỏ… để tối ưu lịch trình và hợp đồng…
[8] Robert C. Byrd, Donnie J. Miller, and Steven M.
Wiese, "Cost estimating for offshore oil & gas facility
decommissioning", AACE International Technical Paper,
2014.
- Các quy định liên quan cần được tuân thủ và nhất
quán để đảm bảo kết quả an toàn và chấp nhận được về
mặt môi trường, với chi phí thấp nhất.
[9] Mark
J.
Kaiser
and
Mingming
Liu,
"Decommissioning cost estimation in the deepwater U.S.
Gulf of Mexico - Fixed platforms and compliant towers",
Marine Structures, Vol. 37, pp. 1 - 32, 2014. DOI: 10.1016/j.
marstruc.2014.02.004.
7. Kết luận
Bài báo giới thiệu một số phương pháp ước tính chi
phí P&A nói riêng và chi phí thu dọn mỏ nói chung, thực
tế và khả năng áp dụng Việt Nam. Trên cơ sở đó, nhóm tác
giả đề xuất phương pháp ước tính chi phí P&A có thể áp
[10] Jon Oscar Spieler and Thomas Monge Øia, "Plug
and abandonment status on the Norwegian continental
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
45
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
shelf Inclusive tax consequences", Oil, Gas & Energy Law,
[12] Oil and Gas UK, Decommissioning insight 2017.
2015.
[13] Mark J. Kaiser, "Offshore Decommissioning Cost
Estimation in the Gulf of Mexico", Jounal and Construction
Engineering and Management, Vol. 132, No. 3, pp. 249 - 258,
2006. DOI: 10.1061/(ASCE)0733-9364(2006)132:3(249).
[11] Mats Mathisen Aarlott, "Cost analysis of plug and
abandonment operations on the Norwegian continental
shelf", Norwegian University of Science and Technology.
Department of Industrial Economics and Technology
Management, 2016.
P&A COST MANAGEMENT: SOME INTERNATIONAL EXPERIENCE AND
PRACTICAL APPLICATION IN VIETNAM
Phung Mai Huong, Tran Van Ban, Pham Dang Quan
Petrovietnam Exploration Production corporation
Email: huongpm@pvep.com.vn
Summary
The article analyses the factors affecting P&A (Plug and Abandonment) cost, which makes up a great proportion in the decommissioning
cost structure. The authors review the P&A steps in theory, regulations, and practice. At the same time, factors affecting P&A decisions and
P&A planning are studied in terms of work and cost as well. On that basis, the article presents some existing P&A cost estimation methods and
their possible applications in Vietnam. Elements that may help optimise P&A budget in particular and decommissioning budget in general
are also reviewed and presented.
Key words: P&A cost, decommissioning cost, work optimisation, budget/cost optimisation.
DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
46
9 trang
20/04/2022
2120
Bạn đang xem tài liệu "Quản lý chi phí đóng và hủy giếng: Một số kinh nghiệm quốc tế và thực tế áp dụng tại Việt Nam", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- quan_ly_chi_phi_dong_va_huy_gieng_mot_so_kinh_nghiem_quoc_te.pdf
