VIII Tham gia của PVEP ( a%= tỷ lệ tham gia của PVEP)
3.2.1 Quy trình đánh giá kinh tế, mối quan hệ giữa công tác đánh giá kỹ thuật kinh tế tại Tổng Công ty.
- kinh tế tại Tổng Công ty.
Liên quan đến việc thực hiện các Báo cáo đầu tư/ Báo cáo gia hạn/chuyển giai đoạn của các dự án dầu khí theo từng giai đoạn Thăm dò/ Thẩm lượng/ Phát triển/ Khai thác, theo quy định nội bộ của Tổng Công ty, Báo cáo phải đảm bảo các nội dung chính như sau:
- Mở đầu/giới thiệu chung (tổng quan Hợp đồng, mục đích lập báo cáo, căn cứ pháp lý)
47
- Công nghệ mỏ và ý tưởng phát triển khai thác - Đánh giá hiệu quả kinh tế dự án
- Kết luận và kiến nghị
Trên cơ sở nội dung yêu cầu của Báo cáo gia hạn/chuyển pha, Ban KH&QLDA sẽ chủ trì thực hiện các phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế/rủi ro của dự án. Sơ đồ dưới đây thể hiện quy trình các bước thực hiện, các thông số cần thiết mà các Ban chuyên môn PVEP cần tiến hành để có thể đánh giá hiệu quả kinh tế cho các dự án đầu tư thăm dò khai thác dầu khí.
Chi tiết các thông số cần thiết và các bước đánh giá tại hình 3.1.
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
Hình 3.1. Các bƣớc đánh giá hiệu quả kinh tế dự án dầu khí
Đánh giá tiềm năng dầu khí, đánh giá rủi ro các cấu tạo và chương trình
thăm dò thẩm lượng tiếp theo.
48
- Thời gian thực hiện: khoảng 7 ngày làm việc kể từ ngày nhận được đề cương Báo cáo và yêu cầu cho ý kiến từ Ban KH&QLDA.
- Các thông số kĩ thuật Ban TKTD cần đánh giá/cung cấp:
Trữ lượng dầu khí tại chỗ
Trên cơ sở lịch sử tìm kiếm thăm dò, vị trí địa lý và cơ sở dữ liệu, Ban TKTD sẽ phân tích, đánh giá và biện luận về đặc điểm địa tầng và cấu trúc địa chất trong khu vực (đặc điểm cấu trúc, lịch sử phát triển địa chất và đặc điểm địa tầng) và hệ thống dầu khí trong lô (tầng sinh, tầng chứa, tầng chắn, bẫy chứa, dịch chuyển).
Dựa vào các yếu tố trên và kết quả các nghiên cứu địa chất, địa vật lý cập nhật, Ban TKTD sẽ lựa chọn và tính toán các thông số đầu vào (thể tích đá chứa, tỷ lệ chiều dày hiệu dụng trên chiều dày vỉa chứa, độ rỗng hiệu dụng trung bình của vỉa chứa, đỗ bão hòa nước trong vỉa chứa, hệ số thể tích dầu/khí và hệ số nạp) để đánh giá/cập nhật tiềm năng dầu khí tại chỗ của các cấu tạo triển vọng trong lô. Các thông tin và số liệu thể hiện tại bảng 3.1 sau:
Các cấu tạo tiềm năng Đối tƣợng Trƣờng hợp dầu ( triệu thùng) Trƣờng hợp khí (tỷ bộ khối) Cao Trung bình Thấp Cao Trung bình Thấp Cấu tạo A Cấu tạo B … … … … Tổng cộng
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
49
Đánh giá rủi ro (POS) và xếp hạng các cấu tạo
Viê ̣c xếp ha ̣ng các cấu ta ̣o dựa vào h ệ số thành công của mỗi cấu tạo và trữ lượng tiềm năng của cấu tạo đó . Ở giai đoạn hiện nay việc đánh giá hệ số thành công của các cấu ta ̣o chỉ có tính chất đi ̣nh tính và tương đối giữa các cấu ta ̣o với nhau dựa vào các yếu tố đi ̣a chất chính là cấu trúc , tầng chứa, tầng chắn và bẫy , nguồn sinh, mức đô ̣ trưởng thành và dịch chuyển của hydrocarbon . Đánh giá rủi ro và xếp hạng các cấu tạo thể hiê ̣n tại bảng 3.2 sau:
Cấu tạo HIIP Sinh Chứa Chắn Cấu trúc Dịch chuyển POS Xếp hạng Cấu tạo A Cấu tạo B … … … …
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
Bảng 3.2. Đánh giá rủi ro và xếp hạng các cấu tạo
Đề xuất chương trình thăm dò – thẩm lượng tiếp theo
Dựa trên kết quả đánh giá/cập nhật tiềm năng dầu khí tại chỗ, Ban TKTD đề xuất Chương trình thăm dò – thẩm lượng tiếp theo (hình 3.2) cùng với chi phí thăm dò/ thẩm lượng (Ban TKTD chủ trì và các Ban CNM, Khoan, KH&QLDA phối hợp xem xét về chi phí).
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
50
Xác định hệ số thu hồi, số giếng khai thác và sản lượng khai thác hàng
năm:
- Chủ trì thực hiện: Ban CNM
- Thời gian thực hiện: khoảng 6 ngày làm việc kể từ khi nhận kết quả đánh giá/cập nhật tiềm năng dầu khí và kế hoạch thăm dò – thẩm lượng tiếp theo.
- Các thông số kĩ thuật Ban CNM cần xem xét đánh giá/cung cấp:
Hệ số thu hồi, trữ lượng thu hồi và số giếng khai thác
Căn cứ vào trữ lượng tiềm năng dầu khí tại chỗ và chương trình thăm dò – thẩm lượng tiếp theo của các cấu tạo tiềm năng, Ban CNM sẽ chủ trì phân tích, đánh giá về áp suất và nhiệt độ vỉa, đặc tính đá chứa và chất lưu, đặc tính kỹ thuật giếng khoan phát triển, từ đó, xác định lưu lượng đầu giếng, mật độ giếng, trữ lượng thu hồi, hệ số thu hồi và dự báo sản lượng khai thác đối với các cấu tạo tiềm năng chính được xem xét đưa vào phương án phát triển. Các thông tin và số liệu tối thiểu cần được cung cấp chi tiết ta ̣i bảng 3.3 dưới đây:
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
Bảng 3.3. Thống kê trữ lƣợng thu hồi dầu/khí và số lƣợng giếng khai thác từng phƣơng án Phƣơng án Cấu tạo/tầng sản phẩm Trữ lượng tại chỗ Hệ số thu hồi Trữ lượng thu hồi Số giếng
MMBbl/Bcf % MMBbl/Bcf Khai thác Bơm ép
PA 1 PA 2 PA 2 PA 3
51
Sản lượng các phương án khai thác
Dựa vào dự báo sản lượng khai thác đối với các cấu tạo tiềm năng chính được xem xét đưa vào phương án phát triển, tổng hợp sản lượng các phương án khai thác thể hiện tại bảng 3.4 sau.
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
Bảng 3.4. Tổng hơ ̣p sản lƣơ ̣ng khai thác các phƣơng án.
Xây dựng ý tưởng phát triển khai thác và ước tính chi phí
- Chủ trì thực hiện: Ban PTKT, ban Khoan
- Thời gian thực hiện: khoảng 7 ngày làm việc kể từ khi nhận kết quả về công nghệ mỏ.
- Các thông số kĩ thuật Ban CNM cần xem xét đánh giá/cung cấp:
Ý tưởng phát triển khai thác các phương án
Trên cơ sở các thông tin về lịch sử thăm dò dầu khí, vị trí địa lý, trữ lượng và tính chất dầu khí của các cấu tạo tiềm năng, điều kiện cơ sở hạ tầng hiện có trong khu vực, với tiêu chí giảm thiểu chi phí đầu tư và rút ngắn tiến độ triển khai dự án, Ban PTKT và Ban Khoan chủ trì phối hợp với các Ban CNM, KH&QLDA đưa ra các ý tưởng phát triển khai thác để xây dựng lên các phương án phát triển khai thác đối với các cấu tạo tiềm năng chính được xem xét đưa vào phương án phát triển. Hệ thống thiết bị khai thác cho từng phương án bao gồm nhưng không
52
giới hạn các thiết bị sau (tùy từng phương án khai thác dầu/khí thiết bị có thể thay đổi):
- Giếng khai thác/giếng bơm ép; Giàn đầu giếng
- Hệ thống xử lý trung tâm (Giàn xử lý công nghệ trung tâm (CPP), Tàu FPSO, MOPU...)
- Hệ thống chứa dầu (Tank chứa của FPSO, FSO...) - Đường ống vận chuyển khí/xuất khí
- Đường ống vận chuyển dầu (đối với dự án onshore)
- Hệ thống đường ống nội mỏ (khai thác, gaslift, bơm ép nước..)
- Hệ thống cáp ngầm (các đường điều khiển, đường thông tin liên lạc, cung cấp năng lượng...)
- Subsea facilities (PLEM, đầu giếng ngầm...); Hệ thống neo của FSO/FPSO
Ước tính chi phí các phương án
Trên cơ sở các Mô hình hệ thống thiết bị đã được xây dựng cho từng phương án, chi phí phát triển khai thác mỏ được tính toán dựa trên các cơ sở sau:
- Dự trên cơ sở dữ liệu của Ban PTKT
- Tham khảo từ thực tế các dự án PVEP trực tiếp điều hành hoặc tham gia - Tham khảo phần mềm Que$tor Offshore
Ban PTKT chủ trì phối hợp với các Ban Khoan, CNM, TKTD và KH&QLDA xem xét, rà soát ước tính chi phí các phương án. Ước tính chi phí các phương án được thể hiện tại bảng 3.5 sau:
53
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
Bảng 3.5. Tổng hơ ̣p chi phí ƣớc tính các phƣơng án
Đánh giá kinh tế/ rủi ro dự án
- Chủ trì thực hiện: Ban KH&QLDA
- Thời gian thực hiện: khoảng 5 ngày làm việc kể từ khi nhận được thông số đầu vào từ các ban chuyên môn.
- Các thông số đầu vào cần xem xét đánh giá/ thực hiện:
Đưa ra giả thiết các thông số đầu vào:
- Giá dầu: được xác định theo báo cáo kế hoạch SXKD hàng năm/kế hoạch 5 năm/ chiến lược của Tổng Công ty/ tham chiếu giá dầu Brent, WTI, Dubai... - Giá khí được xác định theo giá khí của khu vựa lân cận hoặc theo hợp đồng
mua bán khí.
- Tỷ lệ trượt giá dầu/khí, trượt giá chi phí.
- Thời điểm tính toán: thường giả định giá trị tính toán là quy về thời điểm hiện tại.
54 - Hệ số chiết khấu.
Xây dựng mô hình kinh tế dựa trên các điều khoản hơp đồng:
Xác định các điều khoản hợp đồng:
Căn cứ vào hợp đồng, xác định các thông số tài chính phục vụ việc tính toán, đánh giá hiệu quả đầu tư:
- Tỷ lệ tham gia;
- Quy định về gánh vốn (nếu có)
- Cơ chế phân chia sản phẩm; Cơ chế thu hồi chi phí - Thuế và các loại phí
Các thông số được tổng hợp tại bảng 3.6 sau:
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
55
Xây dựng/cập nhật mô hình kinh tế
Dựa trên các thông số đầu vào cần thiết nêu trên, tùy thuộc vào quy định từng loại hợp đồng để xác định dòng tiền, xây dựng/ cập nhật mô hình kinh tế để đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án. Ví dụ dòng tiền của dự án được xác định như hình 3.3 dướ i đây.
Nguồn: Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí
Hình 3.3. Các bƣớc xác đi ̣nh dòng tiền dƣ̣ án
Đánh giá kinh tế, đưa ra các chỉ tiêu kinh tế của các phương án
Nội dung phân tích, đánh giá kết quả đánh giá hiệu quả đầu tư – rủi ro thăm dò bao gồm các hạng mục chính sau: