Quản lý chi phí đóng và hủy giếng: Một số kinh nghiệm quốc tế và thực tế áp dụng tại Việt Nam

tác giả 
 Các dự án tại Việt Nam có ứng dụng mô phỏng Monte 
 của bài viết này đã tính đến phương án sử dụng dữ liệu 
Carlo vào các mô hình sản lượng và tính toán trữ lượng. 
 nước ngoài và sử dụng thuật toán để quy đổi về chi phí ở 
Tuy nhiên, dự báo thời gian thi công và chi phí P&A thì 
 điều kiện Việt Nam, tuy nhiên dữ liệu trên thế giới hiện nay 
chưa được ứng dụng. Trên thực tế, khoan theo công đoạn 
 chủ yếu không thương mại mà do người điều hành, nhà 
(batch drilling) cũng tương tự như P&A theo nhóm giếng, 
 thầu thu dọn mỏ hoặc nước chủ nhà quản lý.
được thực hiện để tiết kiệm chi phí mob/demob và tận 
42 DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
 PETROVIETNAM
 - Cách tiếp cận từ dưới lên (bottom-up): Các hoạt - Quyết định số 04/2015/QĐ-TTg ngày 20/01/2015 
động của dự án được chia thành các tiểu dự án trong đó của Thủ tướng Chính phủ về việc ban hành quy định về 
chi phí của mỗi tiểu dự án được ước lượng và cộng dồn để quản lý an toàn trong hoạt động dầu khí.
ra được tổng chi phí ước tính. Các kế hoạch thu dọn mỏ tại 
 - Quyết định số 49/2017/QĐ-TTg ngày 21/12/2017 
Việt Nam chủ yếu sử dụng phương pháp này. 
 của Thủ tướng Chính phủ về việc thu dọn các công trình, 
 Trong nghiên cứu của Kaiser [9], các mô hình hồi quy thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí.
được xây dựng để ước lượng chi phí của các hoạt động 
 - Thông tư số 17/2020/TT-BCT ban hành ngày 
P&A trên vịnh Mexico. Trong nghiên cứu này, nhóm tác 
 17/7/2020 của Bộ Công Thương quy định về bảo quản và 
giả đã khảo sát và phân tích tác động của học tập (đường 
 hủy bỏ giếng khoan dầu khí (thay thế cho Quyết định số 
cong học tập) và kinh tế quy mô. 
 37/2005/QĐ-BCN ngày 25/11/2005 - Văn bản hợp nhất số 
4.5. Spieler và Oia [10] 10/VBHN-BCT ngày 23/1/2014).
 Theo quy định tại Điều 25, Quyết định 04/2015/QĐ-
 Spieler và Oia đưa ra tổng quan các chi phí dự kiến 
 TTg ban hành Quy định về quản lý an toàn trong hoạt 
mà người điều hành và chính phủ (Na Uy) phải đối diện 
 động dầu khí do Thủ tướng Chính phủ ban hành, đóng và 
khi toàn bộ các giếng khoan trên thềm lục địa Na Uy đến 
 hủy giếng khoan công trình dầu khí phải đảm bảo các yêu 
lúc phải đóng và hủy. Bằng cách phân loại giếng khoan, 
 cầu cụ thể như sau:
kỹ thuật P&A, thời gian thực hiện (bao gồm cả thời gian 
ngừng sản suất (NPT - Non-Production Time) và cửa sổ - Khi chưa hoặc không tiếp tục sử dụng giếng khoan, 
thời tiết (WOW), Spieler và Oia đã có thể ước lượng khái các biện pháp đóng hoặc hủy giếng phải được thực hiện 
quát chi phí P&A của từng loại giếng ở mức tối thiểu và tối theo quy định hiện hành.
đa. Những con số ước lượng này nhân với loại giếng phù 
 - Khi đóng giếng vĩnh viễn, tất cả các thiết bị ở vùng 
hợp và cộng dồn sẽ cho tổng chi phí P&A trên thềm lục 
 biển nước sâu, không ảnh hưởng đến hoạt động hàng hải 
địa Na Uy. Phân tích tiềm năng tối ưu chi phí đối với các 
 và môi trường được để lại theo thông lệ công nghiệp dầu 
giếng ngầm nhờ công nghệ mới và ước lượng thời gian 
 khí quốc tế được chấp nhận chung và quy định của cơ 
thực hiện cũng được tiến hành.
 quan có thẩm quyền Việt Nam.
 Phương pháp của Spieler và Oia tương tự như hướng 
 - Khi thu hồi đầu giếng, không được dùng vật liệu nổ 
dẫn của OGUK và có thể được áp dụng tại Việt Nam để ước 
 để cắt các ống chống. Trường hợp đặc biệt, cho phép cắt 
chi phí P&A 1 giếng hoặc vài giếng. Tổng chi phí P&A trên 
 bằng vật liệu nổ chuyên dụng sau khi được cơ quan quản 
thềm lục địa Việt Nam có thể được ước lượng trong điều 
 lý có thẩm quyền về vật liệu nổ cho phép.
kiện tính toán được số lượng giếng cần P&A.
 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 
5.1. Thủ tục đóng và hủy giếng theo quy định của pháp 
 năm 2019 là 781 giếng, trong đó tổng số giếng trên thềm 
luật Việt Nam
 lục địa Việt Nam là 594 giếng, gồm 407 giếng phát triển + 
 Khung pháp lý về đóng và hủy giếng ở Việt Nam gồm đan dày và 187 giếng thăm dò + thẩm lượng. Nhóm tác 
các văn bản pháp luật như sau: 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 
 - Quyết định 84/2010/QĐ-TTg ngày 15/12/2010 của 
 số số liệu thống kê như sau:
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 - Số giếng khoan đã thực hiện P&A vĩnh viễn: 37 
23/1/2014 của Bộ Công Thương (chuyển tiếp Quyết định giếng.
số 37/2005/QĐ-BCN của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ngày 
 Để hủy 1 giếng khoan trên giàn đầu giếng (WHP - 
25/11/2005 quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan 
 Wellhead Platform) sẽ mất khoảng từ 5 - 7 ngày, chi phí 
dầu khí).
 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 hiện qua 2 phương pháp nhằm mục đích đối sánh: tiếp 
phí. 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 6.1.1. Tiếp cận từ trên xuống (top-down)
chất phức tạp), ngân sách từ 4 - 10 triệu USD/giếng.
 Ước tính chi phí cho một dự án thu dọn mỏ được thực 
5.3. Các bước thực hiện theo quy định 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 
 Theo văn bản hợp nhất số 10/VBHN-BCT (chuyển tiếp 
 điểm độ dốc của thềm lục địa Việt Nam, khoảng cách từ 
Quyết định số 37/2005/QĐ-BCN ngày 25/11/2005) do Bộ 
 bờ (đặc biệt là các mỏ xa bờ, nước sâu (frontier)), độ sâu 
Công Thương ban hành thì việc đóng và hủy giếng gồm 
 của từng bồn trũng và từng mỏ rất khác biệt, độ sâu giếng 
việc cô lập các mỏ khai thác và thiết lập cách ly giếng 
 và khoảng cách từ bờ là một yếu tố cần phải được tính đến 
thông qua gia cố các nút xi măng, đặt nút cơ học, cắt bỏ và 
 để ước lượng thời gian, khối lượng công việc thực hiện 
thu hồi một số đoạn ống trong giếng khoan, thu dọn các 
 cũng như chi phí cho số ngày phương tiện tương ứng. Khi 
vật cản xung quanh miệng giếng. Các yêu cầu cụ thể gồm:
 đó, phân loại giếng theo giai đoạn hủy giếng và mức độ 
 - Dập giếng; phức tạp (Bảng 2). 
 - Cô lập các vùng/thiết bị trung gian có nguy cơ cho Đi kèm với mỗi phân loại giếng là một mã code để 
dòng bằng cách bơm ép xi măng hoặc vật liệu khác để tính chi phí tương ứng, mã code này được kết hợp với mã 
ngăn cách các vỉa đang khai thác; code vị trí giếng để tính ra chi phí P&A cho giếng. Các chi 
 - Cắt bỏ và thu hồi một số đoạn ống trong giếng phí khác như bảo hiểm, thuế, đội quản lý dự án (PMT - 
khoan; Project Management Team), sức khỏe - an toàn và môi 
 trường (HSE - Health, Safety and Environment) cũng 
 Đặt các nút cơ học và nút xi măng;
 - được ước tính để ra con số tổng.
 Cắt, thu hồi ống chống, đầu giếng thu dọn các vật 
 - Khó khăn chính đối với phương pháp top-down là 
cản xung quanh miệng giếng trước khi kết thúc giếng, di 
 thiếu dữ liệu đầu vào cho khuôn khổ xây dựng sẵn nói 
chuyển hoặc tháo dỡ giàn; 
 trên. Do số giếng đã được P&A không nhiều, dữ liệu tại 
 - Khảo sát sau hủy giếng. 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 
 Thông tư số 17/2020/TT-BCT ban hành ngày 
 án sử dụng dữ liệu nước ngoài và sử dụng thuật toán để 
17/7/2020 thay thế cho Quyết định số 37/2005/QĐ-BCN 
 quy đổi về chi phí ở điều kiện Việt Nam, tuy nhiên dữ liệu 
ngày 25/11/2005 quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng 
 trên thế giới hiện nay chủ yếu là số liệu mang tính thương 
khoan dầu khí không quy định Kế hoạch kết thúc giếng và 
 mại. Nói cách khác, việc thu thập, tham khảo thông tin 
các bước trình tự hủy bỏ giếng khoan như trên, tuy nhiên 
 gặp nhiều khó khăn, các số liệu chủ yếu (phân loại giếng 
người điều hành vẫn phải đảm bảo các bước như trên 
 khoan, kỹ thuật P&A, thời gian thực hiện) được kiểm 
được đảm bảo thực hiện theo các phương pháp hướng 
 soát và quản lý bởi các người điều hành, nhà thầu thu dọn 
dẫn tại Thông tư.
 mỏ hoặc nước chủ nhà. Đây là khó khăn chính của nghiên 
6. Một số đề xuất liên quan đến ước tính và quản lý chi cứu này.
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 
 Nhóm tác giả đề xuất việc ước tính chi phí được thực cụ thể: bên cạnh việc áp dụng hệ thống hướng dẫn ước 
 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 2 3 4 
 1 Hủy vỉa x 
 Giai đoạn 2 Hủy vùng/thiết bị trung gian x 
 3 Hủy đầu giếng và ống dẫn x 
44 DẦU KHÍ - SỐ 5/2021
 PETROVIETNAM
tính bao quát đề cập trên đây (top-down) để đối sánh, đối dụng cho các hoạt động của ngành dầu khí Việt Nam. Để 
với từng dự án biệt lập, các hoạt động của dự án được chia đề xuất có thể được kiểm nghiệm và thực hiện, cần có cơ 
thành các tiểu dự án trong đó chi phí của mỗi tiểu dự án sở dữ liệu quá khứ từ các dự án thu dọn mỏ đã thực hiện 
được ước lượng và cộng dồn để ra được tổng chi phí ước của Việt Nam/nước ngoài kết hợp cùng các công cụ kinh 
tính (bottom-up). 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 Tài liệu tham khảo
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 [1] Phùng Mai Hương, Trần Văn Ban, và Phạm Đăng 
phát, lãi suất, biến động giá dầu và thị trường trang thiết Quân, "Ước tính chi phí thu dọn mỏ phục vụ định hướng 
bị phương tiện dẫn đến thay đổi tổng chi phí tại WBS. quản lý", Tạp chí Dầu khí, Số 4, tr. 37 - 46, 2021. 
 [2] Mikael Höök, "Coal and oil: The dark monarchs 
6.2. Tối ưu chi phí đóng và hủy giếng tại Việt Nam
 of global energy: Understanding supply and extraction 
 Chi phí được tối ưu nhất khi người điều hành tích lũy patterns and their importance for future production", Upsala 
được kinh nghiệm cả về kỹ thuật và về quản lý dự án từ University, 2010.
nhiều chiến dịch hủy giếng thông qua sàng lọc từ các 
 [3] Cuu Long JOC, "Block 15-1 contract extension", Ho 
cách tiếp cận khác nhau, học hỏi và chia sẻ kinh nghiệm 
 Chi Minh City, 2021. 
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 [4] Phùng Đình Thực, "Nghiên cứu, đề xuất các giải 
cạnh tranh, mô hình kinh doanh và kỹ thuật. Trong bối pháp công nghệ và kỹ thuật nâng cao hệ số thu hồi dầu 
cảnh ngành dầu khí Việt Nam chưa tiến hành một chiến giai đoạn cuối đối tượng móng mỏ Bạch Hổ: Kỳ II: Đánh 
dịch thu dọn mỏ nào trên thực tế, có thể đề cập đến một giá hiệu quả của giải pháp duy trì áp suất vỉa, thực trạng 
số biện pháp như sau: 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 [5] Oil and Gas UK, "Guidelines packages for the 
ngoài ngành dầu khí. abandonment of wells", 2015.
 - Nâng cao hơn nữa khả năng quản lý tài sản để tối [6] Sanggi Raksagati, "Risk based cost and duration 
ưu giá trị tài sản về cuối đời mỏ và chi phí thu dọn mỏ. estimation of permanent plug and abandonment 
 operation in subsea exploration wells", University of 
 - Tiếp cận với các nguồn cung cấp dịch vụ có giải 
 Stavanger, 2012.
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 
 - Ứng dụng công nghệ mới có giá hợp lý cho các 
 cost efficiency of rigless technology for subsea multiwell 
hoạt động P&A.
 abandonment", SPE Production and Operations, Vol. 30, No. 
 - Hiệu quả dựa trên số lượng áp dụng cho các chiến 4, pp. 270 - 282, 2015. DOI: 10.2118/167923-PA.
dịch P&A một nhóm giếng hoặc một khu vực, chẳng hạn 
 [8] Robert C. Byrd, Donnie J. Miller, and Steven M. 
nhiều người điều hành cùng thực hiện P&A hoặc thu dọn 
 Wiese, "Cost estimating for offshore oil & gas facility 
mỏ để tối ưu lịch trình và hợp đồng
 decommissioning", AACE International Technical Paper, 
 - Các quy định liên quan cần được tuân thủ và nhất 2014.
quán để đảm bảo kết quả an toàn và chấp nhận được về 
 [9] Mark J. Kaiser and Mingming Liu, 
mặt môi trường, với chi phí thấp nhất.
 "Decommissioning cost estimation in the deepwater U.S. 
7. Kết luận Gulf of Mexico - Fixed platforms and compliant towers", 
 Marine Structures, Vol. 37, pp. 1 - 32, 2014. DOI: 10.1016/j.
 Bài báo giới thiệu một số phương pháp ước tính chi marstruc.2014.02.004.
phí P&A nói riêng và chi phí thu dọn mỏ nói chung, thực 
 [10] Jon Oscar Spieler and Thomas Monge Øia, "Plug 
tế và khả năng áp dụng Việt Nam. Trên cơ sở đó, nhóm tác 
 and abandonment status on the Norwegian continental 
giả đề xuất phương pháp ước tính chi phí P&A có thể áp 
 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 
 [11] Mats Mathisen Aarlott, "Cost analysis of plug and Estimation in the Gulf of Mexico", Jounal and Construction 
abandonment operations on the Norwegian continental Engineering and Management, Vol. 132, No. 3, pp. 249 - 258, 
shelf", Norwegian University of Science and Technology. 2006. DOI: 10.1061/(ASCE)0733-9364(2006)132:3(249).
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.
46 DẦU KHÍ - SỐ 5/2021