Untitled BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI o0o BÀI TẬP NHÓM CHỦ ĐỀ Hệ thống tài khoá của ngành công nghiệp dầu khí Indonesia Giáo viên hướng dẫn Phạm Cảnh Huy Danh sách sinh viên[.]
TA IL IE U TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI C IE U O M H U IE U H U TA ST C O IL IE U H M U ST C O M o0o TA IL H IE U CHỦ ĐỀ: TA IL U ST BÀI TẬP NHÓM H IE U IE U IE HA NOI, 2022 TA IL H U ST C U O H M U ST C O M TA IL Giáo viên hướng dẫn: Phạm Cảnh Huy Danh sách sinh viên: Phạm Thị Anh- 20192269 Nguyễn Văn Giới- 20192276 Trần Lê Thành- 20192303 Nguyễn Thị Vân- 20192311 IL C O M U ST C O M TA IL Hệ thống tài khố ngành cơng nghiệp dầu khí Indonesia ST U TA ST C H U M BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TA ST C H U TA IL IE U M Giới thiệu tổng quan dầu khí cơng nghiệp dầu khí giới Dầu khí Khái niệm 1.1.2 Phân loại 1.1.3 Quy trình khai thác C O 1.1.1 Định vị dầu mỏ 1.1.3.2 Khoan 1.1.3.3 Khai thác thu hồi Công nghiệp dầu khí giới 1.2.1.1 Trữ lượng dầu thô Error! Bookmark not defined 1.2.1.2 Trữ lượng khí đốt Error! Bookmark not defined Tình hình khai thác khu vực 1.2.3 Nhu cầu sử dụng dầu khí khu vực 10 1.2.4 Tình hình xuất, nhập dầu khí khu vực 12 Giới thiệu ngành cơng nghiệp dầu khí Indonesia 17 ST Trữ lượng 17 2.2 Sản lượng khai thác 18 2.3 Sản lượng tiêu thụ 20 2.4 Sản lượng xuất, nhập 21 H U IE U TA IL Chính sách tài khóa Indonesia cơng nghiệp dầu khí 21 SKK Migas 22 3.1.2 BPH Migas 22 ST U Hệ thống tài khóa Indonesia ngành cơng nghiệp dầu khí 23 Khảo sát chung liệu dầu khí 23 3.2.2 Hợp đồng hợp tác chung (JCC) 23 3.2.3 Hợp đồng chia sẻ sản xuất (PSC) 27 IL IE U H 3.2.1 Cổ phần vốn chủ sở hữu-Dầu chi phí 30 3.2.3.2 Cổ phần vốn chủ sở hữu-Dầu 30 3.2.3.3 Cổ phần vốn chủ sở hữu-Khí 31 Thu hồi chi phí/thuế 33 3.2.4.2 Thuế gián thu 33 3.2.4.3 Chi phí Trụ sở 34 H M IE U O IL Chi phí nâng sau 34 ST IE U Thuế thu nhập 34 TA H U 3.2.4.5 U 3.2.4.1 3.2.4.4 M O C Thuế Hải quan 33 ST 3.2.4 TA 3.2.3.1 C M O C C 3.1.1 3.2 ST M Hệ thống quản lý 22 O 3.1 U TA IL 2.1 III IL IE C II M 1.2.2 U Trữ lượng O IL I EU H U 1.2.1 U H 1.2 TA IL IE U ST C O M 1.1.3.1 TA M 1.1 H U ST I TA ST C H U TA IL IE U M Thuế khấu trừ (WHT) 36 3.2.4.7 VAT 36 Giới thiệu tổng quan dầu khí cơng nghiệp dầu khí giới Dầu khí C O I 1.1 M Tóm tắt 37 H U ST IV 3.2.4.6 1.1.1 Khái niệm TA IL IE U ST C O M Theo Luật Dầu khí “Dầu khí” dầu thơ, khí thiên nhiên hydrocarbon thể khí, lỏng, rắn nửa rắn trạng thái tự nhiên, kể sulphur chất EU H U tương tự khác kèm theo hydrocarbon không kể than, đá phiến sét, bitum khống sản khác chiết xuất dầu 1.1.2 Phân loại Dầu thô tồn vô số dạng, thành phần định cách O TA IL ST IE C Viện Dầu mỏ Hoa Kỳ , thường viết tắt trọng lực API, so sánh tỷ trọng dầu thô với nước Trọng lượng API cao 10 có nghĩa dầu đặc nước U M Dầu thơ gọi nhẹ, trung bình nặng, dựa tỷ trọng Trọng lực U H TA IL I vận chuyển tinh chế Dầu thô phân loại theo hai đặc điểm: tỷ trọng hàm lượng lưu huỳnh TA IL IE U H U Trọng lượng API thấp 10 có nghĩa dầu đặc nước chìm Khi đề cập đến dầu, trọng lực API lớn 31,1 độ coi nhẹ Trọng lực API 22,3 độ 31,1 độ coi trung bình Trọng lực API từ 10,0 độ đến 22,3 Cơng thức tỉ trọng API: H U ST 141,5 − 131,5 𝑇ỉ 𝑡𝑟ọ𝑛𝑔 ST M C Dầu thơ gọi chua ngọt, dựa hàm lượng lưu huỳnh dầu chưa tinh chế Xác định hàm lượng lưu huỳnh dầu thô đánh O U TA IL ST IE C U O M 𝐴𝑃𝐼 = C O M độ coi nặng Cuối cùng, trọng lực API nhỏ 10,0 độ coi nặng U giá quan trọng chất lượng Lưu huỳnh phải loại bỏ tinh chế dầu thô IL IE U IL TA H U ST C IE U O H M Nếu không, thải vào khí quyển, gây nhiễm mưa axit Hơn nữa, hàm lượng lưu huỳnh cao dẫn đến xuống cấp kim loại sử dụng trình tinh luyện Khi làm việc với dầu thơ có chứa hydrogen TA ST C H U TA IL IE U M sulfide, nguy hiểm gây nguy hiểm cho hơ hấp Dầu thơ có hàm M H U ST C O M lượng lưu huỳnh lớn 0,5% coi có vị chua; 0,5% TA IL IE U ST C O Khí thiên nhiên hay khí đốt tồn hydrocarbon thể khí, khai thác từ giếng khoan, bao gồm khí ẩm, khí khơ, khí đầu giếng khoan khí cịn lại sau chiết EU H U xuất hydrocarbon lỏng từ khí ẩm Khí gồm loại: khí thiên nhiên khí đồng hành Khí thiên nhiên tồn hydrocacbon thể khí khai thác từ giếng khoan bao gồm O IE U H U TA IL ST IE C 1.1.3 Quy trình khai thác 1.1.3.1 Định vị dầu mỏ Các nhà địa chất học sử dụng khảo sát địa chấn để tìm kiếm cấu trúc địa chất tạo thành bể chứa dầu Các phương pháp "cổ điển" bao gồm việc tạo U M TA Khí đồng hành khí tự nhiên nằm vỉa dầu khai thác đồng thời với dầu thơ U H IL I khí ẩm, khí khơ TA IL vụ nổ lịng đất gần quan sát phản ứng địa chấn, cung cấp thông tin cấu trúc địa chất mặt đất Tuy nhiên, phương pháp "thụ động" mà lấy thông tin M từ sóng địa chấn tự nhiên sử dụng ST C O Các dụng cụ khác máy đo trọng lực từ kế sử dụng việc tìm kiếm dầu khí Chiết xuất dầu thơ thường bắt đầu việc đào giếng khoan tới H M U bể chứa ngầm Khi giếng dầu khai thác, nhà địa chất theo dõi từ giàn khoan Trong lịch sử Hoa Kỳ, số mỏ dầu có dầu dâng lên đến IE C U O bề mặt cách tự nhiên, hầu hết mỏ từ lâu sử dụng hết từ IL ST lâu, ngoại trừ số mỏ Alaska Thường nhiều giếng dầu (gọi giếng M U ST để trì tốc độ khai thác kinh tế 1.1.3.2 Khoan IE U IL TA H U ST C IE U O H Các giếng dầu tạo cách khoan lỗ dài vào trái đất với giàn khoan dầu Một ống thép (vỏ) đặt lỗ, để cung cấp cấu trúc chắn cho giếng khoan Sau lỗ tạo đế giếng để giúp dầu vào giếng IL M C nước, axit hỗn hợp khí khác vào hồ chứa để tăng trì áp suất bẻ O U TA đa phương) khoan vào bể chứa đó, để bảo đảm tốc độ khai thác có hiệu kinh tế Và số giếng (giếng thứ cấp) sử dụng để bơm nước, TA ST C H U TA IL IE U M khoan Cuối cùng, loạt van gọi "cây thơng noel" gắn vào phía trên, van điều chỉnh áp suất kiểm sốt dịng chảy O M 1.1.3.3 Khai thác thu hồi - Thu hồi dầu bản: H U ST C Trong giai đoạn thu hồi dầu bản, biến đổi bể chứa đến từ số chế tự TA IL IE U ST C O M nhiên Bao gồm: nước di chuyển dầu vào giếng dầu, mở rộng khí tự nhiên phía bể chứa, khí mở rộng ban đầu hịa tan dầu thơ, hệ thống hút nước trọng lực dầu di chuyển từ phần cao đến phần thấp bể chứa nơi có giếng khoan Tỉ lệ dầu thu hồi dược giai đoạn thường là 5-15% EU H U Trong áp lực ngầm hồ chứa dầu đủ để đẩy dầu lên bề mặt, tất cần thiết phải đặt van xết cách phức tạp miệng giếng U O M TA chúng biết đến hệ thống nâng nhân tạo - Thu hồi dầu bậc hai: IE C Trong suốt thời gian sử dụng giếng dầu, áp suất giảm có khơng có đủ áp suất U H IL I để kết nối tốt với mạng lưới đường ống dẫn dầu để lưu trữ xử lý Đôi bơm, máy bơm máy bơm điện chìm, sử dụng để đưa dầu lên bề mặt; H U TA IL ST ngầm để đưa dầu lên bề mặt Sau biến đổi bế chứa cách tự nhiên giảm đi, phương pháp thu hồi cấp hai áp dụng Nó dựa vào nguồn cung cấp lượng IE U bên truyền vào bể chứa hình thức bơm chất lỏng để tăng áp suất bể chứa, thay tăng cường hoạt động tự nhiên bể chứa cách M TA IL nhân tạo Kỹ thuật phục hồi cấp hai làm tăng áp suất bể chứa bơm nước, bơm lại khí nâng khí, nghĩa bơm khơng khí, cacbon dioxide số chất C O khí khác vào đáy giếng dầu hoạt động, giảm khối lượng riêng tổng thể IE C U O H M U ST chất lỏng giếng khoan Tỷ lệ thu hồi dầu điển hình từ hoạt động bơm nước khoảng 30%, tùy thuộc vào tính chất dầu đặc tính đá chứa Trung bình, tỷ lệ dầu thu hồi sau hai phương pháp cấp hai khoảng 35 đến 45% - Tăng cường thu hồi dầu: IL ST Phương pháp thu hồi dầu tăng cường, hay gọi phương pháp thu hồi dầu bậc M C Phương pháp thu hồi dầu nhiệt tăng cường kỹ thuật đốt nóng dầu, làm giảm độ nhớt khai thác dễ dàng Phun nước hình thức tăng cường thu O U TA ba, tăng tính di động dầu để tăng sản lượng khai thác M U ST hồi dầu nhiệt phổ biến nhất, thường thực qua nhà máy đồng phát Loại nhà máy đồng phát sử dụng tuabin khí để tạo điện nhiệt thải ST C IE U O H sử dụng để sản xuất nước, sau bơm vào bồn chứa Đây hình thức thu hồi sử dụng rộng rãi để tăng cường khai thác dầu thung lũng San IL IE U IL TA H U Joaquin, nơi mà khai thác loại dầu nặng, chiếm mười phần trăm TA ST C H U TA IL IE U M sản lượng khai thác dầu Hoa Kỳ Bơm lửa hình thức tăng cường thu hồi dầu, thay nước, sau phần dầu đốt nóng tiếp tục O M đốt nóng dầu xung quanh Đơi khi, chất hoạt động bề mặt (chất tẩy rửa) bơm vào để làm thay đổi độ H U ST C căng bề mặt nước dầu bể chứa, di chuyển lượng dầu mà không TA IL IE U ST C O M lại bể chứa dầu Một phương pháp khác để làm giảm độ nhớt bơm cacbon dioxide Phương pháp thu hồi dầu cấp ba giúp tăng thêm 5% đến 15% lượng dầu bể chứa thu hồi Trong số mỏ dầu nặng California, phun nước tăng EU H U gấp đơi chí gấp ba lần trữ lượng dầu lượng dầu thu hồi tối đa Ví dụ, xem mỏ dầu Midway-Sunset, mỏ dầu lớn California O IE C mức thấp, khai thác giảm bớt U M TA thuộc vào chi phí phương pháp khai thác mức giá dầu thô Khi giá cao, giếng trước khơng có lợi nhuận đưa trở vào sử dụng trở lại, U H IL I Phương pháp thu hồi dầu cấp ba bắt đầu phương pháp thu hồi dầu cấp hai không đủ để tiếp tục khai thác, dầu cịn đủ để khai thác có lãi Điều phụ H U TA IL ST Việc sử dụng phương pháp thu hồi dầu vi khuẩn phương pháp phục hồi bậc ba Sự pha trộn đặc biệt vi sinh vật sử dụng để xử lý phá vỡ IE U chuỗi hydrocarbon dầu, làm cho thu hồi dầu dễ dàng Nó tiết kiệm so với phương pháp thông thường khác Ở số tiểu bang Texas, có M TA IL ưu đãi thuế cho việc sử dụng vi sinh vật tăng cường thu hồi dầu 1.2 Cơng nghiệp dầu khí giới ST C O 1.2.1 Trữ lượng 1.2.1.1 Trữ lượng dầu thô Total Europe 16,6 Total CIS M 220,3 242,9 0,4% 1,2% 14,0% 96,0 320,1 323,4 0,2% 3,3% 18,7% 17,5 21,0 13,6 13,6 4,0% 0,1% 0,8% 67,0 58,4 120,1 144,2 146,2 - 0,2% 8,4% 362,4 659,6 696,7 765,9 835,9 -0,0% 1,0% 48,3% 53,4 58,7 92,9 124,9 125,1 0,1% 0,2% 7,2% 33,6 34,7 37,7 47,8 45,2 0,4% 0,3% 682,6 1000,9 1300,9 1636,9 1732,4 0,1% TA IL C ST IL IE U H U Total World 1,3% M 71,0 O 2020 O ST U 2009-19 C 26,3 Total Asia Pacific 2020 ST Total S & Cent America Total Africa 2020 U 236,5 Total Middle East 2010 H 101,0 Share IE U 123,3 Total North America U 2000 IE 1990 Growth rate per annum IL 1980 TA C O H M U Oil: Proved reserves in thousand million barrels 2,6% 100,0% TA ST C H U TA IL IE U M M 3500.0 Chart Title O 3000.0 C 2500.0 H U ST 2000.0 M 1500.0 TA IL IE U Total North Total S & Total Europe America Cent America 1980 Total CIS 1990 2000 Total Middle East 2010 Total Africa Total Asia Pacific 2020 TA IL H U ST IE C O M TA IL I - Nhận xét: Tổng trữ lượng dầu qua năm khu vực tăng khơng khơng liên tục Vẫn có năm giảm sản lượng so với năm trước Tốc độ tăng trưởng trữ lượng dầu năm 2020 khu vực giảm, trừ Africa tăng 0.1% Tốc độ tăng trưởng trữ lượng dầu từ 2009-19 khu vực tăng ngoại trừ Pacific giảm 0.3% 1.2.1.2 Trữ lượng khí Natural Gas: Proved reserves IE U Growth rate per annum Share 1990 2000 2010 2020 2020 2009-19 2020 Total North America 9,6 9,2 7,3 10,5 15,2 2,4% 4,7% 8,1% Total S & Cent America 2,8 5,5 6,8 8,1 7,9 0,5% 4,2% Total Europe 4,3 5,5 5,4 4,7 3,2 3,3% 3,7% 1,7% Total CIS 20,5 34,9 38,6 51,3 56,6 0,3% 2,2% 30,1% Total Middle East 24,0 36,8 58,3 77,8 75,8 0,1% 0,3% 40,3% Total Africa 5,7 8,2 11,9 14,0 12,9 13,8% 0,6% 6,9% Total Asia Pacific 4,0 8,3 13,5 16,6 1,3% 1,9% 8,8% 70,9 108,4 179,9 188,1 1,2% 1,2% 100,0% O C ST U H U IE 0,5% 138,0 IL IE U M IL TA H U ST C IE U O H M U ST C Total World O U TA 9,8 M 1980 IL TA IL M O C ST U EU H U 500.0 U H ST C O 1000.0 TA ST C H U TA IL IE U M O 250.0 M 300.0 Chart Title C 200.0 H U ST 150.0 M 100.0 TA IL IE U Total S & Total Europe Cent America 1980 1990 Total CIS 2000 Total Middle East 2010 Total Africa Total Asia Pacific 2020 TA IL ST IE C O M TA IL I - Nhận xét: Tương tự dầu, tổng chữ lượng khí qua năm tăng không đồng liên tục Vẫn có năm giảm so với năm trước Tốc độ tăng trưởng trữ lượng khí năm 2020 khu vực giảm ngoại trừ khu vực có tốc độ tăng trưởng tăng Middle East, Middle East 2.4%, 0.1% Từ năm 2009-19 có khu vực Europe có tốc độ tăng trưởng giảm -3,7% rate per 1995 2005 2015 2020 2020 Total North America 489.6 591.5 730.2 645.7 638.2 911.0 1060.0 -4.4% 5.9% 25.4% Total S & Cent America 226.3 191.8 192.6 300.1 374.7 398.4 300.3 -5.9% -1.7% 7.2% Total Europe 39.0 52.3 217.3 315.2 273.3 166.6 167.1 5.3% -3.1% 4.0% Total CIS 242.9 490.8 589.9 354.3 575.6 684.5 660.1 -8.5% 1.1% 15.8% Total Middle East 418.7 978.7 514.1 975.4 1222.5 1411.8 1297.3 -8.5% 1.8% 31.1% Total Africa 106.2 243.4 258.0 336.3 464.7 386.1 327.3 -18.7% -1.6% 7.9% Total Asia Pacific 44.9 189.0 289.4 352.3 382.9 399.8 353.1 -2.4% -0.7% 2737.6 2791.5 3279.1 3931.9 4358.1 4165.1 -7.2% 1.4% 100.0% 526.3 655.5 968.2 1007.1 954.5 1140.9 1281.4 -3.5% 4.0% 30.8% 1041.3 2082.0 1823.3 2271.9 2977.3 3217.2 2883.8 -8.8% 0.5% 69.2% ST U H U IE C O 2020 IL O C U 8.5% TA IL IE U H M O 1567.6 ST U H U IE M 1985 TA IL 1975 ST Share TA Growth annum 1965 Total World of which: OECD IL Oil: Production* 200919 C M O C ST U IE U H U 1.2.2 Tình hình khai thác khu vực Million tonnes U Total North America U H - M EU H U ST C O 50.0 TA ST C H U TA IL IE U M 687.8 1281.6 750.5 1294.7 1646.3 1719.8 1448.4 -12.5% 0.4% 34.8% Non-OPEC 879.8 1456.0 2041.0 1984.4 2285.6 2638.2 2716.7 -4.2% 2.0% 65.2% European Union # 34.5 32.9 36.1 37.7 42.1 26.1 19.3 -4.9% 0.5% C -4.4% H U ST M Oil: Production TA IL IE U ST C O 5000 4000 3000 EU H U M OPEC O Non-OECD 2000 1000 1985 1995 2005 2015 Total Europe Total CIS Total Middle East Total Africa U H Total S & Cent America M Total North America 2020 U 1975 O IE ST Total Asia Pacific H U Nhận xét: TA IL TA 1965 C IL I Tổng sản lượng sản xuất dầu qua năm khu vực tăng không IE U khơng liên tục có năm giảm sản lượng so với năm trước TA IL Tốc độ tang trưởng sản xuất dầu năm 2020 khu vực giảm, trừ O M Europe tang 5.3% Tốc độ tang trưởng sản xuất dầu hàng năm từ 2009-2019 North America, CIS, ST C Middle East tang 5.9%, 1.1%, 1.8% Còn khu vực S & Cent America, Europe, Africa, Asia Pacific giảm -1.7%, -3.1%, -1.6%, -0.7% H M U Trong tang nhiều North America (5.9%), giảm nhiều Europe U IE C O (-3.1%) Growth rate per annum 1985 1995 2005 2015 2020 2020 2009-19 Total North America 636.5 602.6 556.2 685.2 712.9 949.0 1109.9 -2.1% 4.0% 18.7 24.5 47.4 78.0 139.4 178.0 152.9 -11.5% 200.6 267.7 266.3 327.6 260.8 218.6 187.5 274.0 554.7 624.8 726.2 754.9 802.4 C U 4.0% -7.3% -2.5% 5.7% -6.8% 2.5% 20.8% H O M ST 28.8% 1.2% IE U IL TA U H U IE 104.9 ST Total Europe Total CIS 2020 M 1975 Share O 1970 Total S & Cent America IL TA Billion cubic metres C U IL ST Natural Gas: Production* TA ST C H U Total Africa 3.0 57.5 138.5 309.9 600.8 686.6 1.0% 11.5 50.6 87.3 170.1 208.0 231.3 -5.4% 15.1 35.5 106.9 208.3 372.0 560.0 652.1 Total World of which: OECD 976.1 1175.2 1640.9 2088.3 2758.0 3511.7 724.6 784.0 771.8 958.9 1062.8 1281.0 Non-OECD 251.5 391.2 869.2 1129.4 1695.2 93.0 163.1 156.8 147.5 129.2 17.8% 2.5% 6.0% -1.2% 4.0% 16.9% 3853.7 -3.3% 3.1% 100.0% 1478.5 -2.4% 3.2% 38.4% 2230.6 2375.2 -3.9% 3.0% 61.6% 84.3 47.8 -21.9% -6.3% 1.2% C O European Union # TA IL IE U ST C O M Total Asia Pacific EU H U 5.1% M 26.4 H U ST 10.3 TA IL IE U M Total Middle East Natural Gas: Production IL I 5000 TA 4000 1975 H U 1970 IE U Total North America Total CIS 1985 1995 2005 2015 Total S & Cent America Total Europe Total Middle East Total Africa TA IL ST 1000 IE C O 2000 U H M U 3000 2020 TA IL Total Asia Pacific M Nhận xét: ST C O Tổng sản lượng sản xuất khí qua năm khu vực tăng khơng khơng liên tục có năm giảm sản lượng so với năm trước U Tốc độ tang trưởng sản xuất khí năm 2020 khu vực hầu hết giảm trừ IE ST tang, trừ Europe giảm -2.5% IL C U O H M Middle East tang 1.0% Tốc độ tang trưởng sản xuất khí hàng năm từ 2009- 2019 hầu hết khu vựa M U TA 1.2.3 Nhu cầu sử dụng dầu khí khu vực 1985 1995 2005 2015 2020 Total North America 601.9 869.2 841.9 952.2 1121.7 1004.4 893.9 -13.4% 85.4 138.6 151.7 199.7 240.5 299.7 246.1 422.3 744.2 759.6 766.7 800.8 677.1 603.1 22.3% -10.5% 0.5% 6.1% -14.1% -0.5% 15.1% IE U H U 0.4% IL TA C O IE U H U ST Total Europe Share 2020 C 1975 ST 1965 M Million tonnes Total S & Cent America IL Growth rate per annum 2020 2009-19 O Oil: Consumption*