Quyết định 37/2005/QĐ-BCN Quy chế Bảo quản Hủy bỏ giếng khoan dầu khí

• Số hiệu: 37/2005/QĐ-BCN
• Loại văn bản: Quyết định
• Nơi ban hành: Bộ Công nghiệp
• Người ký: Hoàng Trung Hải
• Ngày ban hành: 25/11/2005

BỘ CÔNG NGHIỆP ******	CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ********
Số: 37/2005/QĐ-BCN	Hà Nội, ngày 25 tháng 11 năm 2005

QUYẾT ĐỊNH

VỀ VIỆC BAN HÀNH QUY CHẾ BẢO QUẢN VÀ  HỦY BỎ GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ

BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG NGHIỆP

Căn cứ Luật Dầu khí ngày 06 tháng 7 năm 1993 và Luật sửa đổi, bổ sung một số của Luật Dầu khí ngày 09 tháng 6 năm 2000;
Căn cứ Nghị định số 48/2000/NĐ-CP ngày 12 tháng 9 năm 2000 của Chính phủ quy định chi tiết việc thi hành Luật Dầu khí;
Căn cứ Nghị định số 55/2003/NĐ-CP ngày 28 tháng 5 năm 2003 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công nghiệp;
Theo đề nghị của Vụ trưởng Vụ Năng lượng và Dầu khí,

QUYẾT ĐỊNH:

Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy chế Bảo quản và Hủy bỏ giếng khoan dầu khí.

Điều 2. Quyết định này có hiệu lực thi hành sau 15 ngày, kể từ ngày đăng Công báo. Những quy định trước đây trái với Quyết định này đều bị bãi bỏ.

Điều 3. Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, các Vụ trưởng, Cục trưởng thuộc Bộ, Giám đốc Sở Công nghiệp các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Tổng Giám đốc Tổng Công ty Dầu khí và Thủ trưởng các đơn vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.

BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG NGHIỆP Hoàng Trung Hải

QUY CHẾ

BẢO QUẢN VÀ HỦY BỎ GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ
(Ban hành kèm theo Quyết định số 37/2005/QĐ-BCN ngày 25/11/2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp)

Chương 1:

NHỮNG QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Mục đích

Quy chế này được ban hành nhằm bảo vệ tài nguyên và cấu trúc tự nhiên của lòng đất, ngăn ngừa các hành vi dẫn đến việc tạo thành những vật cản hay những áo trộn về trạng thái của môi trường biển cũng như đất liền khi tiến hành các hoạt động bảo quản và hủy bỏ các giếng khoan dầu khí.

Điều 2. Phạm vi áp dụng

Quy chế này được áp dụng đối với các hoạt động bảo quản và hủy bỏ các giếng khoan do Người điều hành hoặc các tổ chức, cá nhân (sau đây gọi chung là Người điều hành) khoan hoặc quản lý trong quá trình tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí thuộc phạm vi lãnh thổ, vùng đặc quyền kinh tế và thềm lục địa của nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam.

Điều 3. Giải thích thuật ngữ

Trong Quy chế này những thuật ngữ sau đây được hiểu như sau:

1. “Bảo quản giếng” là việc gia cố các nút ngăn và lắp đặt các thiết bị trong giếng nhằm đảm bảo cho giếng khoan được an toàn trong một thời gian nhất định sau đó vẫn có thể tiếp tục các công việc thăm dò, thử vỉa, khai thác một cách thuận lợi.

2. “Dụng cụ giữ xi măng” (Cement Retainer) là dụng cụ được sử dụng trong quá trình bơm ép xi măng áp suất cao để ngăn tạm thời dòng xi măng lên, xuống trong giếng khoan. Dụng cụ giữ xi măng là dụng cụ làm kín, không thể thu hồi được nhưng làm bằng kim loại có thể khoan phá được.

3. “Đế định hướng tạm thời” là một khung bằng thép được đặt trên đáy biển nhằm định hướng cho bộ khoan cụ và ống dẫn hướng đường kính lớn; đỡ các thiết bị dưới biển và tạo ra điểm neo các dây cáp định hướng trong các giếng có đầu giếng ngầm.

4. “Hủy bỏ giếng” là việc 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.

5. “Kết thúc giếng” là công việc hủy bỏ hoặc bảo quản một giếng  hoặc một phần của một giếng khoan dầu khí.

6. “Khoảng bắn” là bất kỳ đoạn giếng nào đã chống ống, được bắn đục lỗ để tạo ra sự lưu thông giữa thành hệ và lòng giếng hoặc giữa các lớp ống chống khác nhau.

7. “Nút xi măng” là một lượng vữa xi măng được bơm vào trong lòng giếng khoan đến một độ sâu nhất định để tạo thành một khối xi măng rắn chắc nhằm ngăn cách các khoảng vỉa khác nhau dọc giếng khoan.

8. “Nút cơ học” (Bridge Plug) là một dụng cụ để cách ly lòng giếng được chế tạo bằng kim loại và cao su dễ khoan phá, thường được dùng để cách ly các khoảng khác nhau trong lòng giếng khoan đã chống ống.

9. Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam” (tên giao dịch quốc tế là “PETROVIETNAM”) là doanh nghiệp nhà nước do Chính phủ Việt Nam thành lập để tiến hành các hoạt động dầu khí và ký kết hợp đồng dầu khí với tổ chức, cá nhân tiến hành các hoạt động dầu khí theo quy định của Luật Dầu khí.

10. “Trường hợp khẩn cấp” bao gồm các sự kiện dưới đây:

a/ Bất kỳ ảnh hưởng nghiêm trọng nào của các yếu tố tự nhiên hoặc thiên tai như sấm sét, bão, gió xoáy, động đất.

b/ Cháy, nổ, tai nạn, sự cố, hư hỏng của các phương tiện, máy móc, sập, phá hủy cấu trúc.

c/ Dịch bệnh hoặc kiểm dịch.

d/ Bất kỳ sự kiện hoặc hoàn cảnh tương tự về bản chất với bất kỳ trường hợp nào nêu trên.

Điều 4. Trách nhiệm của Người điều hành đối với chất lượng kết thúc giếng

Sự chấp thuận của Bộ Công nghiệp đối với các báo cáo kết thúc giếng khoan được Người điều hành đệ trình theo các quy định tại Điều 8 của Quy chế này không loại trừ trách nhiệm của Người điều hành đối với chất lượng kết thúc giếng khoan và những hậu quả về an toàn và môi trường phát sinh từ những giếng khoan đó, nếu có các bằng chứng cho thấy giếng khoan không được kết thúc phù hợp với các quy định của Quy chế này.

Điều 5. Kế hoạch kết thúc giếng sơ bộ

Trong phương án khoan của cả mỏ hoặc mỗi giếng khoan đơn lẻ, Người điều hành đều phải lập kế hoạch Kết thúc giếng sơ bộ sau khi kết thúc khoan nếu các giếng này chưa được đưa vào khai thác.

Chương 2:

THỦ TỤC PHÊ DUYỆT VÀ NỘI DUNG CỦA KẾ HOẠCH KẾT THÚC GIẾNG

Điều 6. Trình kế hoạch Kết thúc giếng

Ngoại trừ các trường hợp khẩn cấp, trước khi tiến hành Kết thúc giếng khoan, Người điều hành phải gửi kế hoạch Kết thúc giếng chậm nhất là năm (05) ngày làm việc trước khi triển khai Kết thúc giếng khoan để Bộ Công nghiệp xem xét, phê duyệt.

Điều 7. Nội dung của kế hoạch Kết thúc giếng

Kế hoạch Kết thúc giếng phải bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các nội dung sau:

1. Lý do Kết thúc giếng

2. Các số liệu cơ bản về giếng khoan, tóm tắt quá trình khoan và hoàn thiện giếng, các số liệu cơ bản về quá trình khai thác, sử dụng giếng khoan, các trích đoạn tài liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan, kết quả đo chất lượng gắn kết của đá xi măng bên ngoài ống chống khai thác, áp suất vỉa và các tài liệu liên quan đến giếng hoặc các thân giếng cần được hủy bỏ hoặc bảo quản.

3. Sơ đồ cấu trúc giếng khoan trong đó nêu rõ: Chiều sâu giếng, chiều sâu thả các cột ống chống, chiều cao cột xi măng trong các khoảng không vành xuyến; loại và tỷ trọng dung dịch trong giếng khoan và trong các khoảng không vành xuyến; các loại thiết bị đang lắp đặt trong lòng giếng. Đối với giếng khoan xiên định hướng và giếng khoan ngang phải ghi rõ chiều sâu cắt xiên, chiều sâu thẳng đứng, chiều sâu theo thân giếng, góc nghiêng và phương vị.

4. Phương pháp đặt các nút cơ học và nút xi măng bao gồm cách đặt, thể tích vữa xi măng và thể tích dung dịch bơm đẩy, khoảng đặt và chiều sâu đặt, phương pháp thử áp suất và tải trọng. Đối với các giếng phải hủy bỏ, cần nêu rõ phương pháp và chiều sâu cắt ống.

5. Kế hoach thu dọn và khảo sát quanh khu vực miệng giếng khoan trước khi Kết thúc giếng, di chuyển hoặc tháo dỡ giàn.

6. Thời điểm, thời gian tiến hành Kết thúc giếng, kế hoạch kiểm tra định kỳ đối với các giếng bảo quản.

7. Báo cáo về bảo vệ môi trường theo quy định tại Điều 7 Quy chế Bảo vệ môi trường trong việc tìm kiếm, thăm dò, phát triển mỏ, khai thác, tàng trữ, vận chuyển chế biến dầu khí và các dịch vụ liên quan ban hành kèm theo Quyết định số 395/1998/QĐ-BKHCNMT ngày 10 tháng 4 năm 1998 của Bộ trưởng Bộ Khoa học Công nghệ và Môi trường.

Điều 8. Báo cáo Kết thúc giếng

1. Người điều hành phải lập báo cáo về quá trình Kết thúc giếng khoan và giao nộp các tài liệu đó cho Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam trong vòng 21 ngày sau khi hoàn tất công việc.

2. Tất cả các số liệu và tài liệu liên quan đến công tác Kết thúc giếng, kể cả sơ đồ trạng thái thực tế của giếng sau khi kết thúc và các tài liệu thu được khi khảo sát lần cuối về đáy biển, mặt biển khu vực xung quanh giếng khoan phải được gửi kèm theo báo cáo kết thúc giếng.

Điều 9. Cắt đầu giếng bằng chất nổ

1. Ngoại trừ những trường hợp đặc biệt, Người điều hành phải dùng phương pháp cơ học để cắt, thu hồi đầu giếng.

Trường hợp đặc biệt cần phải áp dụn gppp cắt đầu giếng bằng chất nổ, Người điều hành phải trình phương án thực hiện để Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam xem xét trình Bộ Công nghiệp phê duyệt.

2. Khi dùng chất nổ để cắt đầu giếng và ống chống. Người điều hành phải tuyệt đối tuân thủ các quy định an toàn về sử dụng chất nổ và các quy định về an toàn, bảo vệ môi trường theo pháp luật Việt Nam và thông lệ quốc tế.

Chương 3:

CÔNG TÁC BẢO QUẢN GIẾNG

Điều 10. Các yêu cầu chung

Người điều hành phải đảm bảo rằng bất kỳ giếng khoan nào do mình quản lý khi cần bảo quản thì phải thỏa mãn các điều kiện sau:

1. Lòng giếng luôn ở trong điều kiện an toàn kể cả khi các thiết bị miệng giếng bị hư hại do sự cố hay bị loại bỏ, giếng sẽ duy trì được sự cách ly giữa các vỉa với nhau và các vỉa với bề mặt.

2. Đảm bảo khả năng tái sử dụng  lại giếng để khoan, nghiên cứu, khai thác, sửa chữa và các hình thức khác hoặc hủy bỏ giếng vào bất kỳ thời điểm nào một cách thuận lợi và an toàn nhất.

3. Giảm đến mức độ tối thiểu sự cản trở của các thiết bị đối với môi trường xung quanh.

Điều 11. Phân loại giếng khoan cần bảo quản

Căn cứ vào tình trạng giếng khoan vần bảo quản, các giếng được chia làm 3 loại:

Loại 1: Giếng khoan cần bảo quản lâu dài (từ 3 năm trở lên), bao gồm các giếng mà kết quả nghiên cứu cho thấy sử dụng khai thác đem lại hiệu quả kinh tế nhưng chưa có phương án sử dụng.

Loại 2: Giếng khoan cần bảo quản tạm thời (từ 1 đến 3 năm) gồm các giếng nằm trong phương án khai thác nhưng thuộc loại dự phòng.

Loại 3: Giếng bảo dưỡng ngắn hạn (dưới 1 năm), gồm các giếng đang sử dụng, tạm dừng hoạt động để sửa chữa hoặc chuẩn bị đưa vào sử dụng.

Điều 12. Bảo quản lòng giếng

1.Quá trình đặt các trang thiết bị hoặc gia cố nút bảo quản giếng phải đảm bảo sao cho có thể kiểm soát áp suất tích tụ bên dưới các nút trước khi tháo bỏ trong quá trình mở lại giếng.

2. Đối với các giếng khoan cần bảo quản loại 1, trong thời gian bảo quản phải kéo bộ cần khai thác ra khỏi miệng giếng và đặt các nút xi măng hoặc nút cơ học ngăn cách các khoảng vỉa đã mở. Phương pháp đặt nút tương tự như đã nêu tại các điều ở Chương III của Quy chế này.

3. Các giếng khoan cần bảo quản loại 2 được phép để bộ cần khai thác trong giếng như trạng thái đang khai thác. Trong thời gian bảo quản, giếng phải ở trạng thái đầy dung dịch bảo quản giếng.

4. Các giếng khoan cần bảo quản loại 3, được phép giữ nguyên toàn bộ trạng thái giếng nhưng các van phải được đóng kín và tháo hết tay xoay van (trừ các giếng sử dụng đầu giếng ngầm).

Điều 13. Dung dịch bảo quản giếng khoan

Người điều hành phải đảm bảo rằng khi có một phần hay toàn bộ giếng cần được bảo quản thuộc loại 1 và 2 thì giếng phải được đổ đầy dung dịch có tỷ trọng đủ đảm bảo khống chế được áp suất  vỉa tồn tại trong giếng khoan trước khi tiến hành các thao tác bảo quản giếng. Dung dịch bảo quản phải được xử lý chống ăn mòn thiết bị.

Điều 14. Bảo quản đầu giếng ngầm

1. Đối với các giếng có đầu giếng ngầm dưới biển, hệ thống cáp định hướng phải được cắt và thu hồi trước khi dời giàn khoan ra khỏi vị trí.

2. Phía bên trong đầu giếng của giếng khoan bảo quản hay hoàn thiện cần được xử lý chống ăn mòn và bên ngoài đầu giếng phải được bảo vệ tránh hư hỏng do va chạm và được trang bị các phương tiện cho phép xác định dễ dàng vị trí miệng giếng.

3. Để tránh nguy hiểm cho đầu giếng và cột hướng dẫn cũng như tầu bè và ngư dân khi qua lại, Người điều hành phải cắm phao tiêu báo hiệu cho các giếng khoan ngầm được bảo quản tại các vùng nước sâu dưới 20m.

Điều 15. Bảo quản các đầu giếng trên bề mặt

1. Các giếng khai thác bảo quản trên giàn cố định phải được lắp cây thông trên miệng giếng. Tất cả các tay van trừ van kiểm tra phải được tháo rời. Các đường ống nhánh, các áp kế giảm áp kiểm tra phải được tháo bỏ và phải có các bích mù, nút bịt lắp vào các đầu ống, chân áp kế. Trên miệng giếng phải gắn một biển hiệu kích thước 0,4 x 0,2 m, ghi tên mỏ, giếng, tên Người điều hành có trách nhiệm bảo quản, thời gian bắt đầu bảo quản, lý do và thời hạn bảo quản.

2. Các giếng khoan khai thác trên đất liền cần được bảo quản tương ự như các giếng nói tại khoản 1 Điều 26, ngoài ra các giếng khoan này còn được bảo vệ bằng một hàng rào chắn bằng bê tông cốt thép kích thước 4m x 4m x 2m, trên hàng rào phải gắn một biển hiệu kích thước 0,4m x 0,2m, ghi tên mỏ, giếng, Người điều hành có trách nhiệm bảo quản, thời gian bắt đầu bảo quản và thời hạn bảo quản giếng.

Điều 16. Tần suất kiểm tra các giếng bảo quản

Người điều hành có trách nhiệm kiểm tra các giếng đang được bảo quản với các tần suất như sau:

- Hàng năm đối với các giếng cần bảo quản loại 1.

- Hàng quý đối với các giếng cần bảo quản loại 2.

- Hàng tháng đối với các giếng cần bảo quản loại 3.

Điều 17. Thời hạn bảo quản

Người điều hành có trách nhiệm đưa giếng cần bảo quản lâu dài vào khai thác hoặc hủy bỏ giếng trong thời hạn sáu (06) năm kể từ ngày bảo quản, trờ khi được Bộ Công nghiệp cho phép gia hạn bảo quản giếng.

Chương 4:

CÔNG TÁC HỦY BỎ GIẾNG

Điều 18. Yêu cầu chung

Công tác hủy bỏ giếng phải đảm bảo các yêu cầu sau:

1. Sau khi giếng được hủy bỏ phải đảm bảo duy trì được tính toàn vẹn của lòng giếng, không để xảy ra tình trạng lưu thông các chất lưu  giữa các thành hệ với nhau hoặc với bề mặt đáy biển, mặt nước hoặc đất liền khi thiết bị đối áp  hoặc cây thông đầu giếng đã được tháo dỡ hoặc di dời.

2. Sau khi hoàn tất công tác hủy bỏ giíeng thì khu vực đáy biển hoặc bề mặt xung quanh vị trí 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.

Điều 19. Cắt, thu hồi ống chống, đầu giếng

1. Người điều hành không được thu hòi bất kỳ một ống chống nào đã thả trong lòng giếng trừ trường hợp đã được Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận bằng văn bản và quy trình thu hồi phải được tiến hành phù hợp với các quy định của Quy chế này.

2. Tất cả các đầu giếng phải được cắt và thu hồi. Chiều sâu cắt tối thiểu là 3m bên dưới mặt đát hoặc dưới đáy biển, trường hợp đặc biệt phải có văn bản gửi Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam xem xét quyết định.

3. Khi cắt ống phải lưu ý các điểm sau:

a/ Nếu đoạn gối lên nhau của hai cột ổng chống không được bơm trám xi măng thì cột ống chống bên trong có thể được cắt và thu hồi. Chiều sâu cắt ống căn cứ vào chiều cao cột xi măng trong khoảng vành xuyến, được xác định qua tài liệu đo địa vật lý giếng khoan.

b/ Nếu có khả năng tồn tại áp suất dư trong khoảng vành xuyến ngoài ống chống thì phải đục ống chống sát bên dưới đầu giếng đồng thời vẫn phải duy trì sự kiểm soát giếng bằng thiết bị đối áp trước và trong khi tiến hành cắt ống.

c/ Trước khi cắt ống, tỷ trọng dung dịch trong giếng khoan phải được hiệu chỉnh phù hợp với độ bền của địa tâng tại chân ống trước nó.

d/ Phải tiến hành việc cắt, thu hồi cho từng ống riêng biệt. Không tiến hành cắt, thu hồi hai (02) ông chống (hoặc nhiều hơn) trong cùng một lần cắt, ngoại trừ ống chống bề mặt.

Điều 20. Vị trí các nút trong đoạn giếng thân trần

1. Các vỉa chưa dầu khí, vỉa có áp suất dị thường hoặc vỉa gây mất dung dịch trong đoạn giếng thân trần phải được cách ly bởi các nút xi măng đặt phủ qua toàn bộ vỉa đó cộng với 50m phía trên nóc và 50m phía dưới đáy của chính vỉa đó (Phụ lục – hình số 1).

2. Nếu đoạn giếng thân trần có độ dài nhỏ hơn hoặc bằng 250m và đường kính nhỏ hơn 215,9mm (8-1/2inch) thì phải đặt nút xi măng từ đáy giếng lên cao hơn chân ống chống xâu nhất là 50m (Phụ lục – hình số 2).

3. Nếu đoạn giếng khoan thân trần dài hơn 250m (>250m) và các vỉa trong đoạn giếng đó không chứa dầu khí hoặc không có dị thường áp suất thì chỉ cần đặt một nút xi măng dài 100m bao trùm 50m phía trên và 50m phía dưới chân đế ống chống sâu nhất (Phụ lục – hình số 3).

4. Nếu đoạn giếng thân trần có áp suất dị thường hoặc có các vỉa chứa dầu khí mà có bộ khoan cụ, cần khoan, ống chống và các dụng cụ khác bị kẹt trong đó, thì các thiết bị nói trên phải được thu hồi để giải phóng đoạn giếng thân trần tới mức tói đa và thực hiện lấp, hủy bỏ đoạn giếng thân trần đó phù hợp với khoản 1 Điều 12 Quy chế này.

Điều 21. Vị trí đặt các nút trong đoạn giếng đã chống ống

1. Để đảm bảo cách lý đoạn giếng đã được chống ống với đoạn giếng thân trần, phải tiến hành đặt một nút xi măng cân bằng có chiều dài ít nhất 100m bao trùm 50m phía trên và 50m phía dưới chân óng chống sâu nhất (Phụ lục – hình số 4).

2. Trong trường hợp điều kiện lòng giếng khoan không cho phép cách ly một cách hiệu quả bằng nút xi măng cân bằng thì có thể theo một trong các phương pháp sau:

a/ Phương pháp sử dụng nút cơ học: Đặt một nút cơ học dưới chân ống chống trong phạm vi 50m và một nút xi măng có chìeu dài tối thiểu 100m phải được đặt ngay ở phía trên nút cơ học (Phụ lục – hình số 5).

b/  Phơng pháp sử dụng dụng cụ giữ xi măng: chân ống chống có thể được cách ly bằng cách đặt một dụng cụ giữ xi măng cách chân ống chống 50m, sau đó tiến hành bơm ép xi măng qua dụng cụ này. Thể tích vữa xi măng phải đảm bảo tạo thành một nút xi măng dài 100m bên dưới dụng cụ giữ xi măng, sau đó đặt một nút xi măng có chiều cao tối thiểu 15m bên trên dụng cụ giữ xi măng (Phụ lục – hình số 6).

c/ Nếu một nút xi măng được sử dụng để cách ly đoạn chông gối của đầu ống lửng với chân ống trước nó thì nút xi măng này phải có chiều dài tối thiểu 100m và được đặt 50m phía trên và 50m phía dưới điểm treo ống chống lửng (Phụ lục – hình số 7).

d/ Trong trường hợp chống ống qua vỉa muối hay cát chảy (vỉa chảy), để đề phòng ống chống bị bóp méo do vỉa chảy thì nút xi măng phải được đặt qua hết khoảng vỉa chảy để chống lại áp lực từ bên ngoài. nếu vỉa chảy dày trên 200m ít nhất phải đặt hai nút xi măng, một nút đặt qua ranh giới dáy và một nút đặt qua ranh giới nóc của vỉa chảy đó (Phụ lục – hình số 8).

Điều 22. Hủy bỏ đoạn giếng khoan đã được bắn mở vỉa

Nếu giếng đãd bắn mở vỉa thì các khoảng mở vỉa phải được cách ly tuần ự bằng các nút cơ học, hoặc bằng cả nút cơ học và nút xi măng nếu khoảng cách cho phép. Quá trình thi công phải được tiến hành theo một trong các phương pháp sau:

1. Phương pháp bơm xi măng thế chỗ: Đặt một nút xi măng cân bằng qua khoảng bắn và kéo dài 15 đến 30m bên trên và 15 đến 30 bên dưới khoảng bắn tới nút cơ học gần nhất (Phụ lục – hình số 9).

2. Phương pháp sử dụng nút cơ học: Các khoảng đã được bắn có thể được cách ly bằng cách đặt một nút cơ học (hoặc packer khai thác có nút bịt) trong phạm vi 15 đến 30m từ đỉnh khoảng bắn và một nút xi măng có chiều dài ít nhất 15m phải được đặt bên trên nút cơ học này (Phụ lục – hình số 10).

3. Phương pháp bơm ép xi măng: Để cách ly các vỉa có áp suất dị thường và ngăn ngừa dòng lưu thể lưu thông giữa các vỉa với nhau và phía sau ống chống, các khoảng bắn pảhi được bơm ép xi măng. Quá trình bơm ép phải được tiến hành bằng cách bơm xi măng vào khoảng đã bắn qua một dụng cụ giữ xi măng đặt phía trên khoảng bắn ít nhất 15m (Phụ lục – hình số 11a) hoặc bộ cần kết hợp với đối áp (Phụ lục – hình số 11b). Đồng thời, cần phải để lại ít nhất 25m xi măng trên bát kỳ dụng bơm ép nào để lại trong giếng.

Điều 23. Các biện pháp sửa đổi bổ sung

1. Đục ống và bơm ép: Để ngăn ngừa sự lưu thông của lưu thể giữa vỉa và các khoảng vành xuyến, ít nhất phải có 100m xi măng có độ bám tốt bên trong chân ống trước. Nếu không, ống chống trong cùng phải được đục lỗ tại chiều sâu 100m bên trên chân ống trước nó và thể tích vữa xi măng tương đương 100m vành xuyến phải được ép qua đoạn đục lỗ bằng dụng cụ giữ xi măng hoặc packer với áp suất không lớn hơn áp suất vỡ vỉa ((Phụ lục – hình số 12).

2. Đục ống và tuần hoàn: Nếu phương pháp bơm ép không thể tiến hành  do giới hạn áp suất an toàn cho phép của ống chống thì phải tiến hành đục tiếp ống chống bên trong ngay sát dưới chân ống chống trước đó và tiến hành bơm ép xi măng lên 100m của khoảng vành xuyến ngay bên trong đoạn vừa đục lỗ (Phụ lục – hình số 13).

3. Những điểm đục lỗ được miêu tả tại các khoản 1 và 2 Điều này sẽ được trám xi măng như quy định với các khoảng bắn trong điều 14.

Điều 24. Đặt nút trong trường hợp cắt ống

1. Khi cắt ống để thu hồi như quy định tại các khoản 2 và 3 Điều 11, các đầu ống chống đã cắt phải được cách ly theo một trong các phương pháp:

a/ Phương pháp nút xi măng thể chỗ: một nút xi măng cân bằng dài 100m sẽ được dùng cách ly đầu ống kéo ài với 50m bên dưới và 50 m bên trên đầu ống đã cắt (Phụ lục – hình số 14).

b/ Phương pháp bơm ép xi măng: đặt một dụng cụ giữ xi măng trong ống chống lớn hơn tại khoảng 50m bên trên đầu ống chống đã được cắt và tiến hành bm ép xi măng qua dụng cụ bơm ép. Thể tích vữa xi măng phải đảm bảo làm đầy 100m ống chống phía dưới dụng cụ bơm ép (50m bên trong và bên trên đầu ống chống đã được cắt và tiến hành bơm ép xi măng qua dụng cụ bơm ép. Thể tích vữa xi măng phải bảo đảm làm đầy 100m ống chống phía dưới dụng cụ bơm ép (50m bên trong và bên trên đầu ống  chống đã được cắt) và 15m bên trên dụng cụ giữ xi măng (Phụ lục – hình số 15).

2.Trước khi cắt và thu hồi ống chống bề mặt và ống dẫn hướng, phải đặt một nút cơ học trong ống bề mặt tại chiều sâu 200m bên dưới đáy biển đối với các giếng khoan ngoài khơi hoặc dưới bàn rô to đối với các giếng khoan trên đất liền. Một nút xi măng bề mặt dài 100m được đặt trên đỉnh nút cơ học đó.

3. Với các giếng khoan trên đất liền, đầu ống bề mặt và ống dẫn hướng đã cắt phải được đổ đầy xi măng và nền giếng khoan cần được san phẳng để trả lại trạng thái tự nhiên ban đầu và tại vị trí giếng phải cắm một tấm biển hiệu bằng thép kích thước 0,4m x 0,2m ghi rõ tên mỏ, tên giếng khoan, tên Người điều hành quản lý và ngày tháng năm hủy bỏ giếng.

Điều 25. Yêu cầu về việc thử nút

1. Kiểm tra vị trí và thử tải nút xi măng:

a/ Phải đợi ít nhất là sáu (06) giờ để nút xi măng đông sau đó thả bộ dụng cụ xuống để xác định vị trí nút xi măng và sử dụng một tải trọng ít nhất 10 tấn để kiểm tra độ chính xác về vị trí đặt và chất lượng đông kết tủa của nút xi măng.

b/ Nếu nút xi măng bị đặt lệch khỏi vị trí dự kiến hoặc không chịu được tải trọng thử  thì phải đặt một nút xi măng khác thay thế sau đó phải tiến hành xác định lại vị trí  và thử tải của nút xi măng mới đặt này theo cách làm tại điểm a nêu trên.

2. Để khẳng định tình trạng cách ly đoạn giếng trần bên dưới chân ống chống sâu nhát, các nút xi măng và nút cơ học như đã nêu tại khỏan 2 và 3 Điều 12 phải được thử áp suất đến giá trị cao hơn áp suất thử độ tiếp nhận  của vỉa tại chân ống 3450 KPa (500psi) trong vòng 15 phút.

3. Nút xi măng và nút cơ học như dã nêu tại các khoản 1, 2, 3 và 4 Điều 13 cần phải được thử áp suất đến giá trị cao hơn so với áp suất thử độ tiếp nhận của vỉa tại chân ống chống 3450 KPa (500psi).

4. Nút xi măng và nút cơ học như đã nêu tại Điều 14 cần phải được thử áp suất đến giá trị cao hơn so với áp suất vỉa của khoảng đã thử vỉa 3450 KPA (500psi).

5. Nút xi măng như đã nêu trong khoản 1 Điều 16 cần được thử áp suất đến giá trị cao hơn so với áp suất thử độ tiếp nhận tại chân ống chống tiếp theo 3450 KPA (500psi).

6. Điều kiện để các nút đạt yêu cầu về thử áp suất là trong vòng 15 phút áp suất thử không giảm quá 10%.

Điều 26. Dung dịch dùng trong công tác hủy bỏ giếng

1. Khi có một phần hay toàn bộ giếng được hủy bỏ thì giếng phải được đổ đầy dung dịch có tỷ trọng đủ để đảm bảo khống chế được áp suất tồn tại trong thành hệ trước khi tiến hành các thao tác hủy bỏ giếng.

2. Dung dịch trong giếng khoan phải được xử lý để chống sự ăn mòn ống chống.

3. Đối với các đoạn giếng thân trần trước khi trám nút xi măng cần phải đặt một nút dung dịch đệm có độ nhớt cao để ngăn ngừa xi măng lắng xuống đáy giếng khoan.

Điều 27. Xi măng dùng để hủy bỏ giếng

Xi măng sử dụng để đặt bất kỳ nút xi măng nào trong giếng khoan có độ bền nén tối thiểu là 3000KPa sau khi đã đông cứng trong khoảng thời gian là (08) giờ.

Điều 28. Khảo sát đáy biển khi hủy bỏ giếng

Người điều hành phải đảm bảo rằng sau khi hủy bỏ một giếng khoan thì khu vực đáy biển xung quanh miệng giếng khoan phải được khảo sát cẩn thận để chắc chắn rằng toàn bộ các vật cản được dọn sạch. Các tài liệu khảo sát đáy biển lần cuối phải được gửi kèm theo báo cáo hủy bỏ giếng như quy định tại Điều 8 của Quy chế này.

Chương 5:

KIỂM TRA, THANH TRA VÀ XỬ LÝ VI PHẠM

Điều 29. Kiểm tra và thanh tra

Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam có quyền kiểm tra thường kỳ với tần suất theo như quy định tại Điều 27 của Quy chế này hoặc kiểm tra dột xuất các hoạt động của Người điều hành liên quan đến công tác hủy bỏ hoặc bảo quản giếng.

Trường hợp cần thiết, Bộ Công nghiệp có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam thành lập đoàn thanh tra để thanh tra, kiểm ta các hoạt động của Người điều hành liên quan đến công tác hủy bỏ hoặc bảo quản hiếng. Trong mọi trường hợp, Người điều hành phải tạo mọi điều kiện thuận lợi cho đoàn kiểm tra và thanh tra làm việc.

Điều 30. Giám sát thực hiện

Bộ Công nghiệp và Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm hướng dẫn và giám sát Người điều hành tuân thủ Quy chế này.

Điều 31. Quyền hạn của giám sát viên

Giám sát viên thường trực tại hiện trường do Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam chỉ định có quyền yêu cầu Người điều hành trình bày kế hoạch hủy bỏ  hoặc bảo quản giếng, có quyền giám sát việc thực hiện quá trình hủy bỏ hoặc bảo quản giếng tuân thủ Quy chế này.

Điều 32. Xử lý vi phạm

Người điều hành không tuân thủ các điều khoản của Quy chế này sẽ phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về các thiệt hại phát sinh, bị xử lý ở các mức phạt được quy định tại Luật dầu khí và các quy định hiện hành của pháp luật Việt Nam, đồng thời có nghĩa vụ thực hiện lại việc hủy bỏ giếng hoặc bảo quản giếng theo yêu cầu của Bộ Công nghiệp./.

PHỤ LỤC

LƯỢC ĐỒ MÔ TẢ CÔNG TÁC KẾT THÚC GIẾNG

Tiếng Anh (English)

MINISTRY OF INDUSTRY --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No. 37/2005/QD-BCN	Hanoi, 25 November 2005

DECISION

ON PROMULGATION OF THE REGULATION ON MAINTENANCE AND ABANDONMENT OF OIL AND GAS WELLS

MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE

Pursuant to the Oil and Gas Law dated 06 July 1993 and the Law on amendments and supplements to certain articles of the Oil and Gas Law dated 09 June 2000;

Pursuant to the Government’s Decree No. 48/2000/ND-CP dated 12 September 2000 on details of the enforcement of the Oil and Gas Law;

Pursuant to the Government’s Decree No. 55/2003/ND-CP dated 28 May 2003 on functions, missions, authority and organizational structure of the Ministry of Industry;

At the request of the Head of the Department of Energy, Oil and Gas

DECIDES:

...

...

...

Article 2. This decision takes effect 15 days after the date of publishing on the Official Gazette. Previous regulations contrary to this Decision shall be rendered null and void.

Article 3. Chief of the Ministry's Office, Chief of the Ministry's Inspectorate, heads of departments and bureaus of the Ministry, directors of provincial departments of industry, General Director of PetroVietnam and heads of relevant units shall be responsible for enforcing this Decision./.

REGULATION

MAINTENANCE AND ABANDONMENT OF OIL AND GAS WELLS
(Under the Decision No. 37/2005/QD-BCN dated 25 November 2005 by Minister of Industry)

Article 1. Objectives

This Regulation aims at protecting resources and natural structure of the earth’s entrails and precluding activities that create obstacles or disarray in marine environment and land during the progress of maintenance and abandonment of oil and gas wells.

...

...

...

This Regulation applies to activities of maintenance and abandonment of wells perforated or managed by operators, organizations or individuals (referred to as the Operators) during the exploration and exploitation of oil and gas in territories, exclusive economic zones and continental shelves of the Socialist Republic of Vietnam.

Article 3. Terminology

In this Regulation, the following words and phrases are construed as follows:

1. “Well maintenance” refers to the fortification of plugs and installation of devices inside the well to maintain the safety of the well in a defined length of time for later exploration, test and exploitation in favorable conditions.

2. “Cement retainer” is used during the high-pressure squeeze of cement to block the cement flow from moving upwards and downwards in the well. A cement retainer is a sealing tool made of metallic material(s). Though it is not retrievable, it can be perforated and dismantled.

3. “Temporary guide base” is made of steel and laid on the seabed to guide the bottom hole assembly and large-diameter directional pipes, to support underwater equipment and to anchor directional cables in case of subsea wellheads.

4. "Well abandonment” refers to the fortification of cement plugs, installation of bridge plugs, removal and retrieval of certain ducts in the well and eradication of impediments around the wellhead.

5. “Well intervention” refers to the partial or full maintenance or abandonment of an oil well or gas well.

6. “Annulus" refers to part(s) of the well, in which casing has been set and perforations are made to facilitate circulation between a formation and the shaft or among different casings.

...

...

...

8. “Bridge plugs" isolate the shaft and separate different voids where casing is set. They are made of metallic material(s) and rubber and can be easily perforated and dismantled.

9. "Vietnam Oil and Gas Group” (international trading name: “PETROVIETNAM”) is a state-owned corporation established by the government of Vietnam to carry out activities and engage in contracts with entities in the sector of oil and gas as per the Law on oil and gas.

10. “Emergencies” mean:

a/ Severe impacts caused by natural incidents or disasters such as lightning, storm, tornado or seism.

b/ Fire, explosion, accidents or breakdowns of the equipment or machinery, structural collapse or damage.

c/ Plague or quarantine

d/ Events or circumstances similar in nature to those stated above.

Article 4. Responsibilities of the operators for the quality of well intervention

Ministry of Industry’s endorsement of well intervention reports by the operators as per Article 8 of this Regulation shall not absolve the operators from their responsibilities for the quality of well intervention and resultant consequences for safety and environment if well intervention is proved to have not complied with this Regulation.

...

...

...

The operators must set up and include outline well intervention plan(s) in the perforation plan(s) of the entire field or each well that have not been exploited.

Chapter 2:

PROCEDURE FOR APPROVAL AND DETAILS OF WELL INTERVENTION PLANS

Article 6. Submission of a well intervention plan

The operators, before conducting a well intervention process, must submit the plan thereof to the Ministry of Industry for approval no later than five (05) working days prior to its commencement, except for emergencies.

Article 7. Details of a well intervention plan

A well intervention plan must include but is not limited to:

1. Reason(s) for well intervention

2. Summary of well drilling and completion, fundamental data on the well and its exploitation, excerpts from geological and well logging documents, assessment results of cement stones' bond to outer sides of exploitation casings and pressure at formations, and other written materials in connection with the well or well bores to be abandoned or maintained.

...

...

...

4. Methods for positioning of bridge plugs and cement plugs, including positioning manner(s), volume of cement slurry and of pump liquid, interval and depth of positions, test approach for pressure and load. Cutting method and depth of casing cuts for well abandonment must be specified.

5. Plan(s) for wellhead cleanup and survey prior to well intervention or relocation or dismantling of the oil platform.

6. Schedule for well intervention or periodic inspection plan(s) for maintained wells.

7. Environment protection reports as per Article 7 of the Regulation on environment protection regarding the search, exploration and development of fields, exploitation, storage and transportation of oil and gas, and relevant services under the Decision No. 395/1998/QĐ-BKHCNMT dated 10 April 1988 by the Minister of Science, Technology and Environment.

Article 8. Well intervention report

1. The operators must report the process of well intervention and submit resultant documents to Vietnam Oil and Gas Group in 21 days upon the completion of such process.

2. Such report must include all data and documents on well intervention, including the layout of actual conditions of the intervened well, and written materials acquired from final assessments of the seabed and sea surface around the well.

Article 9. Wellhead severing by explosive charge

1. The operators shall employ mechanical cutters to severe and retrieve wellheads, except for special circumstances.

...

...

...

2. When using explosive to severe wellheads and casings, the operators must adhere to, in a strict manner, the regulations on safe use of explosive and on environment safety and protect as per Vietnam’s laws and international practices.

Chapter 3:

WELL MAINTENANCE

Article 10. General requirements

The operators must assure that all wells under their management, when maintained, must meet these requirements:

1. The shaft is secured all the times even though the wellhead's devices are broken or removed. Formations are isolated from each other and from the surface.

2. The well can be reused for drilling, research, exploitation, repair or other activities or can be abandoned anytime in the easiest and safest manners.

3. Hindrance caused by devices to the surrounding environment must be reduced to the least extent.

Article 11. Classification of wells to be maintained

...

...

...

Class 1: Wells that require long-term maintenance (3 years or more), including those on which research shows economic benefits but exploitation plans are yet available.

Class 2: Wells that require temporary maintenance (from 1 to 3 years) including reserves planned for exploitation.

Class 3: Wells that require short-term maintenance (less than 1 year), including those in use, on hold, under repair or ready for exploitation.

Article 12. Shaft maintenance

1. The installation of devices or fortification of maintenance plugs must occur in such a manner that pressure accumulated under such plugs is moderated before they are removed upon well reopening.

2. Sucker rods in class 1 wells, when maintained, must be pulled out of the wellhead. Moreover, cement plugs or bridge plugs must be inserted to separate exposed formations. Plugging method shall be subject to Charter III of this Regulation.

3. Sucker rods in class 2 wells may remain inside in pumping position. Such wells, when maintained, must be filled with maintenance liquid.

4. Class 3 wells may remain entirely intact but valves must be sealed and all hand wheels must be remove (except for wells with subsea wellheads)

Article 13. Well maintenance liquid

...

...

...

Article 14. Subsea wellhead maintenance

1. Directional cables for the wells with subsea wellheads must be severed and retrieved before the displacement of the platform.

2. For maintained or completed wells, the inner side of the wellhead must be treated for anti-corrosive effect and the outer side must be protected against damage in case of collision. Devices must be set to locate the wellhead easily.

3. The operators must set up signal buoys subsea wells maintained in waters less than 20 meters deep, in order to protect wellheads, directional piles, traversing ships and boats.

Article 15. Maintenance of surface wellheads

1. A christmas tree must be installed on wellheads of the wells exploited and maintained under a fixed platform. All hand wheels except for check vale(s) must be removed. Branch pipes and low-pressure manometers must be discarded. Pipe ends and manometer legs must be fitted with blind flanges and plugs. The top of the wellhead must be mounted with a signboard (0.4m x 0.2m), which displays the name of the field and well, the full name of the operator responsible for maintenance, starting time of maintenance, reason(s) and duration of maintenance.

2. Wells on land shall be maintained in manners similar to those stated in Section 1 of Article 26. Furthermore, they shall be surrounded by a reinforced concrete barrier (4m x 4m x 2m), on which a signboard (0.4m x 0.2m) is mounted. Such signboard shall display the name of the field and well, the full name of the operator responsible for maintenance, starting time of maintenance, reason(s) and duration of maintenance

Article 16. Frequency of maintained well inspection

The operators shall be responsible for inspecting wells under maintenance on the following basis of time:

...

...

...

- On quarterly basis for class 2 wells.

- On monthly basis for class 3 wells.

Article 17. Duration of maintenance

The operators shall be responsible for exploiting or abandoning wells under long-term maintenance in six (06) years upon maintenance, unless approved by the Ministry of Industry for extension of well maintenance time.

Chapter 4:

WELL ABANDONMENT

Article 18. General requirements

Well abandonment must meet these requirements:

1. The shaft of an abandoned well must be maintained intact. In other words, fluids cannot circulate from one formation to another or to the seabed, water surface or land upon the removal or displacement of counter-pressure device(s) or the christmas tree on the wellhead.

...

...

...

Article 19. Severing and retrieval of casings and wellheads

1. The operators cannot retrieve any casing inserted into the shaft, unless otherwise permitted by PetroVietnam in writing. The process of retrieval, if permitted, must abide by this Regulation.

2. All wellheads must be severed and retrieved. The minimum length of the underground or subsea part severed shall be 3 meters. Special circumstances shall be reported in writing to PetroVietnam for its decisions.

3. Certain requirements for severing casings:

a/ If the overlapping section of two casings is not cemented, the inner casing can be severed and retrieved. The length of the cut is subject to the height of the cement columns in the tubing-casing annulus, as shown in well logging documents.

b/ If excess pressure likely builds up in tubing-casing annulus outside the casing, the casing most adjacent to the subsea side of the wellhead must be perforated and the well must be regulated by counter-pressure device(s) before and during the severing of casing(s).

c/ Before casing(s) is (are) severed, the density of the fluid inside the well must be adjusted according to the endurance limit of the strata under the casing before the casing severed.

d/ Each casing must be severed and retrieved separately. Two (02) or more casings cannot be simultaneously severed and retrieved, except for surface casings.

Article 20. Positions of plugs in openhole sections of a well

...

...

...

2. If the length of the openhole section is 250 meters or less and its diameter is less than 215.9 millimeters (8 to 1.2 inches), cement plugs must be located 50 meters, from the bottom of the well, above the shoe of the deepest casing (Annex - Picture 2).

3. If the length of the openhole section is more than 250 meters and formations in such section do not have oil or pressure anomaly, only one 100-meter-long cement plug shall extend to 50 meters above and below the shoe of the deepest casing (Annex - Picture 3).

4. If the openhole section bears abnormal pressure or has oil or gas formations, in which the bottom hole assembly, drill rod(s), casing(s) and other equipment are trapped, the devices enmeshed must be retrieved to extricate the openhole section to the maximum extent and to occlude and abandon such section according to Section 1, Article 12 of this Regulation.

Article 21. Positions of plugs in borehole sections with casings

1. In order to isolate the well’s sections with casing(s) from openhole sections, a balanced cement plug at least 100 meters in length shall be placed and extend to 50 meters above and 50 meters below the shoe of the deepest casing (Annex - Picture 4).

2. If the shaft’s conditions do not facilitate the use of a balanced cement plug, one of these methods may apply:

a/ Bridge plug: A bridge plug shall be placed under the shoe(s) of the casing(s) within 50-meter coverage and a 100-meter-long or longer cement plug shall be positioned immediately above the bridge plug (Annex - Picture 5).

b/ Cement retainer: The shoe(s) of the casing(s) may be isolated by placing a cement retainer in a 50-meter distance from the shoe(s) and squeezing cement through the retainer. The volume of the cement slurry must suffice to create a 100-meter-long cement plug under the cement retainer. Another cement plug at least 15 meters in height shall be placed on the cement retainer (Annex - Picture 6).

c) If a cement plug isolates the overlapping section of a liner's top from the shoe of the prior casing, such plug must be at least 100 meters in length and extend to 50 meters above and 50 meters below the liner's hanging point (Annex - Picture 7).

...

...

...

Article 22. Abandonment of wells with perforated formations

The entrance(s) to perforated formations must be isolated in succession by bridge plugs solely or, in permissible distances, with cement plugs. The process of isolation shall incorporate one of these methods:

1. Replacement by cement plug: A balanced cement plug is set in an annular space and extends from 15 to 30 meters above and below the space to the nearest bridge plugs (Annex - Picture 9).

2. Bridge plug: Annular spaces can be isolated by a bridge plug (or production packer with plug) extending to 15 to 30 meters from the top of the spaces and a cement plug at least 15 meters in length placed onto the bridge plug (Annex - Picture 10).

3. Cement squeezing: Cement shall be squeezed into annular spaces to isolate formations with abnormal pressure and to prevent fluids flowing through formations and under casings. A cement retainer placed at least 15 meters above the annular space (Annex - Picture 11a) or a rod set with counter-pressure device shall inject cement. Furthermore, at least 25 meters of cement must be retained in all squeezing tools left in the well.

Article 23. Remedial methods

1. Casing perforation and squeezing: At least 100 meters of well-bonded cement must be injected into the shoe(s) of front casing(s) in order to preclude the circulation of fluids through formations and tubing-casing annulus. An alternative solution is the perforation of the inner casing at the depth of 100 meters above the shoe of the casing in front of the perforated casing. A cement retainer or packer shall squeeze a sufficient volume of cement slurry covering 100 meters of the tubing-casing annulus into such perforation at a pressure level not exceeding the fracture pressure (Annex - Picture 12).

2. Casing perforation and circulation: If squeezing is not feasible due to the allowable safety limit of the casing, the inner casing must be perforated in additional position(s) most adjacent to and under the shoe of the prior casing and cement shall be squeezed in to cover a 100-meter area in the tubing-casing annulus inside the perforated section(s) (Annex - Picture 13).

3. Perforations as stated in Section 1 and 2 of this Article shall be cemented as defined for annular spaces in Article 14.

...

...

...

1. When casing(s) is (are) severed and retrieved according to Section 2 and 3 of Article 11, head(s) of the severed casing(s) must be isolated in one of these manners:

a/ Replacement by cement plug: a 100-meter-long balanced cement plug shall isolate the casing head and extend to 50 meters above and below the head of the severed casing (Annex - Picture 14).

b/ Cement squeezing: a cement retainer shall be placed in a larger casing and 50 meters above the head of the severed casing to inject cement. The volume of cement slurry must suffice to fill up 100 meters of the casing under the retainer (covering 50 meters inside and another 50 meters on the head of the severed casing) and 15 meters of the retainer (Annex - Picture 15).2. Before surface casings and directional pipes are severed and retrieved, one bridge plug shall be set inside surface casings, for offshore platforms, 200 meters under the seabed or, for land-based wells, under the rotary table. One 100-meter-long surface cement plug shall be placed on the bridge plug.

3. For onshore wells, heads of the surface casings and directional pipes severed must be filled with cement and the ground base of the well must be leveled out to restore the original ambiance. A steel signboard 0.4m x 0.2m shall be placed at the well and display the names of the field, the well and the operator(s) and the date of abandonment.

Article 25. Requirements for plug testing

1. Testing of location and load bearing of cement plugs:

a/ The test shall only occur at least six (06) hours after cement plugs harden up. Device(s) shall be dropped down to locate the plugs and a load of at least 10 tons shall be used to check the precision of location(s) and cement hardening quality.

b/ If cement plugs are located away from the planned positions or fail to bear the test load, they shall be replaced then locations and strength of new cement plugs shall be tested as stated above.

2. Cement plugs and bridge plugs as stated in Section 2 and 3 of Article 12 must undergo pressure test(s) at a pressure level 3459 KPa (500 psi) higher than the formation's tolerance test pressure at the casing’s shoe in 15 minutes. Such test(s) shall assert the isolation of openhole sections under the shoe of the deepest casing.

...

...

...

4. Cement plugs and bridge plugs as stated in Article 14 must undergo pressure test(s) at a pressure level 3450 KPa (500 psi) higher than the pore pressure of tested formations.

5. Cement plugs and bridge plugs as stated in Section 1 of Article 16 must undergo pressure test(s) at a pressure level that is 3450 KPa (500 psi) higher than the tolerance test pressure at the shoe of the following casing.

6. Test pressure must not decline by more than 10% in 15 minutes for the plugs to pass the test(s).

Article 26. Liquid for well abandonment

1. The well must be filled with a liquid whose density is adequate to moderate the pressure in formations prior to the process of partial or full well abandonment.

2. The liquid in the well must be treated to prevent casings from being corroded.

3. Openhole sections, before covered by cement plugs, must be installed with a plug made of a highly viscous buffer solution that avert the formation of cement deposit in the bottom of the well.

Article 27. Cement for well abandonment

Cement for well plugging, after having hardened up for eight (08) hours, must have the lowest compressive strength of 3000 KPa.

...

...

...

The operators must assure that the seabed surrounding the wellhead is prudently surveyed to have all obstacles removed after the abandonment of a well. Documents on the final seabed survey must be enclosed to the well abandonment report according to Article 8 of this Regulation.

Chapter 5:

INSPECTION AND SETTLEMENT OF VIOLATIONS

Article 29. Inspection

PetroVietnam shall be entitled to conduct periodic inspections as per Article 27 of this Regulation or ad-hoc inspections of the operators’ activities related to well abandonment or maintenance.

Ministry of Industry, when necessary, shall be responsible for leading and cooperating with PetroVietnam to form an inspection team to scrutinize the operators’ activities in connection with well maintenance or abandonment. In every circumstance, the operators must provide all supports to the inspection team’s works.

Article 30. Supervision

Ministry of Industry and PetroVietnam shall be responsible for guiding and supervising the operators’ compliance with this Regulation.

Article 31. Supervisor’s rights

...

...

...

Article 32. Settlement of violations

The operators in violation of this Regulation shall assume all liabilities for damage caused and incur penalties as per the Law on oil and gas and current regulations of Vietnam. Furthermore, they shall bear the obligation to re-perform the maintenance or abandonment of the well(s) at requests of the Ministry of Industry./.

ANNEX

WELL INTERVENTION DIAGRAM