DOANH NGHIỆP

Các phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí từ 01/10/2024

Tham vấn bởi luật sư Nguyễn Thụy Hân

Chuyên viên pháp lý Hồng Thía

16:42 16/08/24

Từ ngày 01/10/2024, các phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí được quy định chi tiết tại Thông tư 13/2024/TT-BCT.

>> Quy định cụ thể về biện pháp giám sát hệ thống thanh toán quan trọng mới nhất

>> Quy trình lựa chọn nhà thầu là cộng đồng, tổ chức đoàn thể, nhóm thợ địa phương

Ngày 08/08/2024, Bộ trưởng Bộ Công thương đã ban hành Thông tư 13/2024/TT-BCT về Quy định phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí và có hiệu lực kể tùa ngày 01/10/2024.

1. Các phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí từ 01/10/2024

Căn cứ Điều 7 Thông tư 13/2024/TT-BCT, phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí được quy định như sau:

(i) Đối tượng đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí là các thân chứa, vỉa chứa dầu khí.

(ii) Tài nguyên, trữ lượng dầu khí được xác định theo phương pháp thể tích (thông thường, theo mô hình mô phỏng địa chất 3D), mật độ tương tự, cân bằng vật chất, tông họp địa chất và động thái thủy động lực học mỏ (mô phỏng khai thác và phân tích động thái khai thác) và các phương pháp khác tùy thuộc mức độ tài liệu hiện có.

Trong đó:

- Các phương pháp áp dụng gồm:

+ Thể tích thông thường cho tất cả các trường hợp.

+ Mô hình mô phỏng địa chất 3D cho các mỏ dầu khí đã và đang phát triển.

+ Cân bằng vật chất và phân tích động thái khai thác cho các mỏ dầu khí đang khai thác.

- Các phương pháp khác tùy thuộc vào điều kiện cụ thể nhưng khi áp dụng cần có lập luận.

(iii) Kết quả tính toán theo các phương pháp phải được phân tích so sánh, đối chiếu.

(iv) Đối với các trường hợp cập nhật tài nguyên, trữ lượng dầu khí, kết quả tính toán phải được so sánh với các kết quả trước đây và phân tích các nguyên nhân thay đổi.

(v) Tài nguyên, trữ lượng dầu khí và các hợp phần của chúng phải được tính riêng cho từng loại sản phẩm đối với từng thân chứa, vỉa chứa, từng loại đá chứa và đánh giá khả năng để đưa các đối tượng đã được tính trữ lượng vào khai thác.

(vi) Các thông số tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí phải theo một hệ đơn vị thống nhất. Các con số tài nguyên, trữ lượng dầu khí phải được trình bày bằng Hệ đơn vị đo quốc tế (thể tích) theo quy định của Luật Đo lường 2011 và tham khảo thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.

Hệ thống biểu mẫu về pháp luật doanh nghiệp (cập nhật mới)

tài nguyên dầu khí

Các phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí từ 01/10/2024

(Ảnh minh họa - Nguồn từ Internet)

2. Tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí đối với tài nguyên dầu khí đã phát hiện

Căn cứ Điều 8 Thông tư 13/2024/TT-BCT, trên cơ sở phân cấp tài nguyên dầu khí, việc tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí được tính toán như sau:

2.1. Đối với nhóm phát triển

Tài nguyên dầu khí và trữ lượng dầu khí được tính toán cho các mức 1P (P1), 2P (P1 + P2) và 3P (P1 + P2 + P3).

Tài nguyên dầu khí mức 1P, 2P và 3P là cơ sở để tính toán trữ lượng dầu khí mức 1P, 2P và 3P.

Trữ lượng dầu khí có thể được tính toán bằng phương pháp xác định (Deterministic) hoặc phương pháp xác suất (Probabilistic) theo các tiêu chí tương ứng như sau:

- Với phương pháp xác định: Mức 1P có các ranh giới, tính chất chất lưu, đặc tính của thân chứa, vỉa chứa được chứng minh cụ thể bằng các dữ liệu về địa chất, địa vật lý và công nghệ mỏ, dẫn tới khả năng lượng dầu khí khai thác trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị P1 tính được. Theo phương pháp này, trữ lượng dầu khí được phân tích, đánh giá, tính toán trên cơ sở các cấp dầu khí tại chỗ ban đầu của mức tương ứng với hệ số thu hồi phù hợp của thân chứa, vỉa chứa, mỏ dầu khí, đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật, công nghệ, kinh tế của dự án tại thời điểm lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.

- Với phương pháp xác suất: Mức 1P có xác suất không thấp hơn 90% về khả năng lượng dầu, khí khai thác được trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị 1P tính được. Mức 2P có độ tin cậy trung bình, theo phương pháp xác suất không thấp hơn 50% về khả năng lượng dầu khí khai thác được trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị 2P tính được. Mức 3P có độ tin cậy thấp, theo phương pháp xác suất không thấp hơn 10% về khả năng lượng dầu khí khai thác được trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị 3P tính được.

2.2. Đối với nhóm chưa phát triển

Tài nguyên dầu khí và thu hồi tiềm năng được tính toán cho các mức 1C (C1), 2C (C1 + C2) và 3C (C1 + C2 + C3).

Phương pháp và cách tính mức 1C, 2C và 3C tương tự như phương pháp và cách tính các mức 1P, 2P và 3P.

Lưu ý:

(i) Trữ lượng dầu khí của mỏ được cập nhật trong kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí (ODP) và ODP điều chỉnh; Kế hoạch khai thác sớm mỏ dầu khí (EDP) và EDP điều chỉnh; Kế hoạch phát triển mỏ dầu khí (FDP) và FDP điều chỉnh; Báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí (RAR) cập nhật.

(ii) Trữ lượng dầu khí của mỏ phải được cập nhật với các phương án khai thác thứ cấp và tam cấp như: Khoan đan dày (Infill), tận khai thác các thân chứa, vỉa chứa dầu khí bổ sung và áp dụng các biện pháp gia tăng và nâng cao hệ số thu hồi dầu khí (EOR).ối với tài nguyên dầu khí đã phát hiện.

- Nội dung nêu trên là phần giải đáp, tư vấn của chúng tôi dành cho khách hàng của Pháp luật doanh nghiệp. Nếu quý khách còn vướng mắc, vui lòng gửi về Email [email protected].

- Nội dung bài viết mang tính chất tham khảo;

- Điều khoản được áp dụng có thể đã hết hiệu lực tại thời điểm bạn đang đọc.