Bài toán sản lượng khai thác dầu khí

Thực trạng tìm kiếm – thăm dò - khai thác

Hiện nay, phần lớn các mỏ dầu khí đang khai thác ở nước ta đều được đưa vào khai thác trong giai đoạn từ 1986 – 2015. Trong đó, các mỏ có đóng góp sản lượng lớn đều đã khai thác được 15 – 35 năm, đang ở giai đoạn khai thác cuối đời mỏ, độ ngập nước cao và tiếp tục tăng liên tục theo thời gian. Độ ngập nước trung bình của các mỏ này hiện đã ở mức 50% - 90% dẫn đến sản lượng suy giảm tự nhiên khoảng 15% - 25%/năm. Đây cũng là thực tế chung ở giai đoạn cuối đời của các mỏ trên thế giới.

Trong khi đó, trong những năm gần đây do nhiều hạn chế về mặt cơ chế, chính sách liên quan, cũng như điều kiện ngành Dầu khí trong tình hình mới có nhiều thay đổi, khiến hoạt động tìm kiếm thăm dò (TKTD), gia tăng trữ lượng giảm đi rất nhiều so với giai đoạn trước, nguồn bổ sung vào khai thác hằng năm cũng hạn chế, dẫn đến đà suy giảm sản lượng là tất yếu. Theo thống kê từ năm 2015 đến nay, sản lượng dầu trong nước liên tục sụt giảm, từ mức 16,9 triệu tấn năm 2015; xuống 15,2 triệu tấn năm 2016; 13,4 triệu tấn năm 2017; 12 triệu tấn năm 2018; 11 triệu tấn năm 2019; 9,7 triệu tấn năm 2020 và dự báo tiếp tục giảm trong các năm tiếp theo.

Các công trình dầu khí trên biển. - Ảnh Vương Thái

Để hạn chế mức độ suy giảm sản lượng tự nhiên từ các giếng hiện hữu. Hàng năm các nhà thầu dầu khí và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) đều nỗ lực tìm kiếm giải pháp khoan bổ sung các giếng khoan đan dày. Tuy nhiên, số lượng giếng khoan đan dày là rất hạn chế và sản lượng thường không cao do vị trí để khoan đan dày không nhiều, các vị trí có tiềm năng cho sản lượng cao đã được khoan và khai thác ngay từ giai đoạn đầu của mỏ. Vì vậy, sản lượng của các giếng khoan đan dày thường chỉ đóng góp ở mức dưới 10% sản lượng chung của cả mỏ. Ngoài ra, các giải pháp khác để hạn chế đà suy giảm sản lượng như sửa chữa, can thiệp giếng, nâng cao và tối ưu hệ số sử dụng thiết bị cũng đều được triển khai tích cực. Tuy nhiên, các giải pháp này cũng chỉ đóng góp nhỏ 1% - 2% sản lượng của toàn mỏ. Điều đó cho thấy, dù cố gắng, hàng năm sản lượng của các mỏ hiện hữu vẫn suy giảm từ 10% - 15%. Mặc dù vậy, mức độ hạn chế suy giảm sản lượng ở Việt Nam vẫn đạt mức tối ưu hơn so với mức trung bình của thế giới.

Trước đà suy giảm sản lượng của các mỏ hiện hữu và công tác phát triển các mỏ mới gặp nhiều hạn chế, việc duy trì và hoàn thành kế hoạch sản lượng khai thác là thách thức rất lớn. Trong nhiều năm qua, Tập đoàn tập trung đầu tư nghiên cứu khoa học, đẩy mạnh hoạt động sáng kiến, sáng chế, với nhiều giải pháp kỹ thuật - công nghệ tiên tiến, sử dụng thiết bị công nghệ hiện đại vào sản xuất, áp dụng nhiều giải pháp nâng cao thu hồi dầu. Như tại Vietsovpetro, bằng biện pháp bơm ép nước để bảo tồn áp suất vỉa, đơn vị đã tăng hệ số thu hồi dầu khí từ 18% lên trên 40% đối với thân dầu trong đá móng, đây là hệ số thu hồi cao nhất trên thế giới. Bằng trí tuệ, với quyết tâm, nỗ lực và sự sáng tạo, chuyên nghiệp của tập thể cán bộ kỹ sư, người lao động Dầu khí, hằng năm, Tập đoàn vẫn hoàn thành kế hoạch khai thác dầu khí được Chính phủ giao.

Kế hoạch sản lượng khai thác dầu hàng năm được xây dựng dựa trên những yếu tố cơ bản: Sản lượng từ các mỏ, giếng hiện hữu; Sản lượng từ các công trình mới, giếng mới theo kế hoạch; Sản lượng từ công tác sửa chữa và can thiệp giếng. Tương tự, kế hoạch sản lượng khai thác khí hằng năm sẽ dựa trên khả năng khai thác của mỏ; đồng thời phụ thuộc vào Hợp đồng mua bán khí giữa chủ mỏ và các hộ tiêu thụ, cũng như thực tế tiêu thụ khí.

Ngoài sản lượng khai thác dầu suy giảm do gặp những khó khăn nêu trên, kế hoạch khai thác khí của Petrovietnam dự kiến cũng sẽ giảm trong năm tới, do tình hình tiêu thụ khí hết sức khó khăn, đặc biệt là tiêu thụ khí cho điện giảm sút mạnh, trong khi điện là nguồn chính tiêu thụ khí, chiếm khoảng 80% tổng sản lượng tiêu thụ khí. Trong 9 tháng đầu năm 2021, huy động khí cho điện giảm mạnh so với cùng kỳ năm trước, bằng khoảng 72% so với cùng kỳ và bằng 70% kế hoạch của Petrovietnam. So với kế hoạch của Bộ Công Thương giao, huy động khí Đông Nam bộ chỉ đạt khoảng 84%, Tây Nam bộ khoảng 70%. Việc giảm huy động khí cho phát điện, còn ảnh hưởng đến sản lượng khai thác dầu, khi khí đồng hành tại các mỏ khai thác dầu không được huy động, ảnh hưởng không nhỏ đến kế hoạch khai thác chung của cả mỏ.

Do kế hoạch sản lượng khai thác dầu khí hàng năm ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả kinh doanh và dòng tiền của dự án cũng như từng nhà thầu tham gia. Vì vậy, kế hoạch sản lượng khai thác của từng Lô hợp đồng Dầu khí luôn được xem xét kỹ lưỡng, thận trọng từ cấp chuyên gia tới cấp quản lý của Người điều hành, cấp quản lý của các bên tham gia và cuối cùng là của Tập đoàn.

Với nhiều nguyên nhân, sản lượng khai thác thực tế cũng như kế hoạch khai thác dầu khí trong nước liên tục sụt giảm là tất yếu. Mặc dù kế hoạch sản lượng hàng năm được xây dựng chi tiết và thận trọng. Thêm vào đó, hoạt động dầu khí nói chung và đặc biệt hoạt động dầu khí ngoài biển có nhiều rủi ro bao gồm rủi ro về địa chất, rủi ro về điều kiện thời tiết … dẫn đến sản lượng khai thác thực tế có những thay đổi so với kế hoạch. Thực tế, cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí cũng cho phép thay đổi giữa kế hoạch được phê duyệt và sản lượng thực tế ở mức 10%. Ngoài ra, để phục vụ mục đích lập dự toán NSNN cho năm sau, việc lập kế hoạch khai thác thường được thực hiện sớm vào khoảng tháng 6 hoặc tháng 7 năm trước, khi chương trình công tác của từng Lô hợp đồng chưa được các bên tham gia thống nhất dẫn đến độ chính xác sẽ không cao bằng dự báo vào tháng 12 hàng năm, khi chương trình công tác của từng Lô hợp đồng đã rõ ràng.

Giải pháp để duy trì và gia tăng sản lượng khai thác

Để hoàn thành các chỉ tiêu thăm dò khai thác dầu khí giai đoạn 2020-2025, các giải pháp về kỹ thuật - công nghệ, tài chính - đầu tư, cơ chế - chính sách, tổ chức và đào tạo đã và đang được Petrovietnam triển khai một cách hợp lý, đồng bộ. Tuy nhiên, với tình trạng các mỏ đang khai thác trên đà suy giảm, để có thể duy trì và nâng cao sản lượng dầu khí, giải pháp duy nhất vẫn là phải phát triển và đưa được các mỏ mới vào khai thác. Để thực hiện được điều này, đảm bảo tính bền vững lâu dài cần khuyến khích đầu tư hơn nữa vào công tác tìm kiếm - thăm dò - khai thác, trong đó đặc biệt chú trọng đến công tác TKTD để tạo nguồn trữ lượng mới, giúp công tác phát triển khai thác được liên tục và ổn định.

Do công tác TKTD có nhiều rủi ro, tỷ lệ thành công của các giếng khoan thăm dò chỉ ở mức 20%. Nếu quy trình thủ tục phê duyệt dự án TKTD thực hiện như các dự án đầu tư phát triển khác, như hiện nay, doanh nghiệp nhà nước và doanh nghiệp có vốn nhà nước như Petrovietnam và PVEP gần như không thể triển khai các dự án TKTD. Vì vậy, cần có cơ chế để căn cứ vào đó xây dựng chiến lược, kế hoạch 5 năm và kế hoạch hàng năm, phù hợp với nhu cầu thực tế mà Petrovietnam có thể phê duyệt các dự án TKTD và không phụ thuộc vào mức vốn đầu tư vào dự án.

Người lao động Dầu khí làm việc trên công trình biển

Ông Vũ Quang Nam, nguyên Phó Tổng giám đốc Petrovietnam, Phó Chủ nhiệm CLB Doanh nghiệp Dầu khí cho biết: Nếu ngành Dầu khí không có vốn thì không làm được gì cả, vì cần vốn rất lớn. Như tìm kiếm thăm dò một giếng thông thường mất khoảng 10 – 15 triệu USD. Ngoài ra, ngành Dầu khí khác với các ngành khác bởi có rủi ro trong tìm kiếm thăm dò. Thế giới có thống kê nếu khoan từ 6 – 10 giếng mà thành công được 1 giếng thì đã là thắng lợi rồi. Do đó, phải hiểu những rủi ro trong ngành này, phải chấp nhận có thể mất ở chỗ này, nhưng được ở chỗ khác. Nhưng tóm lại là phải có vốn đầu tư và có cơ chế để Dầu khí có thể hoạt động được. Như vấn đề về ngân sách để lại đầu tư cho dầu khí. Trước đây khi khai thác dầu khí xong, sẽ trích thẳng một tỷ lệ phần trăm nhất định 10 – 15% để lại cho dầu khí đầu tư TKTD, sau đó sẽ hạch toán sau. Còn hiện nay, tất cả sẽ nộp vào ngân sách Nhà nước sau đó ngân sách mới trích lại để đầu tư cho ngành Dầu khí. “Miếng bánh” ngân sách đặt trước bài toán cân đối sẽ rất khó khăn với dầu khí trong việc bố trí vốn để tái đầu tư. Thực tế, nguồn vốn để thực hiện công tác TKTD dò gặp khó khăn, và suy giảm nghiêm trọng trong những năm qua, giai đoạn 2016 – 2020 chỉ đạt khoảng 28 – 30% so với giai đoạn 2011 – 2015. Từ đó có thể khẳng định, cơ chế - chính sách đối với hoạt động TKTD đã có một bước lùi nhất định.

Theo Hội Dầu khí Việt Nam, do thiếu vốn thăm dò nên xảy ra sự mất cân đối trầm trọng giữa gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác, xảy ra hiện tượng “tiêu lạm vào dự trữ”. Nhiều mỏ dầu truyền thống chủ lực đóng góp sản lượng quan trọng cho Petrovietnam, sau 20-30 năm khai thác như Bạch Hổ, Sư Tử, Rạng Đông, Lan Tây cung cấp trên 500 triệu tấn dầu quy đổi đã qua giai đoạn khai thác đỉnh, sản lượng khai thác hiện nay đang suy giảm, đòi hỏi phải đầu tư thêm các giải pháp công nghệ tận thu hồi dầu, khoan bổ sung để tận khai thác, trong khi các mỏ mới được đưa vào khai thác chậm do thiếu vốn và các thủ tục đầu tư. Hiện Luật Dầu khí và các điều khoản trong Hợp đồng (mẫu) phân chia sản phẩm không còn phù hợp và không khuyến khích đầu tư vào các mỏ nhỏ, mỏ cận biên và các mỏ đang ở thời kỳ khai thác tận thu. Các hoạt động tìm kiếm - thăm dò – khai thác dầu khí ngày càng bị thu hẹp, sản lượng suy giảm nhanh, giá thành tấn dầu thăm dò và khai thác cao, an ninh Biển Đông diển biến phức tạp, có nguy cơ làm nản lòng các nhà đầu tư nước ngoài. Do đó, cần có những điều khoản phù hợp, đủ hấp dẫn các nhà đầu tư trong bối cảnh hiện nay.

Các công trình dầu khí trên biển

Bên cạnh các giải pháp để đẩy mạnh tìm kiếm, thăm dò, gia tăng trữ lượng, trong ngắn hạn và trung hạn cần thúc đẩy giải quyết những vấn đề hiện hữu khác như: Xử lý các khó khăn vướng mắc liên quan đến 2 dự án trọng điểm về dầu khí là Dự án khí Lô B và Dự án khí Cá Voi Xanh để có thể đưa hai mỏ này vào khai thác theo kế hoạch; Sớm phê duyệt cơ chế hoạt động cho Lô dầu khí 01/97&02/97 và điều kiện hợp đồng cho Lô dầu khí 01/17&02/17 để có thể tiếp tục đầu tư gia tăng sản lượng từ các Lô này; cần thay đổi các điều kiện phân chia giữa Nhà nước và Nhà thầu để đưa vào phát triển các phát hiện có hiệu quả kinh tế cận biên; Phân cấp cho Petrovietnam phê duyệt một số những thay đổi kỹ thuật so với kế hoạch phát triển mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt (khoan đan dày, khoan cắt thân, mở vỉa bổ sung …);

Ngoài ra, trong tình hình huy động khí cho điện giảm sút mạnh hiện nay ảnh hưởng đến việc phát triển các mỏ khí cũng như các dự án nhập khẩu khí, phát triển điện khí theo chiến lược năng lượng quốc gia, EVN cần cam kết bao tiêu khí dài hạn để có thể phát triển các mỏ khí mới; Ưu tiên huy động điện từ khí để gia tăng khai thác và gia tăng sản lượng condensate đi kèm.

Tất nhiên, nguồn thu của Petrovietnam không hoàn toàn phục thuộc vào dầu thô mà còn có nhiều lĩnh vực khác. 60 năm xây dựng, trưởng thành, Petrovietnam đã phát triển đồng bộ các khâu, xây dựng được hệ thống công nghiệp dầu khí hoàn chỉnh, đồng bộ từ tìm kiếm – thăm dò – khai thác dầu khí đến phát triển công nghiệp khí – điện – chế biến và dịch vụ dầu khí. Bên cạnh khai thác Dầu khí, các mảng khác cũng phát triển lớn mạnh, khẳng định vai trò, vị thế trên thị trường trong nước cũng như quốc tế, đóng góp ngày càng quan trọng trong cơ cấu nguồn thu của Tập đoàn. Tuy nhiên, lĩnh vực thượng nguồn là thăm dò, khai thác (TDKT) luôn xem là lĩnh vực cốt lõi, được Petrovietnam ưu tiên hàng đầu để đảm bảo sự phát triển bền vững chuỗi giá trị, hỗ trợ cho các lĩnh vực hoạt động khác của Tập đoàn.

Tại Hội nghị thăm dò khai thác Petrovietnam năm 2021, Tổng Giám đốc Petrovietnam Lê Mạnh Hùng nhấn mạnh, TDKT luôn được chú trọng và ưu tiên hàng đầu tại Petrovietnam. Tập đoàn luôn sẵn sàng về nguồn lực và tiềm lực để thực hiện các kế hoạch TDKT mang tính đột phá và quyết liệt. Tuy nhiên, sự phát triển của tìm kiếm thăm dò dầu khí hiện đang đối mặt với rất nhiều khó khăn chủ quan và khách quan. Bên cạnh những khó khăn về điều kiện kỹ thuật, địa chất, tình hình triển khai thực địa, khó khăn trong cơ chế chính sách pháp luật về dầu khí đang ảnh hưởng rất lớn tới hoạt động TDKT. Tiềm năng trữ lượng dầu khí Việt Nam còn rất lớn, để nguồn tài nguyên này có thể góp phần vào phát triển kinh tế đất nước và bảo vệ chủ quyền Tổ quốc, công tác tìm kiếm, thăm dò, phát triển và khai thác cần được triển khai thuận lợi, thông suốt để làm động lực cho các nhà đầu tư, tăng cường các hoạt động TDKT dầu khí, qua đó tạo ra các nguồn thu mới cho đất nước.