Luật Đất đai 2024

Thông tư 17/2020/TT-BCT quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Số hiệu 17/2020/TT-BCT
Cơ quan ban hành Bộ Công thương
Ngày ban hành 17/07/2020
Ngày công báo Đã biết
Lĩnh vực Tài nguyên - Môi trường
Loại văn bản Thông tư
Người ký Trần Tuấn Anh
Ngày có hiệu lực Đã biết
Số công báo Đã biết
Tình trạng Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG
-------

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------

Số: 17/2020/TT-BCT

Hà Nội, ngày 17 tháng 7 năm 2020

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VỀ BẢO QUẢN VÀ HỦY BỎ GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ

Căn cứ Luật Dầu khí ngày 06 tháng 7 năm 1993; Luật Sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Dầu khí số 19/2000/QH10 ngày 09 tháng 6 năm 2000; Luật Sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Dầu khí số 10/2008/QH12 ngày 03 tháng 6 năm 2008;

Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Nghị định số 95/2015/NĐ-CP ngày 16 tháng 10 năm 2015 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Dầu khí;

Căn cứ Nghị định số 33/2013/NĐ-CP ngày 22 tháng 4 năm 2013 của Chính phủ ban hành Hợp đồng mẫu của Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí;

Căn cứ Quyết định số 04/2015/QĐ-TTg ngày 20 tháng 01 năm 2015 của Thủ tướng Chính phủ quy định về quản lý an toàn trong hoạt động dầu khí;

Căn cứ Quyết định số 49/2017/QĐ-TTg ngày 21 tháng 12 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ về việc thu dọn các công trình, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí;

Theo đề nghị của Vụ trưởng Vụ Dầu khí và Than;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định việc tiến hành các hoạt động bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí với mục đích bảo vệ tài nguyên, môi trường và cấu trúc tự nhiên của lòng đất, ngăn ngừa các hành vi dẫn đến việc tạo thành những vật cản hay những xáo trộn về trạng thái của môi trường biển cũng như trên đất liền.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Thông tư này được áp dụng đối với:

1. Người điều hành, Liên doanh dầu khí và tổ chức, cá nhân (sau đây gọi chung là Người điều hành) thực hiện các hoạt động bảo quản và hủy bỏ giếng khoan trong quá trình tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ và khai thác dầu khí trong phạm vi lãnh thổ đất liền, đảo và quần đảo, nội thủy, lãnh hải, vùng tiếp giáp lãnh hải, vùng đặc quyền kinh tế và thềm lục địa thuộc chủ quyền, quyền chủ quyền và quyền tài phán quốc gia Việt Nam, được xác định theo pháp luật Việt Nam và điều ước quốc tế mà Việt Nam là thành viên.

2. Các tổ chức, cá nhân có liên quan đến các hoạt động bảo quản và hủy bỏ các giếng khoan dầu khí.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này những từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

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

2. Chương trình khoan là tài liệu do Người điều hành lập bao gồm các nội dung liên quan đến phương án, giải pháp kỹ thuật, tiến độ và kế hoạch kết thúc giếng sơ bộ để triển khai thi công một hoặc nhiều giếng khoan của mỏ, lô dầu khí.

3. Dụng cụ giữ xi măng là dụng cụ được sử dụng trong quá trình bơm ép xi măng áp suất cao để ngăn 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 hoặc vật liệu phù hợp có thể khoan phá được.

4. Hủy bỏ giếng là việc thu hồi các thiết bị lòng giếng, 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 (nếu có) xung quanh miệng giếng, đầu giếng.

5. Kế hoạch kết thúc giếng sơ bộ là tài liệu về phương án dự kiến kế hoạch hủy bỏ hoặc bảo quản một giếng hoặc một phần của một giếng khoan dầu khí được Người điều hành lập trong chương trình khoan.

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

7. Kế hoạch kết thúc giếng là tài liệu do Người điều hành lập trước khi triển khai kết thúc giếng.

8. 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.

9. 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 thân giếng khoan. Vị trí nút xi măng bao gồm chiều sâu và độ dài được xác định theo chiều dọc thân giếng khoan.

10. Nút cơ học là một dụng cụ để cách ly lòng giếng được làm 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.

Chương II

KẾ HOẠCH KẾT THÚC GIẾNG

Điều 4. Trình kế hoạch kết thúc giếng

1. Khi triển khai kết thúc giếng, Người điều hành phải trình kế hoạch kết thúc giếng trước thời hạn 05 ngày làm việc để Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, chấp thuận trước 02 ngày làm việc.

2. Đối với việc kết thúc các giếng khoan thuộc kế hoạch thu dọn các công trình, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí, trên cơ sở kế hoạch thu dọn các công trình, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí đã được Bộ Công Thương phê duyệt theo Quyết định số 49/2017/QĐ-TTg ngày 21 tháng 12 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ, Người điều hành trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam kế hoạch kết thúc giếng theo quy định tại khoản 1 Điều này.

3. Trong quá trình triển khai kế hoạch kết thúc giếng, Người điều hành phải phối hợp với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các Bộ, ngành, địa phương thực hiện thông báo kế hoạch kết thúc giếng theo quy định.

4. Trong chương trình khoan của cả mỏ, lô hoặc mi giếng khoan đơn lẻ, Người điều hành đều phải lập kế hoạch kết thúc giếng sơ bộ sau khi kết thúc khoan đối với các giếng chưa được đưa vào khai thác.

Điều 5. Nội dung của Kế hoạch kết thúc giếng

Kế hoạch kết thúc giếng phải bao gồm 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 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 và giữa các ống chống, áp suất vỉa, áp suất vỡ vỉa tại chân đế ống chống 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 góc phương vị.

4. Phương pháp đặt các nút cơ học và nút xi măng bao gồm quy trình đặt nút, loại vật liệu nút, 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 với giá trị thử cụ thể. Đối với các giếng phải hủy bỏ, cần nêu rõ phương pháp và chiều sâu cắt ống.

5. Kế hoạch thu dọn và khảo sát quanh khu vực miệng giếng khoan trước và sau 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. Kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu trên biển, sự cố hóa chất độc trên biển, các hoạt động bảo vệ môi trường biển theo quy định của pháp luật về bảo vệ môi trường và tài nguyên môi trường biển và hải đảo.

Điều 6. Báo cáo kết thúc giếng

1. Người điều hành phải nộp báo cáo về quá trình kết thúc giếng cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong thời hạn 30 ngày sau khi hoàn tất công việc.

2. Đối với các giếng được thực hiện kết thúc giếng ngay sau khi hoàn thành chương trình khoan giếng thì Người điều hành được phép lập báo cáo kết thúc giếng là một phần trong báo cáo tổng kết thi công giếng khoan.

3. Tất cả các 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 hiện trạng bề mặt, khu vực xung quanh giếng khoan phải được gửi kèm theo báo cáo kết thúc giếng.

4. Đối với các giếng thuộc kế hoạch thu dọn các công trình, thiết bị và phương tiện phục vụ hoạt động dầu khí, Người điều hành phải tuân thủ quy định tại Quyết định số 49/2017/QĐ-TTg ngày 21 tháng 12 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ.

5. Người điều hành phải chịu trách nhiệm về an toàn, môi trường và những hậu quả phát sinh đối với việc kết thúc giếng.

6. Người điều hành phải thông báo, cập nhật thông tin về giếng đã bảo quản và hủy bỏ cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Chương III

CÔNG TÁC BẢO QUẢN GIẾNG

Điều 7. Các yêu cầu chung về bảo quản giếng

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, trừ trường hợp các vỉa được khai thác đồng thời.

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

3. Hạn chế sự cản trở của các thiết bị đối với môi trường xung quanh.

4. Phải cắm phao tiêu báo hiệu đối với giếng khoan ngầm được bảo quản tại vùng nước có độ sâu nhỏ hơn 20 m nước.

Điều 8. Phân loại giếng cần bảo quản

Căn cứ vào tình trạng giếng, các giếng cần bảo quản 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 có thể sử dụng để 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 9. Bảo quản lòng giếng

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

2. Trong thời gian bảo quản các giếng khoan loại 1 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 theo quy định tại Chương IV Thông tư này.

3. Các giếng khoan 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 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 10. Dung dịch bảo quản giếng

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 luôn 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 11. Bảo quản đầu giếng ngầm

1. 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. Tại các vùng có chiều sâu mực nước biển nhỏ hơn 20 m, để tránh nguy hiểm cho đầu giếng và cột ống dẫn hướng cũng như tàu bè khi qua lại, Người điều hành phải cắm phao tiêu báo hiệu cho các giếng khoan ngầm được bảo quản.

Điều 12. 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 m 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 bảo quản và thời hạn bảo quản.

2. Các giếng khoan khai thác trên đất liền cần được bảo quản tương tự như các giếng tại khoản 1 Điều này, ngoài ra các giếng khoan này còn được bảo vệ bằng một hàng rào chắn bằng bê tông cốt thép kích thước 4 m (dài) x 4 m (rộng) x 2 m (cao), trên hàng rào phải gắn một biển hiệu kích thước 0,4 m 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 bảo quản và thời hạn bảo quản.

Điều 13. Kiểm tra các giếng bảo quản

1. Người điều hành có trách nhiệm kiểm tra các giếng đang được bảo quản bằng phương pháp, thiết bị phù hợp theo thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế nhằm phát hiện những bất thường tại khu vực giếng. Trường hợp phát hiện bất thường tại khu vực giếng, Người điều hành phải tiến hành xử lý để đảm bảo an toàn.

2. Người điều hành có trách nhiệm kiểm tra định kỳ các giếng đang được bảo quản như sau:

a) Hàng năm đối với các giếng cần bảo quản loại 1;

b) Hàng quý đối với các giếng cần bảo quản loại 2;

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

3. Đối với giếng bảo quản có đầu giếng ngầm, việc kiểm tra lần đầu đối với giếng cần bảo quản loại 1 và loại 2 là sau 1 năm kể từ ngày bảo quản. Trên cơ sở đánh giá mức độ rủi ro, Người điều hành có thể đề xuất lần kiểm tra tiếp theo là sau 2 năm kể từ lần kiểm tra thứ nhất. Trường hợp phát hiện bất thường, Người điều hành phải có biện pháp khắc phục và gửi báo cáo cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Bộ Công Thương.

4. Kết quả kiểm tra phải được thể hiện trong báo cáo hoạt động tương ứng của Người điều hành.

Điều 14. Thời hạn bảo quản

Người điều hành có trách nhiệm đưa giếng bảo quản loại 1 vào hoạt động hoặc hủy bỏ giếng trong khoảng thời hạn cho phép bảo quản nhưng không quá 6 năm kể từ ngày bảo quản. Thời hạn bảo quản này có thể được gia hạn khi Người điều hành chứng minh được việc gia hạn thỏa mãn các yêu cầu về an toàn, bảo vệ môi trường theo pháp luật Việt Nam và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.

Chương IV

CÔNG TÁC HỦY BỎ GIẾNG

Điều 15. Yêu cầu chung về công tác hủy bỏ giếng

1. 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 đất.

2. Sau khi hoàn tất công tác hủy bỏ giếng, 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 16. Cắt, thu hồi ống chống, đầu giếng, thiết bị lòng giếng

1. Người điều hành không được thu hồi ống chống đã thả trong giếng trừ trường hợp được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chấp thuận bằng văn bản.

2. Người điều hành phải áp dụng phương pháp cơ học hoặc thủy lực để cắt và thu hồi đầu giếng. Ống chống phải được cắt sát bên dưới mặt đáy biển tự nhiên và hệ thống đầu giếng phải được thu hồi, đảm bảo không còn phần nào nhô lên bề mặt đáy biển, không gây cản trở các hoạt động hàng hải, khai thác biển khác.

3. Đối với các giếng trên đất liền, chiều sâu cắt đầu giếng, ống chống tối thiểu là 3 m bên dưới mặt đất.

4. Khi cắt ống, Người điều hành phải lưu ý các điểm sau:

a) Nếu đoạn gối lên nhau của hai cột ống 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 xử lý triệt để trước khi tiến hành cắt ống bằng các biện pháp kỹ thuật gia cố bổ sung theo quy định tại Điều 20 Thông tư này;

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

5. Tất cả thiết bị lòng giếng phải được thu hồi. Trong trường hợp không khả thi về mặt kỹ thuật để thu hồi, phù hợp với các quy định về bảo vệ môi trường và bảo đảm an toàn trong quá trình thực hiện hợp đồng dầu khí, Người điều hành phải có phương án trong kế hoạch kết thúc giếng để Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, chấp thuận. Việc để lại các thiết bị lòng giếng đảm bảo tuân thủ khoản 1 Điều 15, Điều 22 và Điều 23 Thông tư này.

6. Việc để lại đầu giếng hay một phần ống chống phải thực hiện theo quy định tại Điều 23 Quyết định số 49/2017/QĐ-TTg ngày 21 tháng 12 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ.

Điều 17. Vị trí các nút chặn trong đoạn giếng thân trần

1. Các vỉa chứa 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 ít nhất là 50 m phía trên nóc và 50 m 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 250 m và đường kính nhỏ hơn 215,9 mm (8,5 inch) thì phải đặt nút xi măng từ đáy giếng lên cao hơn chân ống chống sâu nhất là ≥ 50 m (Phụ lục - hình số 2).

3. Nếu đoạn giếng khoan thân trần dài hơn 250 m (>250 m) và các vỉa trong đoạn giếng đó không chứa dầu khí hoặc không có áp suất dị thường thì chỉ cần đặt một nút xi măng dài ít nhất là 100 m bao trùm 50 m phía trên và 50 m 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, các thiết bị nói trên phải được thu hồi để giải phóng đoạn giếng thân trần tới mức tối đa và thực hiện lấp, hủy bỏ đoạn giếng thân trần đó phù hợp với khoản 1 Điều 18 Thông tư này.

5. Nếu đoạn giếng thân trần gây mất tuần hoàn vữa xi măng khiến cho việc đặt nút xi măng như đã nêu tại khoản 1, 2 và 3 Điều này không khả thi, Người điều hành phải đặt một nút cơ học trên chân ống chống sâu nhất trong phạm vi 50 m và một nút xi măng có chiều dài tối thiểu 100 m ở ngay phía trên nút cơ học (Phụ lục - hình số 3a).

Điều 18. Vị trí đặt các nút chặn trong đoạn giếng đã chống ống

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

2. Trường hợp điều kiện lòng giếng khoan không cho phép cách ly một cách hiệu quả bằng nút xi măng cân bằng, Người điều hành có thể thực hiện theo một trong các phương pháp sau:

a) Phương pháp sử dụng nút cơ học: Đặt một nút cơ học trên chân ống chống trong phạm vi 50 m và một nút xi măng có chiều dài tối thiểu 100 m và đặt ngay ở phía trên nút cơ học (Phụ lục - hình số 5);

b) Phương 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 50 m, 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 100 m bên dưới dụng cụ giữ xi măng, sau đó đặt một nút xi măng có chiều cao tối thiểu 15 m 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 chồng gối của đầu ống lửng với chân ống trước nó thì nút xi măng này phải có chiều dài tối thiểu 100 m và được đặt ≥ 50 m phía trên và ≥ 50 m phía dưới điểm treo ống chống lửng (Phụ lục - hình số 7);

d) 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 200 m ít nhất phải đặt hai nút xi măng, một nút đặt qua ranh giới đáy và một nút đặt qua ranh giới nóc của vỉa chảy đó (Phụ lục - hình số 8).

Điều 19. Hủy bỏ đoạn giếng khoan đã được bắn mở vỉa

Nếu giếng đã bắn mở vỉa thì các khoảng mở vỉa phải được cách ly tuần tự bằng các nút cơ học, nút xi măng, hoặc bằng cả nút cơ học và nút xi măng nếu khoảng cách cho phép. Quá trình thi công hủy bỏ đoạn giếng 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 từ 15 m đến 30 m bên trên và từ 15 m đến 30 m bên dưới khoảng bắn hoặc kéo dài 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 m đến 30 m từ đỉnh khoảng bắn và một nút xi măng có chiều dài ít nhất 15 m 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 phải 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 15 m (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 25 m xi măng trên bất kỳ dụng cụ bơm ép nào để lại trong giếng.

Điều 20. Các biện pháp gia cố 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 100 m xi măng có độ bám tốt bên trong chân ống trước. Nếu không, ống chống trong cùng phải được đục lỗ tại chiều sâu 100 m bên trên chân ống trước nó và thể tích vữa xi măng tương đương 100 m 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 ≥ 100 m 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 tại Điều 19 Thông tư này.

Điều 21. Đặt nút chặn trong trường hợp cắt ống

1. Khi cắt ống để thu hồi như quy định tại các khoản 2 và 3 Điều 16 Thông tư này, các đầu ống chống đã cắt phải được cách ly theo một trong các phương pháp:

a) Phương pháp nút xi măng thế chỗ: Một nút xi măng cân bằng dài ≥ 100 m sẽ được dùng cách ly đầu ống kéo dài với ≥ 50 m 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 50 m 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 đảm bảo làm đầy ≥ 100 m ống chống phía dưới dụng cụ bơm ép (50 m 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 100 m ống chống phía dưới dụng cụ bơm ép (50 m bên trong và bên trên đầu ống chống đã được cắt) và 15 m 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 200 m 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 ≥ 100 m 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 0,4 m x 0,2 m ghi rõ tên mỏ, tên giếng khoan, tên Người điều hành quản lý và ngày, tháng, năm hủy bỏ giếng.

Điều 22. Đặt nút chặn trong trường hợp để lại thiết bị lòng giếng

Trường hợp Người điều hành được phép để lại thiết bị lòng giếng theo quy định tại khoản 5 Điều 16 Thông tư này, việc đặt nút chặn phải thực hiện theo các quy định sau:

1. Trường hợp Người điều hành chứng minh được có tồn tại tập chắn và vành đá xi măng ngoài ống chống khai thác, phía trên các tập vỉa cần ngăn cách, có chất lượng tốt thì có thể tiến hành cắt và thu hồi phần thiết bị phía trên parker khai thác, sau đó đặt một nút xi măng với chiều dài tối thiểu 100 m ngang với chiều sâu của tập chắn (Phụ lục - hình số 16a).

2. Trường hợp vành đá xi măng ngoài ống chống khai thác không đảm bảo chất lượng thì tiến hành đục và bơm ép xi măng vào vành xuyến sau đó thực hiện như khoản 1 Điều này (Phụ lục - hình số 16b).

Điều 23. Yêu cầu về việc thử nút chặn

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

a) Phải đợi ít nhất là 6 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 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 tiến hành xác định lại vị trí và thử tải của nút xi măng mới đặt này theo cách làm tại điểm a khoản 1 Điều này.

2. Yêu cầu về thử áp suất các nút chặn:

a) Để khẳng định tình trạng cách ly đoạn giếng trần bên dưới chân ống chống sâu nhất, các nút xi măng và nút cơ học như đã nêu tại khoản 2 và 3 Điều 17 Thông tư này phải được thử áp suất đến giá trị cao hơn áp suất thử độ tiếp nhận của thành hệ tại chân ống 3.450 kPa (500 psi) trong vòng 15 phút;

b) Nút xi măng và nút cơ học như đã nêu tại Điều 18 Thông tư này 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 3.450 kPa (500 psi) trong vòng 15 phút;

c) Nút xi măng và nút cơ học như đã nêu tại Điều 19 và Điều 20 Thông tư này cần phải được thử áp suất đến giá trị cao hơn so với áp suất vỉa của khoảng đã thử vỉa 3.450 kPa (500 psi) trong vòng 15 phút;

d) Nút xi măng như đã nêu tại khoản 1 Điều 21 Thông tư này cần được thử áp suất đến giá trị cao hơn so với áp suất thử độ tiếp nhận tại chân ống chống tiếp theo 3.450 kPa (500 psi) trong vòng 15 phút.

3. Đối với các giếng sử dụng đầu giếng ngầm, ngoài việc tuân thủ các quy định tại khoản 1 và 2 Điều này, Người điều hành phải tiến hành thử khả năng xâm nhập của chất lưu vào lòng giếng đối với các nút xi măng, nút cơ học theo quy định tại Điều 19 Thông tư này để đảm bảo không có xâm nhập chất lưu từ vỉa vào lòng giếng.

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

Điều 24. 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 25. Xi măng dùng để hủy bỏ giếng

1. Xi măng sử dụng để đặt bất kỳ nút xi măng nào trong giếng khoan phải có độ bền nén tối thiểu là 3.000 kPa (435 psi) sau khi đã đông cứng trong khoảng thời gian là 8 giờ.

2. Đối với giếng có nhiệt độ cao và áp suất cao, xi măng sử dụng để đặt bất kỳ nút xi măng nào trong giếng khoan phải có độ bền nén tối thiểu là 3.500 kPa (508 psi) sau khi đã đông cứng trong khoảng thời gian là 48 giờ.

Điều 26. Khảo sát đáy biển khi hủy bỏ giếng

1. 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 đảm bảo chắc chắn rằng toàn bộ các vật cản được dọn sạch.

2. Các tài liệu khảo sát đáy biển lần cuối phải được gửi kèm theo báo cáo kết thúc giếng theo quy định tại Điều 6 Thông tư này.

Chương V

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 27. Trường hợp đặc biệt

Khi áp dụng phương pháp cắt đầu giếng và ống chống bằng vật liệu nổ chuyên dụng; giải pháp kỹ thuật mới; vật liệu mới để bảo quản và hủy bỏ giếng; gia hạn thời hạn bảo quản giếng, Người điều hành phải có tài liệu chứng minh phương án, giải pháp kỹ thuật, đánh giá rủi ro và thỏa mãn các yêu cầu về an toàn, bảo vệ môi trường theo pháp luật Việt Nam và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế để các cơ quan có thẩm quyền Việt Nam xem xét chấp thuận theo quy định tại Quyết định số 04/2015/QĐ-TTg ngày 20 tháng 01 năm 2015 và Quyết định số 49/2017/QĐ-TTg ngày 21 tháng 12 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ.

Điều 28. Quy định chuyển tiếp

Trường hợp công tác bảo quản và hủy bỏ giếng đã được phê duyệt và triển khai thực hiện trước ngày Thông tư này có hiệu lực, Người điều hành, cơ quan, tổ chức, cá nhân tiếp tục thực hiện theo Quy chế bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí ban hành kèm theo Quyết định số 37/2005/QĐ-BCN ngày 25 tháng 11 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp.

Điều 29. Hiệu lực thi hành và tổ chức thực hiện

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10 tháng 9 năm 2020 và Quyết định số 37/2005/QĐ-BCN ngày 25 tháng 11 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành Quy chế bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí hết hiệu lực kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.

2. Trong quá trình thực hiện việc bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí, nếu có khó khăn, vướng mắc Người điều hành và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương xem xét, giải quyết theo thẩm quyền./.


Nơi nhận:
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Văn phòng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ;
- Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Cục Kiểm tra Văn bản quy phạm pháp luật - Bộ Tư pháp;
- Cục Kiểm soát thủ tục hành chính - Bộ Tư pháp;
- Cổng thông tin điện tử: Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Các Lãnh đạo Bộ;
- Các đơn vị thuộc Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;
- Công báo;
- Lưu: VT, DKT.

BỘ TRƯỞNG




Trần Tuấn Anh

PHỤ LỤC

LƯỢC ĐỒ MÔ TẢ CÔNG TÁC KẾT THÚC GIẾNG
(Kèm theo Thông tư số 117/2020/TT-BCT ngày 17 tháng 7 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí)

1. Vị trí các nút trong đoạn giếng thân trần

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

3. Hủy bỏ đoạn giếng khoan đã được bắn mở vỉa

4. Các biện pháp gia cố bổ sung

5. Đặt nút trong trường hợp cắt ống

6. Đặt nút trong trường để lại thiết bị lòng giếng

33
Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro
Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro
Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro
Tải về Thông tư 17/2020/TT-BCT quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành
Tải văn bản gốc Thông tư 17/2020/TT-BCT quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE
-------

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence – Freedom – Happiness
----------------

No. 17/2020/TT-BCT

Hanoi, July 17, 2020

 

CIRCULAR

ON PRESERVATION AND DISPOSAL OF OIL WELLS

Pursuant to Petroleum Law dated July 6, 1993; Law on amendments to Petroleum Law No. 19/2000/QH10 dated June 9, 2000; Law on amendments to Petroleum Law No. 10/2008/QH12 dated June 3, 2008;

Pursuant to Decree No. 98/2017/ND-CP dated August 18, 2017 of the Government on functions, tasks, powers, and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to Decree 95/2015/ND-CP dated October 16, 2015 of the Government on elaborating to Petroleum Law;

Pursuant to Decree No. 33/2013/ND-CP dated April 22, 2013 of the Government on sample contract of contract for petroleum product division;

Pursuant to Decision No. 04/2015/QD-TTg dated January 20, 2015 of Prime Minister on safety management in petroleum-related operations;

Pursuant to Decision No. 49/2017/QD-TTg dated December 21, 2017 of Prime Minister on clearing constructions, equipment and devices serving petroleum-related operations;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Minister of Industry and Trade promulgates Circular on preservation and disposal of oil wells.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

Article 1. Scope

This Circular prescribes implementation of preservation and disposal of oil wells for the purpose of protecting natural resources, environment and structure of the underground and preventing creation of obstacles or disruption of environment at sea and on land.

Article 2. Regulated entities

This Circular applies to:

1. Operators, oil joint ventures, organizations and individuals (hereinafter referred to as “operators”) implementing oil well preservation and disposal during search, survey, mine development and oil extraction within terrestrial territory, island, archipelagoes, internal waters, territorial seas, contiguous zones, exclusive economic zones and continental shelves within sovereignty, sovereignty rights and jurisdiction of Vietnam which are identified according to Vietnamese law and international agreements to which Vietnam is a signatory.

2. Organizations and individuals related to preservation and disposal of oil wells.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

In this Circular, terms below are construed as follows:

1. “well preservation” refers to the use of appropriate solution, reinforcement of plugs and installation of equipment in the well to ensure safety for the well in a definite period of time so later survey, well testing and extraction can be conducted conveniently.

2. “drilling program” refers to a document established by the operator consisting of details related to technical solutions, measures, progression and general well decommissioning plan for implementation of one or multiple wells in oil mines and reservoirs.

3. “well retainer” refers to a tool used during pumping high-pressure cement to prevent the cement from moving up or down along the wells. Cement retainers shall be made in an airtight and irretrievable manner and from metal or materials that can be destroyed by drilling.

4. “well disposal” refers to retrieval of equipment in the well, reinforcement of cement plugs, placement of bridge plugs, removal and retrieval of bore sections in the well, removal of obstacles (if any) around the well opening.

5. “general well decommissioning plan” refers to a document on estimated plan for partially or totally disposing or preserving an oil well established by the operator in the drilling program.

6. “well decommissioning” refers to partial or total disposal or preservation of an oil well.

7. “well decommissioning plan” refers to a document prepared by the operator prior to decommissioning the well.

8. “perforation section” refers to any one section of a well that has been bored and perforated to create a channel between the casing and the well or between layers of casings

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

10. “bridge plug” refers to a tool which is used to isolate wellbore, made from metal and rubber that can be destroyed by drilling; usually used to isolate different depth in a cased wellbore.

Chapter II

WELL DECOMMISSIONING PLAN

Article 4. Presentation of well decommissioning plan

1. Operators must present well decommissioning plans 5 working days prior to the decommissioning to enable the Vietnam National Oil and Gas Group to consider and approve 2 working days prior to the decommissioning.

2. With respect to decommissioning under plans for clearing constructions, equipment and devices serving petroleum-related operations, on the basis of plans for clearing constructions, equipment and devices serving petroleum-related operations approved by Ministry of Industry and Trade under Decision No. 49/2017/QD-TTg dated December 21, 2017 of the Prime Minister, operators shall present well decommissioning plans to the Vietnam National Oil and Gas Group as specified under Clause 1 of this Article.

3. During implementation of well decommissioning plans, operators must cooperate with Vietnam National Oil and Gas Group, ministries and local governments in publicizing the plans as per the law.

4. Throughout drilling programs of mines, reservoirs or individual wells, operators must prepare preliminary well decommissioning plans for inactive wells.

Article 5. Details of well decommissioning plan

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Reasons for decommissioning wells.

2. Basic figures of the wells, summary of drilling and completion process; basic figures of well utilization and use processes, documents on geological and well logging, results of bonding quality of cement rock outside of extraction casing and between different casings, pore pressure, fracture pressure at the base of casings and documents related to wells or bores that need to be disposed or preserved.

3. Well structure diagrams that specify: Depth of wells, depth of casings, depth of cement pillars in ring-shaped clearance; types and density of fluid in wells and in ring-shaped clearance; types of equipment currently installed in the well. With respect to directional drilling and horizontal drilling, specify depth of directional drilling, vertical depth, depth along the shaft, angles and azimuths.

4. Methods of installing bridge plugs and cement plugs including procedures for installation, plug materials, cement mortar volume and drilling liquid volume, installation area and depth, methods of experimenting pressure and load with specific experiment value. With respect to wells that must be disposed, specify methods of cutting bore and depth of the cut.

5. Plans for clearing and surveying around the well opening before and after decommissioning wells, moving or removing drilling rigs.

6. Time of decommissioning wells, plans for periodic examination for preserved wells.

7. Plans for responding to marine oil spill, marine chemical spill and marine environment protection activities according to regulations and law on protection of environment and environmental resources of seas and islands.

Article 6. Well decommissioning report

1. Operators must submit reports on well decommissioning to the Vietnam National Oil and Gas Group within 30 days after concluding the affairs.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. All documents related to well decommissioning, including diagrams on actual states of the wells after being decommissioned and documents collected after performing final survey on current conditions of the surface and surroundings of the wells must be attached to well decommissioning reports.

4. With respect to wells under plans for clearing constructions, equipment and devices serving petroleum-related operations, operators must comply with Decision No. 49/2017/QD-TTg dated December 21, 2017 of Prime Minister.

5. Operators must be responsible for the safety, environment and consequences when decommissioning wells.

6. Operators must inform and update information on wells that have been preserved and disposed to Vietnam National Oil and Gas Group.

Chapter III

WELL PRESERVATION

Article 7. General requirements for well preservation

1. The wellbore must always be in safe conditions, even when equipment installed at the well opening is accidentally damaged or disposed, and separate different reservoirs from each other and reservoirs to the surface, except for cases in which all reservoirs are simultaneously extracted.

2. Ensure reusability of the well to drill, conduct research, extract, repair and other forms or dispose the well at any given time and ensure safety.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. Install signal buoys for underground wells preserved in waters with less than 20 m in depth.

Article 8. Types of wells that need to be preserved

Based on well conditions, wells that need to be preserved are divided into 3 types:

Type 1: Wells that require long-term preservation (3 years or longer), consisting of wells that are empirically proven to be able to be utilized for economic gains but are not developed in terms of use plans.

Type 2: Wells that require temporary preservation (from 1 to 3 years), consisting of wells that are listed under extraction plans but are considered to be backup wells.

Type 3: Wells that require short-term preservation (less than 1 year) consisting of wells that are currently active and suspended for repair or about to be brought into use.

Article 9. Wellbore preservation

1. Installation of equipment or reinforcement of well caps must ensure control of pressure accumulated beneath the caps prior to removal of the caps when reopening the wells.

2. During preservation period, remove sucker rods out of the openings and install cement and bridge plugs to separate opened reservoirs in type 1 wells  Methods of installing plugs shall conform to Chapter IV of this Circular.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. Type 3 wells may be retained at current conditions given that valves must be sealed and valve handles must be removed, except for wells whose openings are located underground.

Article 10. Well preservation fluid

Operators must ensure to fill type 1 and 2 wells with preservation fluid in adequate amount to suppress pore pressure in the well prior to performing well preservation. The preservation fluid must be able to prevent equipment from being corroded.

Article 11. Underground wellhead preservation

1. With respect to wellhead located under the sea, directional cable system must be cut and retrieved prior to moving the drilling rigs.

2. The inside of the wellhead must be processed to prevent corrosion while the outside must be protected to avoid collision damage and equipped to enable easy location.

3. In areas where depth is less than 20 m, to prevent danger to wellheads, directional tubes, and ships, operators must install signal buoys.

Article 12. Surface wellhead preservation

1. Preserved wells located on fixed rigs must be installed with Christmas trees. Handles of all valves other than test valves must be removed. Branching pipes and testing manometers must be removed while plugs and blind flanges must be installed in openings of pipes and stands of manometers. Install signs with dimensions of 0.4 m x 0.2 m on well openings that state name of wells, mines, operators responsible for preservation, time of preservation, reason for preservation and period of preservation.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 13. Examination of preserved wells

1. Operators are responsible for examining wells that are preserved using methods and equipment compliant with good international petroleum industry practices to detect any irregularity in the well area. In case any irregularity is detected in the well area, operators shall deal with to ensure safety.

2. Operators are responsible for periodically examining wells that are being preserved in following manner:

a) On a yearly basis for type 1 wells;

b) On a quarterly basis for type 2 wells;

c) On a monthly basis for type 3 wells.

3. With respect to preserved wells whose wellhead is underground or submerged, first-time examination for type 1 and type 2 wells shall be conducted after 1 year from the date of preservation. On the basis of risk assessment, operators may propose subsequent examination which takes place 2 years after the first examination. In case any irregularity is detected, operators must develop remedial measures and submit reports to Vietnam National Oil and Gas Group and Ministry of Industry and Trade.

4. Examination results must be included in reports on respective activities produced by operators.

Article 14. Preservation deadline

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Chapter IV

WELL DISPOSAL

Article 15. General requirements for well disposal

1. Wells that are to be disposed must be maintained in terms of integrity of wellbore and prevent fluids from traversing across annuli or between seabed and ground surface.

2. After completing well disposal, seabed or areas surrounding the wells must be cleared in order to prevent presence of obstacles or disruption of original states of natural environment.

Article 16. Cut and retrieval of casings, wellheads, and equipment in wellbore

1. Operators must not retrieve casings deposited in wells unless permitted by Vietnam National Oil and Gas Group in writing.

2. Operators must adopt mechanical or hydraulic methods to cut and retrieve wellheads. Casings must be cut close to the natural seabed and wellheads must be fully retrieved in order to prevent presence of any parts on sea surface and obstruction to other maritime activities and extraction.

3. With respect to land wells, depth where wellheads and casings are cut must be at least 3 m below ground surface.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) If cross section 2 casings are not reinforced with cement, the inner casing may be cut and retrieved. Depth where the cut occurs based on height of the cement pillar in ring-shaped clearance is determined via documents on well logging;

b) If residual pressure exists in ring-shaped clearance outside of casings, extensively deal with the pressure prior to cutting the casings with additional technical methods specified under Article 20 of this Circular;

c) Prior to cutting casings, fluid density in wells must be modified to suit durability of the strata where the previous casing section is located.

5. All equipment within the wellbore must be retrieved. In case retrieval is technically infeasible and not compliant with regulations on environmental protection and safety assurance during implementation of petroleum contracts, operators must develop measures in well decommissioning plans for consideration and approval of Vietnam National Oil and Gas Group. Retention of equipment in wellbore must conform to Clause 1 Article 15, Article 22 and Article 23 of this Circular.

6. Retention of wellheads or partial of casings must conform to Article 23 Decision No. 49/2017/QD-TTg dated December 21, 2017 of the Prime Minister.

Article 17. Position of plugs in bare section of wells

1. Reservoirs containing petroleum, reservoirs with abnormal pressure or reservoirs causing loss of fluids in bare section of wells must be isolated by cement plugs covered for entire such reservoirs adding 50 m on the top and 50 m at the bottom of such reservoir (Annex – figure 1).

2. If bare section of wells  has length less than or equal to 250 m and diameter less than 215.9 mm (8.5 inch), cement plugs must be placed at position higher than the deepest casing pipe base 50 m from bottom of wells (Annex – picture 2).

3. If bare section of wells has length more than 250 m (>250 m) and reservoirs in such section of wells do not contain gas or have no abnormal pressure, only lay a cement plug with length of 100 m covering 50 m above and 50 m below the deepest casing pipe base (Annex – figure 3)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5. If bare section of wells causes losses of cement mortar circulation thus make placement of cement plugs specified under Clauses 1, 2, and 3 of this Article infeasible, operators must lay a bridge plug within 50 m from the deepest casing and a cement plug whose length is at least 100 m immediately above the bridge plug (Annex – Figure 3a).

Article 18. Position of plugs in propped section of wells

1. In order to isolate section of well which has propped by pipes with bare section of well, operators must lay a balance cement plug with length not less than 100 m covering 50 m above and 50 m below the deepest casing pipe base (Annex – figure 4).

2. In case where conditions of inside of drilling well are not allowed isolating efficiently by balance cement plug, operators may apply one of following methods:

a) Method of using bridge plug: To lay a bridge plug above casing pipe base in distance of 50 m and a cement plug with minimal length of 100 m must be laid above bridge plug (Annex – figure 5);

b) Method of using Cement Retainer: Casing pipe base mat be isolated by placing an instrument to hold cement at a distance of 50 m from casing pipe base, then conduct the cement pressure pump through this instrument. Volume of cement mortar must ensure to create a 100 m-long cement plug under cement retainer, then placing a cement plug with minimal height of 15 m above cement retainer (Annex – figure 6);

c) If a cement plug is used to isolate the overlapping section of floating plug of pipe with previous pipe base, this cement plug must have minimal length of 100 m and be placed at distance of 50 m above and 50 m below in comparison with position to hang floating casing pipe (Annex – figure 7);

d) In case of propping pipe through salt reservoir or drift sand (drift reservoir), to prevent case where casing pipe is distorted because reservoir is able to flow, cement plug must be placed through space of drift reservoir to prevent pressure from the outside. If a reservoir is able to flow over 200 m, it must place two cement plugs minimally, one plug is placed through boundary of bottom and one plug is placed through boundary of top of such drift reservoir (Annex – figure 8).

Article 19. Disposal of well section perforated to open reservoir

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Method of pumping cement for replacement: To place a balance cement plug crossing the perforation section and extend 15-30 m above and 15-30 m below from the perforation section to the nearest bridge plug (Annex - figure 9).

2. Method of using bridge plug: The perforation sections may be isolated by placing a bridge plug (or exploitation packer with plug) in scope of 15-30 m from top of the perforated section and a cement plug with length not less than 15 m must be placed above this bridge plug (Annex - figure 10).

3. Method of cement pressure pump: To isolate reservoirs with abnormal pressure and prevent fluids flowing between reservoirs and behind of casing pipes, the perforation section must be pumped cement pressure. The process of pressure pump must be perform by pumping cement in the perforation section through an cement retainer placed above the perforation section at least 15 m (Annex – figure 11a) or a rod set associated with counter-pressure equipment (Annex – figure 11b). At the same time, at least 25 m cement must be retained in any pressure pump instrument which is placed in wells

Article 20. Additional reinforcement methods

1. Chiseling pipe and pressure pumping: To prevent circulation of fluids between reservoirs and ring-shaped clearance, it must have 100 m cement with good adhesion minimally inside of previous pipe base. If not having, the last inside casing pipe must be chiseled at depth of 100m above pipe base before it and volume of cement mortar equivalent to 100 m ring-shaped clearance must be pressed through the chiseled section by Cement Retainer or packer with pressure not more than pressure to break reservoir (Annex – figure 12).

2. Chiseling pipe and circulation: If method of pressure pump cannot be performed due to the allowed safe pressure limitation of casing pipe, proceed to chisel the inside casing pipe adjoining the below part of previous casing pipe and perform cement pressure pump up to 100 m of ring-shaped clearance inside of the chiseled section (Annex – figure 13).

3. The chiseled points as described in Clauses 1 and 2 this Article shall be cemented like the perforation sections in Article 19 of this Circular.

Article 21. Plug placement in case of pipe cutting

1. When cutting pipe for withdrawal as prescribed at clauses 2 and 3 article 16, the cut plugs of casing pipes must be isolated under one of following methods:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Method of cement pressure pump: To place an instrument to hold cement in a bigger casing pipe at distance of 50 m above the cut plug of casing pipe and conduct cement pressure pump through instrument for pressure pump. Volume of cement mortar must ensure to fill up 100 m casing pipe below instrument of pressure pump (50 m inside and above of the cut plug of casing pipe and conduct the cement pressure pump through instrument for pressure pump. Volume of cement mortar must ensure to fill up 100 m casing pipe below instrument of pressure pump (50m inside and above of the cut plug of casing pipe) and 15 m above cement retainer (Annex – figure 15).

2. Before cutting and withdrawing surface casing pipe and conductor pipe, it must place a bridge plug in surface pipe at depth of 200 m under sea beds for offshore drilling wells or under rotary table for drilling wells on land. A cement plug with 100 m surface shall be placed on top of that bridge plug.

3. For drilling plugs on land, the cut plugs of surface pipe and conductor pipe must be filled with cement and leveling foundation of drilling well to turn the initial natural state and at position of well a steel signboard, size of 0.4 m x 0.2 m, clearly writing name of mine, name of drilling well, name of operator and date of disposal must be placed.

Article 22. Plug placement in case of retention of equipment in wellbore

In case operators are permitted to leave equipment in wellbore as specified under Clause 5 Article 16 of this Circular, plug placement must conform to following regulations:

1. In case operators prove existence of good quality barricade and cement rock ranges outside of sucker rods and above reservoirs that need to be isolated, may cut and retrieve equipment above extraction parkers, place a cement plug with at least 100 m in length at the depth of the barricade (Annex – figure 16a).

2. In case cement rock ranges outside of sucker rods fail to meet desired quality, perforate and pump cement in ring-shaped clearance then follow Clause 1 of this Article (Annex – figure 16b).

Article 23. Requirements for plug test

1. Checking position and load test of cement plug:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) If a cement plug is placed off the tentative position or fails to bear test load, place other cement plug as replacement and then re-determine position and test load of new cement plug using method stated at Point a Clause 1 of this Article.

2. Requirements for pressure test of plugs:

a) To affirm isolated situation of bare section of well under the deepest casing pipe base, cement plugs and bridge plugs as stated at Clauses 2 and 3 Article 17 of this Circular must be tested under pressure higher than test pressure for receipt of reservoir at pipe base 3,450 kPa (500 psi) for 15 minutes;

b) Cement plugs and bridge plugs specified under Article 18 must be tested up to a pressure higher than test pressure for receipt of reservoir at casing pipe base 3,450 kPa (500 psi) for 15 minutes;

c) Cement plugs and bridge plugs specified under Article 19 and Article 20 must be tested up to a pressure higher than reservoir pressure of space tested for reservoir 3,450 kPa (500 psi) for 15 minutes;

d) Cement plugs specified under Clause 1 Article 21 of this Circular must be tested up to a pressure higher than test pressure for receipt at the next casing pipe base 3,450 kPa (500 psi) for 15 minutes.

3. With respect to wells that utilize underground wellheads, in addition to Clause 1 and 2 of this Article, operators must test infiltration capacity of fluid into wellbore with cement plugs and bridge plugs as specified under Article 19 of this Circular to prevent infiltration from the reservoirs into the wellbore.

4. In order for plugs to satisfy requirement on pressure test, they must withstand pressure test for 15 minutes while the pressure is not reduced more than 10%.

Article 24. Solutions used in well disposal

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Solution in drilling well must be processed to prevent corrosion for casing pipe.

3. For bare sections of well, before cementing, it must place a plug of buffer solution with high viscosity to prevent sediment cement under bottom of drilling well.

Article 25. Cement used in well disposal

1. Cement used to place any cement plug in drilling well must have minimal pressure durability of 3,000 kPa (435 psi) after cement has congealed in duration of 8 hours.

2. With respect to wells with high temperature and pressure, cement used to place any cement plug in the wells must have minimal pressure durability of 3,500 kPa (508 psi) after cement has congealed in duration of 48 hours.

Article 26. Seabed exploration in case of well disposal

1. The operators must ensure that after disposing a drilling well, seabed surrounding opening of drilling wellhead must be surveyed carefully to ensure that all obstacles have been cleared.

2. Documents on the latest seabed exploration must be attached to reports on well disposal specified under Article 6 of this Circular.

Chapter V

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 27. Special cases

When adopting methods of cutting wellhead and casing using specialized explosive materials; new technical solutions; materials for well preservation and disposal; extending well preservation deadline, operators must present documents proving that methods, technical solutions and risk assessment satisfy regulations on safety and environmental protection according to Vietnamese regulations and law and good international petroleum industry practices to enable Vietnamese competent agencies to consider and approve according to Decision No. 04/2015/QD-TTg dated January 20, 2015 and Decision No.49/2017/QD-TTg dated December 21, 2017 of Prime Minister.

Article 28. Transition clauses

In case of well preservation and disposal approved and implemented before the effective date hereof , operators, agencies, organizations, and individuals shall comply with Regulations on oil well preservation and disposal attached to Decision No. 37/2005/QD-BCN dated November 25, 2005 of Minister of Industry.

Article 29. Entry into force and implementation

1. This Circular comes into force from September 10, 2020 and Decision No. 37/2005/QD-BCN dated November 25, 2005 of Minister of Industry on Regulations on oil well preservation and disposal expires from the effective date hereof.

2. Difficulties that arise during the implementation of this Circular should be reported to the Ministry for consideration./.

 

 

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

 

Văn bản được hướng dẫn - [0]
[...]
Văn bản được hợp nhất - [0]
[...]
Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [0]
[...]
Văn bản bị đính chính - [0]
[...]
Văn bản bị thay thế - [0]
[...]
Văn bản được dẫn chiếu - [0]
[...]
Văn bản được căn cứ - [0]
[...]
Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]
[...]
Văn bản đang xem
Thông tư 17/2020/TT-BCT quy định về bảo quản và hủy bỏ giếng khoan dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành
Số hiệu: 17/2020/TT-BCT
Loại văn bản: Thông tư
Lĩnh vực, ngành: Tài nguyên - Môi trường
Nơi ban hành: Bộ Công thương
Người ký: Trần Tuấn Anh
Ngày ban hành: 17/07/2020
Ngày hiệu lực: Đã biết
Ngày đăng: Đã biết
Số công báo: Đã biết
Tình trạng: Đã biết
Văn bản liên quan cùng nội dung - [0]
[...]
Văn bản hướng dẫn - [0]
[...]
Văn bản hợp nhất - [0]
[...]
Văn bản sửa đổi bổ sung - [0]
[...]
Văn bản đính chính - [0]
[...]
Văn bản thay thế - [0]
[...]
[...] Đăng nhập tài khoản TVPL Basic hoặc TVPL Pro để xem toàn bộ lược đồ văn bản