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  
pdf 9 trang yennguyen 20/04/2022 2020
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:

  • pdfquan_ly_chi_phi_dong_va_huy_gieng_mot_so_kinh_nghiem_quoc_te.pdf