Tải bản đầy đủ

Quy trình tác nghiêp của tập đoàn dầu khí việt nam (petrovietnam)

QUY TRÌNH TÁC NGHIÊP CỦA TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM
(PETROVIETNAM)
1. Giới thiệu chung về Petrovietnam
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam là Công ty nhà nước được Thủ tướng Chính
phủ Việt Nam quyết định là Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên do
Nhà nước làm chủ sở hữu (tên giao dịch là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam) tại
Quyết định số 924/QĐ-TTg ngày 18-6-2010. Tên giao dịch quốc tế là
VIETNAM OIL AND GAS GROUP; gọi tắt là Petrovietnam, viết tắt là PVN.
Tại Quyết định số 190//QĐ-TTg ngày 29-01-2011, Thủ tướng Chính phủ
Việt Nam phê duyệt Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Dầu khí Việt
Nam. PVN có các chức năng, nhiệm vụ cơ bản sau:
-

Tiến hành các hoạt động dầu khí và ký kết các hợp đồng dầu khí với tổ
chức, cá nhân; tiến hành các hoạt động dầu khí theo quy định của Luật
Dầu khí; tổ chức quản lý, giám sát công tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác,
chế biên dầu khí trên cơ sở hợp đồng với các nhà thầu dầu khí, với công
ty con và với các tổ chức, cá nhân khác.

-


Trực tiếp sản xuất, kinh doanh vì mục tiêu lợi nhuận theo quy định của
pháp luật. Các quan hệ kinh tế phát sinh giữa PVN và các doanh nghiệp
khác trong Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam được thể hiện bằng hợp
đồng kinh tế

-

Đầu tư vào công ty con, công ty liên kết; chi phối công ty con theo quy
định của pháp luật và điều lệ này.

-

Thực hiện quyền và nghĩa vụ của chủ sở hữu phần vốn nhà nước tại công
ty con và công ty liên kết.

-

Xây dựng và tổ chức thực hiện kế hoạch phối hợp kinh doanh trong Tập
đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.

-

Thực hiện những công việc khác mà Nhà nước trực tiếp giao cho PVN và
theo các quy định tại Điều lệ này.


Sơ đồ tổ chức của công ty:

2. Quy trình công tác tìm kiếm và thăm dò dầu khí của PVN
Hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam đã được bắt đầu từ
những năm 60 với sự giúp đỡ của chuyên gia Liên Xô (cũ). Từ đó đến nay, công
tác thăm dò khai thác (TD-KT) dầu khí đã và đang được triển khai khá mạnh
mẽ, đặc biệt là từ cuối những năm 80 (thời kỳ nền kinh tế Việt Nam bắt đầu mở
cửa), trong đó đầu tư nước ngoài đóng vai trò chủ yếu. Tính đến cuối năm 2008,
Việt Nam đã ký được 64 hợp đồng TD-KT dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam
(không tính Hợp đồng liên doanh giữa Chính phủ Việt Nam và Liên bang Nga).
Nhờ đó, đã đem lại nhiều thành quả rất đáng khích lệ cho sự phát triển của
ngành Dầu khí Việt Nam và ngân sách quốc gia, đã xác định được trên 80 phát
hiện dầu khí và đã đưa vào khai thác 17 mỏ với sản lượng ngày một tăng. Bài
viết này với mong muốn là tổng kết, đánh giá hoạt động đầu tư nước ngoài
trong TD-KT dầu khí tại Việt Nam trong các chặng đường đã qua, từ đó rút ra
các bài học kinh nghiệm về những thành công cũng như hạn chế để giúp cho các
nhà quản lý có các giải pháp phù hợp nhằm nâng cao hiệu quả cho hoạt động
này.


2.1. Vai trò đầu tư nước ngoài trong phát triển ngành Dầu khí Việt Nam
Đầu tư nước ngoài (ĐTNN) là hình thức hữu hiệu trong thu hút các
nguồn vốn, tiếp nhận chuyển giao công nghệ mới, công nghệ tiên tiến của các
nước, nâng cao trình độ người lao động, tạo công ăn việc làm, góp phần mở
rộng, thúc đẩy sản xuất trong nước và đóng góp cho ngân sách quốc gia cũng
như tạo phúc lợi kinh tế xã hội.
Từ khi đất nước được giải phóng, nền kinh tế Việt Nam không ngừng
phát triển, thu hút ngày càng nhiều tổ chức, cá nhân nước ngoài đầu tư vào Việt
Nam. Tính đến cuối năm 2008, Việt Nam đã thu hút hàng nghìn dự án ĐTNN
với tổng vốn đăng ký trên 150 tỷ USD (vốn thực hiện trên 50 tỷ USD), góp
phần không nhỏ trong phát triển kinh tế đất nước. Vài năm gần đây, làn sóng
ĐTNN đang tăng cao, năm 2007 vốn ĐTNN vượt ngưỡng 20 tỷ USD (tăng 8%
so với 2006, vượt tổng mức ĐTNN của cả 5 năm 2001-2005), đến năm 2008,
sau khi Việt Nam chính thức gia nhập Tổ chức thương mại thế giới (WTO) thì
mức độ thu hút vốn ĐTNN đã tăng đến mức kỷ lục, vốn đăng ký vượt ngưỡng
60 tỷ USD, trong đó vốn thực hiện gần 13 tỷ USD, gấp 3 lần so với năm 2007.
ĐTNN vào ngành Dầu khí luôn chiếm tỷ lệ khá cao, tính cho cả giai đoạn
1988-2008 ngành DK chiếm trên 17% về tổng vốn ĐTNN cả nước và chiếm
khoảng 4,6% về tổng số dự án ĐTNN cả nước.
Với đặc trưng cơ bản của ngành Dầu khí là nhiều rủi ro, nhu cầu vốn đầu
tư lớn, công nghệ cao nên hợp tác quốc tế luôn được Tập đoàn Dầu khí Quốc
gia Việt Nam (PVN) quan tâm đặc biệt nhằm chia sẻ rủi ro,thu hút vốn, công
nghệ và học hỏi kinh nghiệm... Theo đó, hợp tác với các nhà đầu tư nước ngoài
trong tất cả các lĩnh vực hoạt động của Ngành là một trong những phương châm
hàng đầu. Thực tế, trong thời gian hoạt động ĐTNN của PVN được triển khai
khá phong phú, đa dạng, đóng góp đáng kể cho sự phát triển của ngành Dầu khí.
Cụ thể:
Về số dự án và đối tác: Tính đến cuối năm 2008, PVN đã ký trên 80 hợp
đồng hợp tác đầu tư khác nhau, trong đó có 65 hợp đTD-KT dầu khí (chủ yếu


dưới dạng liên doanh, hợp đồng chia sản phẩm PSC, hợp đồng dầu khí PC, 01
hợp đồng hợp tác kinh doanh trong vận chuyển khí và 24 hợp đồng liên doanh
trong lĩnh vực hạ nguồn và dịch vụ. Các đối tác đầu tư phần nhiều là các công ty
quốc gia, đa quốc gia, có tên tuổi (BP, Statoil, Total, Talisman, Petronas, KNOC,
Chevron, KPI, Idemitsu...), có năng lực tài chính, kinh nghiệm trong các hoạt
động dầu khí.
Kết quả đạt được: Tổng vốn đầu tư của các dự án có vốn ĐTNN tính
đến cuối năm 2007 đạt khoảng 15 tỷ USD, trong đó lĩnh vực TD-KT chiếm trên
14 tỷ USD; đường ống khí 0,5 tỷ USD; hạ nguồn và dịch vụ khoảng 0,5 tỷ USD
(trong đó, vốn của các đối tác nước ngoài khoảng 9,6 tỉ USD, chiếm gần 69%).
PVN đã tiếp cận và nhận chuyển giao nhiều loại hình công nghệ mới, công nghệ
hiện đại, chủ yếu trong khoan, khai thác dầu khí; xây dựng công trình biển; xử
lý và minh giải tài liệu... Ngoài ra, đến nay đội ngũ cán bộ của PVN đã trưởng
thành khá nhanh chóng, đã có thể tham gia điều hành các dự án lớn, dự án trọng
điểm, thậm chí đã có thể tự lực trong TD-KT, vận chuyển khí, phát triển hộ tiêu
thụ khí (điện, đạm...).
2.2. Tình hình hoạt động ĐTNN trong TD-KT dầu khí tại Việt Nam
a. Tình hình ký kết các hợp đồng dầu khí
Trước năm 1975, chính quyền Sài Gòn đã từng ký các hợp đồng dầu khí
(HĐDK) nhưng chỉ dưới dạng tô nhượng.
Từ khi đất nước được giải phóng (năm 1975 đến nay, PVN (trước đây là Tổng
cục Dầu mỏ và Khí đốt) đã ký rất nhiều thỏa thuận dầu khí với các công ty dầu
khí thế giới để TD-KT dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam dưới các hình thức
sau:
- Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC)
- Hợp đồng dầu khí (PC)
- Hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC)
- Hợp đồng liên doanh (JV)


Điểm chung trong các hợp đồng này là PVN thay mặt Chính phủ ký HĐDK với
các nhà đầu tư để TD-KT dầu khí trên một phạm vi diện tích và khoảng thời
gian nhất định; PVN thay mặt nước chủ nhà quản lý, giám sát hoạt động của các
nhà thầu, có quyền phê duyệt: Chương trình công tác và ngân sách
(CTCT&NS), kế hoạch thẩm lượng phát triển và khai thác; các phương án kỹ
thuật; diện tích phát triển... Còn các nhà thầu được độc quyền TD-KT dầu khí
trong diện tích hợp đồng và có nghĩa vụ triển khai hoạt động dầu khí bằng chi
phí của mình, tự chịu rủi ro, an toàn và hiệu quả, phù hợp với thông lệ công
nghiệp Dầu khí quốc tế được chấp nhận chung.
Sự khác biệt giữa các hình thức hợp đồng chỉ là việc tổ chức điều hành và cơ
chế chia quyền lợi. Cụ thể:
- Về hình thức tổ chức điều hành:
Trong PSC và BCC, các bên nhà thầu cử ra nhà điều hành cho hợp đồng. Nhà
điều hành sẽ thay mặt các bên nhà thầu thực hiện các hoạt động TD-KT dầu khí
trong lô hợp đồng đã ký phù hợp với các quyết định của Ủy ban Quản lý
(UBQL). Còn trong PC, các bên nhà thầu đồng ý thành lập một công ty điều
hành chung (JOC), là một công ty trách nhiệm hữu hạn, đóng vai trò đại lý của
các bên nhà thầu trong việc thực hiện hoạt động dầu khí trong diện tích hợp
đồng, hoạt động với tư cách một người điều hành duy nhất thay mặt các bên nhà
thầu và phù hợp với các quyết định của UBQL và các điều khoản thỏa thuận
điều hành.
- Về cơ chế chia quyền lợi:
Đối với PSC và PC, các bên nhà thầu thực hiện nghĩa vụ thuế và chia sẻ
quyền lợi từ sản phẩm dầu/khí khai thác; còn theo BCC, các bên chia sẻ quyền
lợi từ doanh thu bán dầu/khí (nhà thầu nước ngoài được chia sẻ lỗ/lãi với công
ty mẹ của họ).
Giai đoạn 1988-2008, PVN đã ký được 65 hợp đồng dầu khí với các công
ty nước ngoài trong thăm dò và khai thác dầu khí tại Việt Nam, trong đó, PSC là
dạng HĐDK phổ biến nhất (55 hợp đồng, chiếm hơn 84,38% trong tổng số các


hợp đồng đã ký), thứ đến là dạng hợp đồng PC (9 hợp đồng, chiếm 14,06%) và
duy nhất có một hợp đồng BCC ký với nhà thầu ConocoPhillips năm 1996 để
TD-KT dầu khí tại bể Nam Côn Sơn.
Giai đoạn đầu của thời kỳ mở cửa nền kinh tế, số hợp đồng ký được tăng
lên liên tục, sôi động nhất là năm 1992 (có 10 hợp đồng được ký). Từ giữa đến
cuối những năm 90, số hợp đồng ký được giảm rõ rệt, một mặt do kết quả thăm
dò từ các hợp đồng đã ký cho thấy tiềm năng dầu khí của Việt Nam là hạn chế,
mặt khác đây cũng là thời kỳ giá dầu thô thế giới hạ thấp kỷ lục (dưới 10
USD/thùng vào năm 1998).
Chính vào thời điểm giá dầu hạ, Chính phủ Việt Nam đã ban hành chính
sách ưu đãi, khuyến khích cho các hoạt động dầu khí ở vùng nước sâu, xa bờ
(Nghị định số 216/1998/NĐ-TTg ưu đãi về các nghĩa vụ và quyền lợi tài chính
cho nhà thầu), nhờ đó đã kéo hoạt động dầu khí sôi động trở lại trong những
năm 1999, 2000 (năm 2000 PVN ký được 6 hợp đồng). Tuy nhiên, với sự hạn
chế về tiềm năng nên các nhà thầu rất dè dặt trong việc mở rộng phạm vi thăm
dò, kết quả cả giai đoạn 2001-2005 trung bình mỗi năm chỉ ký được 1 hợp
đồng. Trong xu thế nguồn tài nguyên dầu khí cạn kiệt dần, giá dầu thế giới tăng
cao và có sự cải thiện về chính sách thu hút ĐTNN của Việt Nam, sự linh hoạt
của PVN nên từ 2006 đến nay số hợp đồng dầu khí đã tăng khá cao, mỗi năm ký
5-7 hợp đồng, trong đó phần nhiều là các hợp đồng áp dụng chính sách khuyến
khích đầu tư (toàn bộ số hợp đồng được ký năm 2008 đều là dự án khuyến
khích – TD-KT tại các vùng biển sâu, xa bờ).
Các HĐDK được ký tập trung nhiều ở 3 bể Sông Hồng, Cửu Long và
Nam Côn Sơn, trong đó Nam Côn Sơn là bể có nhiều HĐDK được ký nhất (24
hợp đồng), chiếm 37,5% tổng số hợp đồng, thấp nhất là hai bể Malay-Thổ Chu
và Phú Khánh.
b.Tình hình triển khai các HĐDK
Trong số 65 HĐDK đã ký có 41 hợp đồng còn hiệu lực, 24 hợp đồng hết
hiệu lực (chiếm 37%). Toàn bộ các hợp đồng hết hiệu lực đều là PSC và chủ yếu


do không có phát hiện dầu khí hoặc có phát hiện dầu khí nhưng không thương
mại. Trong số 41 hợp đồng còn hiệu lực (31 PSC, 9 PC và 1 BCC - Hình 3), có
20 hợp đồng đang trong giai đoạn thăm dò, 11 hợp đồng đang phát triển và
chuẩn bị phát triển, 9 hợp đồng đang khai thác (lô 15-1, lô 15-2, lô 01&02, lô
06-1, lô 11-2, 46-Cái Nước, lô PM3-CAA, lô 46/02 và lô 09-2). Tình hình triển
khai và kết quả đạt được từ các hợp đồng được thể hiện như sau:
Tình hình thực hiện các cam kết trong giai đoạn thăm dò
Nhìn chung, trong các HĐDK, Nhà Điều hành đều nghiêm túc thực hiện
khối lượng công việc bắt buộc, hầu hết là vượt so với cam kết cả về khối lượng
và tài chính. Trong số các hợp đồng đã hết giai đoạn thăm dò, chỉ có hai lô 111
và 115 là không hoàn thành cam kết công việc do không đủ năng lực về kỹ thuật
và tài chính (Nhà thầu Sceptre đã hoàn trả lô 111 và chịu nộp phạt 1 triệu USD,
nhà thầu IPL hoàn trả lô 115 và số tiền tương ứng với 1 giếng chưa hoàn thành).
Trong quá trình triển khai hoạt động thăm dò, nhà điều hành đã gặp phải rất
nhiều khó khăn, kể cả khách quan và chủ quan. Do đó, đa số các nhà điều hành
đều xin gia hạn ngay từ cuối giai đoạn 1 (giai đoạn bắt buộc) với thời gian
thường là 3 tháng, 6 tháng, 1 hoặc 2 năm cho mỗi lần gia hạn, nhưng phổ biến là
1 năm với lý do để có thời gian hoàn tất khối lượng công việc đã cam kết.
Các nghĩa vụ tài chính khác như phí đào tạo, tiền hoa hồng các loại đều
được các nhà thầu thực hiện đầy đủ. Đồng thời, đã chuyển giao toàn bộ mẫu vật,
báo cáo cho Petrovietnam theo các quy định cụ thể của từng hợp đồng.
Tính đến cuối năm 2007, các nhà thầu dầu khí đã thu nổ được khoảng
240.455km địa chấn 2D và 33.633km2 địa chấn 3D. Do kết quả thu nổ 3D đem
lại độ chính xác cao hơn nên đã được các nhà thầu áp dụng ngày càng nhiều
(khối lượng thu nổ địa chấn 3D theo các năm ngày càng tăng nhanh hơn so với
khối lượng thu nổ địa chấn 2D).
Cùng với công tác thu nổ địa chấn, các nhà thầu đã khoan 737 giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng, khai thác và bơm ép nước với tổng chiều sâu giếng


khoan là 2.688.793m. Trong đó các giếng khoan tập trung nhiều nhất tại bể Cửu
Long (chiếm 36%) và ít nhất tại bể Sông Hồng (chiếm 14%).
Chi phí đã đầu tư
Chi phí thăm dò thẩm lượng: Tính đến 31/12/2007, chi phí thăm dò
thẩm lượng đã thực hiện tại các lô hợp đồng vào khoảng 3,8 tỷ USD, trong đó
tăng nhiều trong các năm gần đây và bể Cửu Long có chi phí lớn nhất (54%),
tiếp đến là bể Nam Côn Sơn (26%) và thấp nhất là bể Phú Khánh (2%) do mới
chỉ thực hiện trong các năm gần đây. Chí phí thực hiện theo năm và theo bể
trầm tích được minh họa qua Hình 5.
Chi phí phát triển-khai thác mỏ: Chi phí phát triển khai thác bắt đầu từ
năm 1994 tại mỏ Đại Hùng. Trước năm 2002 do chưa có nhiều hợp đồng có
hoạt động phát triển và khai thác nên tổng chi phí cho các hoạt động này chưa
cao. Từ năm 2002 đến nay, chi phí này tăng dần, cao nhất vào năm 2007 (đạt
1,8 tỷ USD).
Tính đến cuối năm 2007, tổng chi phí phát triển cho các lô hợp đồng tại
các bể trầm tích là 7,5 tỷ USD. Trong đó chi phí phát triển khai thác tại bể trầm
tích Nam Côn Sơn là lớn nhất (chiếm 69%), tiếp theo là bể Cửu Long và MalayThổ Chu.
Kết quả thăm dò khai thác
Gia tăng trữ lượng: Tính đến cuối năm 2007, bằng việc thựchiện một khối
lượng công việc khổng lồ với chi phí vốn trên 11 tỷUSD, các nhà thầu dầu khí
xác định được 73 phát hiện dầu khí với trữ lượng có thể thu hồi (2P)được đánh
giá vào khoảng 601 triệu m3 dầu và 694 tỷ m3khí.
Hầu hết các bể trầm tích tại Việt Nam đều được đánh giá là có tiềm năng
cả dầu và khí, riêng bể Sông Hồng có tiềm năng khí là chủ yếu và có hàm lượng
CO2 cao (trung bình khoảng 80%).
Sản lượng khai thác: Tính đến 31/12/2007, không kể mỏ Rồng và Bạch
Hổ thuộc lô 09.1 của Vietsovpetro, Việt Nam đã có 7 lô hợp đồng đang có hoạt
động khai thác với tổng hợp sản lượng khai thác cộng dồn lên đến gần 79 triệu


tấn dầu quy đổi, trong đó có khoảng 53 triệu tấn dầu thô,khoảng 1,4 triệu tấn
condensate và trên 24 tỷ m 3 khí. Doanh thu từ hoạt động dầu khí: Nguồn khí
thiên nhiên/đồng hành được khai thác/thu gom từcác mỏ được đưa vào bờ và
bán cho các hộ tiêu thụ trong nước,chủ yếu là các Nhà máy điện.
Còn dầu thô khai thác đều được xuất khẩu (riêng từ đầu năm2009 một
phần dầu thô sẽ được tiêu thụ nội địa, trước tiên là cho nhà máy lọc dầu Dung
Quất). Chỉ tính trong thời gian 6 năm (2002-2007), tổng doanh thu từ các lô hợp
đồng đã đạt trên 19 tỷ USD,trong đó phần thu của chính phủ là trên 6,5 tỷ USD
(dầu lãi cho chính phủ gần 1,8 tỷ USD và các loại thuế trên 4,7 tỷ USD).
Số liệu trên cho thấy trong tỷ lệ ăn chia của các lô hợp đồng, phần dầu
khí lãi của Chính phủ Việt Nam bình quân chiếm khoảng 9% doanh thu từ hợp
đồng, các loại thuế (thuế tài nguyên, thuế xuất khẩu dầu thô,thuế thu nhập
doanh nghiệp) vào khoảng 25%, theo đó, tỷ lệ lợi ích trung bình của Việt Nam
với vai trò là nước chủ nhà chiếm khoảng 34% trong các hợp đồng.
Kết quả cho PVN: Thông qua hoạt động của các HĐDK,PVN đã thu
được kết quả không nhỏ. Cụ thể: Không ngừng nâng cao năng lực của đội ngũ
cán bộ quản lý, cán bộ kỹ thuật và công nhân kỹ thuật - những người tham gia
trực tiếp vào các hoạt động TD-KT dầu khí. Từ chỗ ta phải lệ thuộc hoàn toàn
vào đối tác, dần từng bước đã tiếp cận và chủ trì các vị trí quan trọng trong quản
lý điều hành cũng như kỹ thuật. Đến nay PVN/PVEP đã đủ lực để tự đầu tư/điều
hành các lô hợp đồng dầu khí cả trong và ngoài nước.
Đồng thời, tiếp thu và nhận chuyển giao các công nghệ kỹ thuật tiến tiến
trong TDKT dầu khí như kỹ thuật khoan ngang,khoan thân nhỏ; các phương
pháp khai thác dầu khí bằng phương pháp tự phun, phương pháp gaslift; các giải
pháp kỹ thuật công nghệ nhằm gia tăng sản lượng khai thác như áp dụng các
phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng (bằng nứt vỉa thủy lực)…Phần lớn kết
quả đạt được từ hoạt động TD-KT dầu khí tại Việt Nam chính là từ hoạt động
của các HĐDK ký với các nhà ĐTNN (công tác tự đầu tư của Tập đoàn đã được
chú trọng song vẫn chiếm tỷ trọng rất nhỏ).


3. Một số phân tích từ kết quả triển khai các HĐDK
Trên cơ sở thống kê, tổng hợp các tài liệu đã có về quá trình triển khai các
HĐDK tại Việt Nam, tác giả có một số phân tích sau:
a. Về suất đầu tư khoan, thăm dò
Chi phí khoan: Theo số liệu thu thập được từ 275 giếng thăm dò thẩm
lượng (hầu hết cácgiếng đều được khoan thẳng đứng và khoan xiên) cho thấy
chi phí khoan trung bình là trên 10 triệu USD/giếng. Bể Malay-Thổ Chu (MLTC) có chi phí khoan cho 1 giếng là khá thấp (9,54triệu USD/giếng), các bể
Sông Hồng (SH), Cửu Long (CL) và Nam Côn Sơn (NCS) có mức chi phí trên
dưới 12 triệu USD/giếng.
Nếu tính chi phí trung bình theo mét khoan thì bể SH có đơn giá cao nhất
(5086 USD/m khoan),tiếp đến là bể CL (3462 USD/mkhoan) và thấp nhất là bể
NCS (2870 USD/m khoan).
Chi phí thăm dò một thùng dầu: Số liệu tính toán chi phí từ 44 hợp
đồng đã kết thúc giai đoạn thăm dò cho thấy trung bình chi phí thăm dò thẩm
lượng cho một thùng dầu quy đổi (kể cả chi phí rủi ro tại các lô nhà thầu hoàn
trả) khu vực bể CL là thấp nhất (khoảng 1 USD/thùng),trong khi đó tại khu vực
bể SH thì con số này lại rất cao, trên 3,4USD/thùng, khu vực bể NCS có chi phí
thấp hơn, khoảng 2,3USD/thùng.
Chi phí phát triển một thùngdầu: Kết quả tính toán chi phí đầu tư từ 7
mỏ đang khai thác cho thấy chi phí phát triển mỏ(CAPEX) cho một thùng dầu
quy đổi tại khu vực bể CL và bể NCS là khá thấp (trung bình 1,5USD/thùng),
còn tại khu vực bể ML-TC thì mức chi phí này lại rất cao, khoảng 2,97
USD/thùng. Điều này phần nào cho thấy điều kiện khai thác tại bể ML-TC là
khó khăn hơn.
Chi phí khai thác một thùngdầu: Cũng từ tết quả tính toán chi phí hoạt
động của 7 mỏ đang khai thác cho thấy chi phí khai thác (OPEX) cho một thùng
dầu quy đổi đối với dầu thô tại tất cả các bể khoảng trên dưới 4USD/thùng, còn


với khí thì thấp hơn (OPEX khai thác khí tại lô 06.1 chỉ vào khoảng trên
2USD/thùng dầu quy đổi).
b. Khả năng thành công trong thăm dò
Số hợp đồng dầu khí thành công ở Việt Nam có tỷ lệ khá cao. Tính đến
cuối năm 2007, trongsố 60 hợp đồng dầu khí đã đượcký có 36 hợp đồng đang
còn hiệu lực (60%). Trong số 36 hợp đồngcó hiệu lực, có 13 hợp đồng có phát
hiện dầu khí/ thương mại(chiếm 36% số hợp đồng đang hoạt động và 21,7% số
hợp đồng đã ký) và có 7 lô hợp đồng với 14 mỏ đang khai thác (lô PM3-CAA
có 7 mỏ đang được khai thác đồng thời). Con số này quả thực là cao, nó phản
ánh mức độ thành công lớn trong tìm kiếm thăm dò dầu khí tại Việt Nam.Theo
số liệu thu thập được từ trên 700 giếng thăm dò, tỷ lệ thành công (có phát
hiện/dấu hiệu dầu khí) trong khoan thăm dò tương đối cao, trung bình khoảng
30% (các khu vực khác trên thế giới có tỷ lệ thành công trung bình là 15-25%).
Trong bốn bể trầm tích đã có hoạt động khoan thăm dò, bể NCS có số lượng
giếng khoan nhiều nhất nhưng xác suất thành công chỉ đạt 21,05%, xếp sau là
bể CL và ML-TC. Mặc dù số lượng giếng được khoan tại hai bể này không phải
là lớn nhất nhưng lại có xác suất thành công cao, bể ML-TC trên 40% và bể CL
gần 36%.
c. Tiềm năng DK và khả năng khai thác
Trong tổng số 73 phát hiện,có 43 phát hiện là khí (chiếm trên60%). Đặc
biệt các phát hiện ở bể Sông Hồng đều là khí và nhiều phát hiện lại có tỷ lệ
CO2 quá cao, từ 60-93,5%. Các mỏ/ phát hiện dầu khí của ViệtNam phần lớn có
trữ lượng nhỏ đến trung bình và phân tán.
Theo số liệu thống kê của BP, đến cuối 2007, trữ lượng dầu khí xác minh của
Việt Nam đứng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á(sau Inđônêsia và
Malaysia),đứng thứ 29 trên tổng số 52 nước trên thế giới có tài nguyên dầu khí.
Về sản lượng khai thác,sản lượng khai thác dầu khí củaViệt Nam trong những
năm qua đã tăng lên đáng kể, đạt đến 16triệu tấn dầu thô/năm và trên 7
tỷm3/năm, tương đương 0,5% tổng sản lượng dầu thô và 0,2% tổngsản lượng


khí toàn thế giới. So với các nước trong khu vực, sản lượng khai thác của Việt
Nam đứng thứ 3 về dầu thô và thứ tư về sản lượng khí.
d. Một số khó khăn trong công tác TD-KT thời gian tới
Từ những phân tích trên và thực tế cho thấy bên cạnh những hành tựu đã
đạt được, hoạ tđộng TD-KT dầu khí tại VN vẫn đang phải đối mặt với không ít
khó khăn và thách thức. Cơ bản bao gồm:
- Về điều kiện địa chất, tựnhiên: Các phát hiện dầu khí có trữ lượng nhỏ
đến trung bình;diện tích cần mở rộng TD-KT chủ yếu nằm trong vùng nước sâu,
xa bờ, có điều kiện kinh tế - kỹ thuật khó khăn, có độ rủi ro cao,chi phí lớn; các
tiềm năng còn lại có xu thế khí lớn hơn dầu và phân bố không đều... điều đó làm
giảm tính hấp dẫn đối với các nhà ĐTNN.
- Về khả năng tiêu thụ khí: Hạ tầng cơ sở công nghiệp khí Việt Nam mới
đang phát triển, do vậy chưa kích thích đáng kể sự phát triển thị trường tiêu thụ
khí, đây là nguyên nhân làm các nhà ĐTNN nản lòng (đã có một số mỏ khí phải
kéo dài thời hạn giai đoạn thăm dò để chờ phát triển như PSC lô 11.2, B&48/95
và 52/97).
- Về môi trường pháp lý: Đã có nhiều đổi mới, thông thoáng hơn theo
hướng khuyến khích đầu tư song vẫn còn có sự thiếu thống nhất giữa các văn
bản luật về dầu khí đặc thù (Luật ĐTNN và Luật đấu thầu...); thủ tục hành chính
rườm rà, phê duyệt dự án chậm; chính sách thuế và lệ phí không ổn định, thay
đổi nhiều lần(như thuế xuất khẩu dầu thô),đánh chồng chéo thuế xuất khẩu dầu
thô lên thu hồi chi phí; các quy đinh tài chính trong hợp đồng chưa đủ linh hoạt,
chưa tính đến sự biến động lớn của giá dầu thô làm giảm quyền lợi nước chủ
nhà trong trường hợp giá tăng cao.
- Môi trường vĩ mô: Luôn có biến động lớn về giá (dầu thô, vật tư, thiết
bị) gây khó khăn trong kiểm soát chi phí; cạnh tranh quốc tế trong thu hút vốn
ĐTNN ngày càng gay gắt. Nhiều nước mở thêm diện tích TD-KT, mời nhà thầu
nước ngoài vào đầu tư với tiềm năng lớn hơn nước ta như các nước Trung


Đông, Nga, châu Mỹ La tinh, một số địa bàn mới như châu Phi… làm giảm tính
cơ hội là điểm đến cho các nhà đầu tư lớn vào Việt Nam.
4. Giải pháp khắc phục
- Nhằm phát huy những lợi thế vốn có, khắc phục phần nào những tồn tại như
đã nêu, tăng cường khả năng thu hút ĐTNN, góp phần đạt được định hướng đặt
ra của Tập đoàn trong hoạtđộng TD-KT dầu khí, tác giả xin có một số đề xuất
như sau:
- Đẩy mạnh công tác lưu trữ thông tin, quảng cáo để giới thiệu cho các nhà đầu
tư về những thành quả đã đạt được, sự thông thoáng trong luật pháp, mong
muốn và quyết tâm cải cách thủ tục hành chính của Việt Nam, năng lực của
PVN, tiềm năng dầu khí trong các lô còn mở,đồng thời giới thiệu việc PVN có
một cơ sở dữ liệu tương đối đầy đủ về kết quả hoạt động TD-KTdầu khí tại Việt
Nam (do Trung tâm tư liệu Dầu khí PAC quản lý và tổ chức khai thác).
- Chủ động và đẩy mạnh công tác khảo sát, điều tra cơ bản và nghiên cứu ở các
lô còn mở, vùng còn ít tài liệu/chưa được nghiên cứu làm cơ sở để lựa chọn
vùng có triển vọng, rủi ro thấp để đầu tư và hoạch định phương hướng TD-KT
dầu khí giai đoạn đến 2015 và định hướng sau năm 2015 phục vụ thiết thực cho
thu hút đầu tư nước ngoài vào TD-KT.
- Tập đoàn cần nghiên cứu để tham gia một tỷ lệ thích hợp ngay từ đầu trong
các đề án thăm dò để khích lệ nhà đầu tưyên tâm và mạnh dạn đầu tư.
- Đẩy mạnh phát triển thị trường bằng cách đầu tư phát triển cơ sở hạ tầng cho
công nghiệp khí, các dự án tiêu thụ khí để tạo điều kiện thuận lợi cho các nhà
đầu tư tích cực đẩy nhanh tiến độ đưa các mỏ khí đã thẩm lượng vào khai thác.
- Cải thiện hệ thống thủ tục hành chính, điều chỉnh/bổ sung để tạo sự thống nhất
và nhất quán trong các văn bản Luật liên quan đến hoạt động dầu khí.
- Nghiên cứu điều chỉnh chính sách ưu đãi mềm dẻo, linh hoạt, cạnh tranh với
các khu vực để thu hút ĐTNN vào TD-KT dầu khí tại các vùng triển vọng
thấp,nước sâu, xa bờ… Một vài hướng nghiên cứu nên tập trung là:


+ Phân định mức độ ưu đãi theo các cấp độ sâu mực nước biển khác nhau, ví dụ
mức dưới 1000m nước và trên 1000m nước;
+ Nghiên cứu đưa ra các quy định tài chính có thể linh hoạt áp dụng được với
những biến động lớn của thị trường mà vẫn đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu
tư và nước chủ nhà (chẳng hạn khi giá thiết bị vật tư tăng hoặc rủi ro địa chất
cao/mỏ nhỏ thì nhà đầu tư vẫn đảm bảo có được một khoản lợi nhuận nhất định,
nhưng khi giá dầu/khí tăng cao thì nước chủ nhà cũng được hưởng lợi nhuận
tương ứng với việc nhận được tỷ lệ phần thu cao hơn). Hiện tại, Malaysia đã
khá thành công trong giải quyết bài toán này.
Hy vọng rằng, các đề xuất trên đây sẽ góp phần nâng cao hiệu quả và tăng khả
năng thu hút ĐTNN vào TD-KT dầu khí tại Việt Nam. Đây là trách nhiệm
chung, không chỉ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với vai trò là người quản lý,
giám sát các HĐDK mà còn là trách nhiệm của Chính phủ và các Bộ, Ngành
liên quan.
Câu 2:
Quản trị tác nghiệp là một quy trình đồng bộ giúp công ty quản lý hoạt
động sản xuất, cung ứng sản phẩm dịch vụ của mình và hoàn thành mục tiêu
chung của tổ chức. Hoạt động quản trị tác nghiệp từ khâu thu mua nguyên vật
liệu, sản xuất, cung ứng sản phẩm đến quản lý hàng tồn kho đều đóng góp vai
trò quan trọng. Trong đó, một trong những hoạt động có ý nghĩa lớn đó là hoạt
động quản lý chất lượng và kiểm soát hàng tồn kho.
Trong chức năng kiểm soát hệ thống sản xuất có hai nội dung quan trọng
nhất là kiểm tra kiểm soát chất lượng và quản trị hàng tồn kho. Hàng dự trữ tồn
kho luôn là một trong những yếu tố chiếm tỷ trọng chi phí khá lớn trong giá
thành sản phẩm. Ngoài ra dự trữ không hợp lý sẽ dẫn đến ứ đọng vốn, giảm hệ
số sử dụng và vòng quay của vốn hoặc gây ra ách tắc cho quá trình sản xuất do
không đủ dự trữ nguyên liệu cho quá trình sản xuất hoặc sản phẩm hoàn chỉnh


không bán được. Hoạt động quản trị hàng dự trữ được đề cập đến với những mô
hình cụ thể ứng dụng cho từng trường hợp sao cho tìm được điểm cân bằng tối
ưu giữa chi phí tồn kho và lợi ích của dự trữ tồn kho đem lại. Quản trị hàng dự
trữ, tồn kho phải đảm bảo cả về mặt hiện vật và giá trị nhằm đảm bảo tối ưu,
không tách rời nhau hai luồng chuyển động giá trị và hiện vật. Những phương
pháp quản trị giá trị và hiện vật sẽ cho phép kiểm soát chặt chẽ lượng dự trữ tồn
kho trong từng thời kỳ.
Quản lý chất lượng trong sản xuất là một yếu tố mang ý nghĩa chiến lược
trong giai đoạn ngày nay. Để sản xuất sản phẩm ra với chi phí sản xuất thấp,
chất lượng cao đáp ứng được những mong đợi của khách hàng thì hệ thống sản
xuất của các doanh nghiệp phải có chất lượng cao và thường xuyên được kiểm
soát. Quản lý chất lượng chính là nâng cao chất lượng của công tác quản lý các
yếu tố, bộ phận toàn bộ quá trình sản xuất của mỗi doanh nghiệp. Trong quản lý
chất lượng sẽ tập trung giải quyết những vấn đề cơ bản về nhận thức và quan
điểm về chất lượng và quản lý chất lượng của các doanh nghiệp trong nền kinh
tế thị trường. Phân tích mục tiêu, nhiệm vụ, các đặc điểm, phạm vi và chức năng
của quản lý chất lượng trong sản xuất là cơ sở khoa học để các cán bộ quản trị
sản xuất xây dựng chính sách, chiến lược chất lượng cho bộ phận sản xuất. Một
yêu cầu bắt buộc đối với các cán bộ quản trị sản xuất là cần hiểu rõ và biết sử
dụng các công cụ và kỹ thuật thống kê trong quản lý chất lượng. Hệ thống công
cụ thống kê và kỹ thuật thống kê góp phần đảm bảo cho hệ thống sản xuất được
kiểm soát chặt chẽ và thường xuyên có khả năng thực hiện tốt những mục tiêu
chất lượng đã đề ra.
Hoạt động quản trị tác nghiệp là hoạt động mang tính tổng thể, tuy nhiên
hai chức năng bên trên của quản trị tác nghiệp thực sự mang lại nhiều ý nghĩa
và là khâu không thể thiếu để hoàn thiện một doanh nghiệp sản xuất trong thời
đại kinh tế thị trường ngày nay.




Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Tải bản đầy đủ ngay

×

×