Quyết định 163/1998/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về việc ban hành Quy chế khai thác tài nguyên dầu khí

Thuộc tính Nội dung VB gốc Tiếng Anh Hiệu lực VB liên quan Lược đồ Nội dung MIX Tải về
LuatVietnam.vn độc quyền cung cấp bản dịch chính thống Công báo tiếng Anh của Thông Tấn Xã Việt Nam

QUYẾT ĐỊNH

CỦA THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ SỐ 163 /1998/QĐ-TTG
NGÀY 07 THÁNG 9 NĂM 1998 BAN HÀNH QUY CHẾ KHAI THÁC
TÀI NGUYÊN DẦU KHÍ

 

THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ

 

Căn cứ Luật Tổ chức Chính phủ ngày 30 tháng 9 năm 1992;

Căn cứ Luật Dầu khí ngày 6 tháng 7 năm 1993;

Căn cứ Luật Bảo vệ môi trường ngày 27 tháng 12 năm 1993;

Căn cứ Nghị định số 84/CP ngày 17 tháng 12 năm 1996 của Chính phủ quy định chi tiết việc thi hành Luật Dầu khí,

QUYẾT ĐỊNH:

 

Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy chế khai thác tài nguyên dầu khí.

 

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

 

Điều 3. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng các cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch ủy ban nhân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương và Thủ trưởng các cơ quan liên quan, Chủ tịch Hội đồng quản trị, Tổng giám đốc Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.

QUY CHẾ KHAI THÁC TÀI NGUYÊN DẦU KHÍ

(Ban hành kèm theo Quyết định số 163/1998/QĐ-TTg
ngày 07 tháng 9 năm 1998 của Thủ tướng Chính phủ)

 

CHƯƠNG I
NHỮNG QUY ĐỊNH
CHUNG

 

Điều 1. Mục đích

Quy chế này quy định chi tiết việc thi hành các điều khoản có liên quan đến khai thác dầu khí được quy định tại Nghị định số 84/CP ngày 17/12/1996 của Chính phủ.

 

Điều 2. Phạm vi áp dụng

Quy chế này được áp dụng đối với các hoạt động khai thác dầu, khí của Nhà điều hành tại các vùng thuộc lãnh thổ, lãnh hải, thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế của nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam.

 

Điều 3. Các từ ngữ được áp dụng

Các từ ngữ đã định nghĩa trong Luật Dầu khí và Nghị định số 84/CP cũng được áp dụng trong Quy chế này. Ngoài ra, trong Quy chế này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

''Chất thải" là các loại chất rắn hoặc lỏng hoặc dung dịch bỏ đi của giếng hoặc bất kỳ chất thải khác phát sinh trong hoạt động khai thác và các hoạt động khác tại mỏ;

"Công trình khai thác" là công trình trong đó có các thiết bị và phương tiện khai thác cùng với giàn, thiết bị khai thác ngầm, thiết bị khoan, hệ thống thiết bị lặn và hệ thống tiếp nhận ngoài khơi, trừ hệ thống đường ống ngoài khu vực khai thác;

"Công trình khai thác ngoài khơi" là công trình khai thác được xây dựng ở ngoài khơi nhưng không phải là đảo nhân tạo;

"Công trình khai thác trên đất liền" là công trình khai thác được xây dựng trên đất liền;

"Đường ống xuất" là đường ống vận chuyển dầu thô hoặc khí thiên nhiên từ công trình khai thác đến địa điểm khác nằm ngoài khu vực khai thác;

"Điều kiện môi trường vật lý" là điều kiện khí hậu, thuỷ văn, hải dương và các điều kiện vật lý khác, liên quan đến việc thực hiện Quy chế này;

"Đội khai thác" là những người của Nhà điều hành được giao trách nhiệm vận hành công trình khai thác;

"Đường ống công nghệ" là đường ống dùng để vận chuyển lưu thể từ giếng tới thiết bị công nghệ và ngược lại;

"Đường ống bơm ép" là đường ống vận chuyển lưu thể tới giếng bơm ép hay tới giếng thải;

"Văn bản phê duyệt quyền tiến hành các hoạt động khai thác" hoặc "Văn bản phê duyệt các hoạt động khai thác" là văn bản của cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền quy định tại Điều 31 Nghị định số 84/CP;

"Giếng bơm ép" là giếng dùng để bơm ép lưu thể vào vỉa hay mỏ;

"Giếng dầu" là giếng khai thác dầu thô từ vỉa dầu;

"Giếng khí" là giếng khai thác từ vỉa hoặc mỏ khí hay từ mũ khí của mỏ dầu;

"Giếng phát triển" là giếng được khoan vào vỉa sản phẩm hay mỏ để tiến hành các hoạt động sau đây:

1. Khai thác sản phẩm hoặc lưu thể;

2. Quan sát, theo dõi động thái của vỉa sản phẩm;

3. Bơm ép lưu thể vào giếng;

4. Thải lưu thể vào giếng;

"Giếng thẩm lượng" là giếng được khoan để thu thập thông tin về qui mô và tính chất của vỉa sản phẩm hay của mỏ;

"Giới hạn tỷ suất khí dầu đã được phê duyệt" là giới hạn tỷ suất khí dầu do cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền quy định hoặc uỷ quyền cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam quy định;

"Hệ số thu hồi" là tỷ lệ giữa lượng dầu khí có thể lấy được từ lòng đất so với trữ lượng địa chất trong điều kiện kinh tế kỹ thuật dự kiến;

"Hệ thống thiết bị khai thác ngầm" là các phương tiện, thiết bị được lắp đặt trên hoặc dưới đáy biển để khai thác dầu khí hay bơm ép lưu thể kể cả ống đứng, đường ống và hệ thống kiểm soát khai thác liên quan;

"Hoạt động khai thác" là mọi hoạt động liên quan tới việc khai thác dầu khí từ vỉa hay mỏ;

"Kế hoạch phát triển vỉa hoặc mỏ" là tài liệu do Nhà điều hành lập và trình Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền để xin phê chuẩn quyền được tiến hành các hoạt động phát triển và khai thác vỉa hoặc mỏ dầu khí;

"Kế hoạch khai thác thử vỉa hoặc mỏ" là tài liệu của Nhà điều hành trình Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền để xin phê duyệt việc áp dụng công nghệ đang tồn tại hay đang trong giai đoạn thử nghiệm vào một phần giới hạn của vỉa hoặc mỏ nhằm mục đích thu thập thông tin về vỉa hoặc mỏ hay động thái khai thác nhằm tối ưu hoá việc phát triển mỏ hay nâng cao hiệu quả khai thác vỉa hoặc mỏ;

"Khoảng hoàn thiện" là khoảng thân giếng mà qua đó lưu thể đi vào hoặc đi ra khỏi thân giếng;

"Khu vực khai thác" là khu vực đang có hoặc sẽ được lắp đặt các công trình khai thác theo quy định của Quy chế này;

"Lưu thể" là dầu thô, khí thiên nhiên, hỗn hợp khí lỏng hay nước;

"Môi trường tự nhiên" là môi trường vật lý và sinh thái trong khu vực khai thác dầu khí;

"Nhà điều hành khai thác mỏ" gọi tắt là "Nhà điều hành" là tổ chức, cá nhân được Nhà nước Việt Nam cho phép tiến hành hoạt động khai thác dầu khí phù hợp với quy định của Luật Dầu khí, Nghị định số 84/CP, Quy chế này và các văn bản pháp quy khác;

"ng chống khai thác" là ống chống được lắp đặt trong thân giếng để phục vụ cho việc khai thác và bơm ép;

"ng đứng" là các đoạn ống theo phương thẳng đứng dùng để dẫn lưu thể tới hoặc từ các công trình khai thác, bao gồm đường ống khai thác, ống bơm ép, ống ngoài khu vực khai thác, đường ống khống chế và xả khí;

"Phương tiện trợ giúp" là xuồng, xe cộ, máy bay, tàu chạy đệm khí, xuồng cứu hộ hoặc các phương tiện khác dùng để chuyên chở hoặc để trợ giúp những người làm việc tại khu vực khai thác;

"Sản lượng khai thác đã được phê duyệt" là sản lượng khai thác trung bình trong một thời gian xác định được Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền hoặc ủy quyền cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt;

"Sản lượng khai thác thực tế" là mức sản lượng trung bình thực tế đạt được trong một thời gian xác định;

"Sản lượng khai thác vượt kế hoạch" là sản lượng vượt trội do sản lượng khai thác thực tế cao hơn so với sản lượng khai thác đã được phê duyệt;

"Sản lượng hụt so với kế hoạch" là sản lượng chênh lệch do sản lượng khai thác thực tế thấp hơn so với sản lượng khai thác đã được phê duyệt;

"Sản lượng hiệu chỉnh" là sản lượng khai thác trung bình phải tăng thêm hoặc phải giảm đi so với sản lượng khai thác đã được phê duyệt để bảo đảm sản lượng khai thác cộng dồn thực tế bằng với sản lượng khai thác cộng dồn đã được phê duyệt;

"Sửa chữa giếng" là hoạt động sửa chữa được tiến hành tại giếng khai thác, giếng bơm ép, giếng thải hoặc giếng quan sát nhằm phục hồi, tăng cường hay thay đổi lưu lượng khai thác dầu khí hoặc độ tiếp nhận và kể cả công tác hoàn thiện lại giếng;

"Tầng sản phẩm" là khoảng vỉa sản phẩm đã được xác định về địa tầng;

"Thiết bị và phương tiện khai thác" là thiết bị được lắp đặt ở khu vực khai thác bao gồm các thiết bị tách, xử lý, các thiết bị phụ trợ phục vụ khai thác, vùng tập kết, sân đỗ trực thăng, kho bãi, bồn chứa, nhà ở, nhưng không bao gồm giàn, hệ thống khai thác ngầm, thiết bị khoan, hệ thống thiết bị lặn hoặc đường ống xuất;

"Thử vỉa" là công tác nghiên cứu được tiến hành nhằm xác định một số tính chất vật lý của vỉa thông qua việc xác định mối quan hệ giữa áp suất đáy giếng đang làm việc với lưu lượng lưu thể vỉa được khai thác từ giếng;

"Vỉa dầu" là vỉa chứa hydrocarbon chủ yếu ở thể lỏng;

"Vỉa khí" là vỉa chứa hydrocarbon chủ yếu ở thể khí.

 

Điều 4. Trình, nộp thông tin

Các thông tin, tài liệu và mẫu vật theo quy định của Quy chế này phải được trình, nộp cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phù hợp với quy định hiện hành.

 

CHƯƠNG II
KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN MỎ VÀ
CÁC HOẠT ĐỘNG KHAI THÁC MỎ

 

Điều 5. Quy định chung

Nhà điều hành chỉ được phép tiến hành phát triển và khai thác vỉa hay mỏ theo Kế hoạch phát triển vỉa hoặc mỏ hoặc Kế hoạch khai thác thử vỉa hoặc mỏ đã được Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền phê chuẩn theo quy định tại Điều 31 Nghị định số 84/CP.

Nhà điều hành chỉ được khoan giếng phát triển sau khi được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

 

Điều 6. Thay đổi hoặc bổ sung kế hoạch

Nhà điều hành phải làm đơn xin phê duyệt sự thay đổi hoặc bổ sung Kế hoạch phát triển hoặc Kế hoạch khai thác thử của vỉa hoặc mỏ đã được phê duyệt trong những trường hợp sau đây:

- Nhà điều hành dự định thay đổi đáng kể về bản chất hay tiến độ của các hoạt động phát triển vỉa hoặc mỏ; thay đổi hay bổ sung đáng kể đối với các thiết bị đang có ở vỉa hay mỏ; hoặc triển khai tại vỉa hay mỏ một chương trình khai thác khác với chương trình trong Kế hoạch phát triển hoặc Kế hoạch khai thác thử của vỉa hoặc mỏ đã được phê duyệt.

- Trạng thái khai thác vỉa hoặc mỏ hoặc thông tin địa chất mới cho thấy cần phải thay đổi phương pháp khai thác nhằm đạt được hệ số thu hồi dầu, khí cao nhất từ vỉa hoặc mỏ;

- Có thể tăng hệ số thu hồi dầu, khí cuối cùng của vỉa hoặc mỏ một cách có hiệu quả kinh tế bằng việc ứng dụng phương pháp hoặc công nghệ mới.

 

Điều 7. Mở vỉa và khai thác

Nhà điều hành không được phép mở vỉa dầu hoặc khí khác với chương trình thử vỉa theo quy định hiện hành, trừ trường hợp đặc biệt được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Nhà điều hành chỉ được tiến hành khai thác dầu, khí từ vỉa hay mỏ theo quy định của Luật Dầu khí, Nghị định số 84/CP, Quy chế này và các quy định hiện hành khác có liên quan.

 

Điều 8. Thủ tục phê chuẩn Kế hoạch phát triển mỏ

Trước khi xin phê chuẩn Kế hoạch phát triển mỏ hoặc đề nghị bổ sung, sửa đổi Kế hoạch phát triển mỏ, Nhà điều hành phải thoả thuận với Tổng công ty Dầu khí Việt Nam về nội dung; thông qua Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà điều hành trình Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền xin phê chuẩn.

 

Điều 9. Phê duyệt các hoạt động khai thác dầu khí

Khi xin phê duyệt quyền tiến hành các hoạt động khai thác dầu, khí, Nhà điều hành phải trình các tài liệu có liên quan theo yêu cầu của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

Khi phê duyệt các hoạt động khai thác dầu, khí, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam đồng thời phê duyệt các điều kiện có liên quan đến Kế hoạch an toàn, Kế hoạch bảo vệ môi trường và bảo vệ tài nguyên dầu khí.

Nhà điều hành chỉ được phép tiến hành các hoạt động khai thác dầu, khí theo kế hoạch đã được phê duyệt và tuân thủ các quy định tại Điều 64 Quy chế này.

 

 

CHƯƠNG III
NGHIÊN CỨU KHẢO SÁT GIẾNG, VỈA VÀ MỎ

 

Điều 10. Mẫu lõi

Khi điều kiện kỹ thuật cho phép và nếu xét thấy việc lấy mẫu lõi có tác dụng trong việc đánh giá vỉa hoặc mỏ thì Nhà điều hành phải lấy mẫu lõi ở giếng thẩm lượng tại khoảng sản phẩm của vỉa.

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chỉ phê duyệt chương trình lấy mẫu lõi nếu xét thấy chương trình này cung cấp đầy đủ số liệu địa chất và số liệu về các thông số của vỉa sản phẩm để đánh giá vỉa.

Nhà điều hành chỉ được khoan giếng phát triển ở vỉa hay mỏ, khi Chương trình lấy mẫu lõi đã được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

Nhà điều hành phải bảo quản và tiến hành các phân tích chung và phân tích đặc biệt các mẫu lõi đã lấy.

Nếu xét thấy cần thiết, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể yêu cầu Nhà điều hành lấy và phân tích mẫu lõi bổ sung.

 

Điều 11. Thử vỉa

Trước khi tiến hành thử vỉa ở giếng thẩm lượng hay giếng phát triển, hoặc trước khi đưa giếng phát triển vào khai thác, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chương trình thử vỉa để xem xét và phê duyệt.

Nhà điều hành phải tiến hành thử vỉa ban đầu trước khi đưa giếng vào khai thác nhằm thu thập số liệu về khả năng cho sản phẩm dầu hay khí của giếng, xác định các tính chất của tầng chứa và lấy các mẫu lưu thể đại diện của giếng.

Khi sửa chữa giếng dẫn tới việc thay đổi khả năng cho sản phẩm dầu khí hoặc khả năng tiếp nhận của giếng, thì ngay sau khi hoàn thành, Nhà điều hành phải tiến hành nghiên cứu giếng để xác định mức độ ảnh hưởng tới khả năng cho sản phẩm hoặc khả năng tiếp nhận của giếng.

Khi tiến hành thử vỉa và đánh giá giếng, Nhà điều hành phải tiến hành đúng chương trình thử vỉa và nghiên cứu giếng đã được phê duyệt.

Nhà điều hành phải báo cáo ngay cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam kết quả của từng lần thử vỉa đã tiến hành.

 

Điều 12. Đo hoặc khảo sát áp suất vỉa

Trước khi bắt đầu khai thác từ mỗi khoảng hoàn thiện của giếng phát triển, Nhà điều hành phải xác định áp suất tĩnh của vỉa tại khoảng hoàn thiện đó.

Trong thời gian 2 năm đầu kể từ khi vỉa hoặc mỏ đã được đưa vào khai thác, Nhà điều hành phải tiến hành đo hoặc khảo sát, phân tích thông tin về áp suất vỉa và mỏ 3 tháng hoặc 6 tháng một lần tuỳ thuộc vào động thái khai thác của vỉa và mỏ. Trong thời gian tiếp theo, Nhà điều hành phải tiến hành đo hoặc khảo sát áp suất vỉa ít nhất 12 tháng một lần.

Ít nhất 60 ngày trước khi tiến hành nghiên cứu áp suất vỉa, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam để xem xét và phê duyệt chương trình nghiên cứu áp suất, trong đó phải nêu rõ phương pháp và vị trí của số giếng cần thiết phải đóng lại cho nghiên cứu để bảo đảm xác định chính xác áp suất tĩnh của vỉa.

Theo yêu cầu của Nhà điều hành, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể phê duyệt lịch biểu nghiên cứu áp suất vỉa khác với lịch biểu đã được quy định trên đây với điều kiện lịch biểu này phù hợp với điều kiện sản xuất .

Khi nghiên cứu áp suất vỉa, đo mực chất lỏng trong giếng, Nhà điều hành phải tiến hành theo hướng dẫn và tiêu chuẩn được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

 

Điều 13. Đo thông số khai thác trong thân giếng

Nhà điều hành phải tiến hành đo các thông số khai thác trong thân giếng khai thác hoặc bơm ép nếu điều kiện kỹ thuật cho phép và việc đo này có thể đóng góp đáng kể vào việc đánh giá vỉa, theo chương trình đã được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam đồng ý.

Sau khi tiến hành đo thông số khai thác trong thân giếng, Nhà điều hành phải báo cáo Tổng công ty Dầu khí Việt Nam về kết quả đo.

 

Điều 14. Lấy và phân tích mẫu lưu thể

Khi hoàn thành khoan giếng thẩm lượng tại một vỉa nào đó, Nhà điều hành phải thực hiện ngay việc lấy mẫu sâu, hoặc lấy mẫu bề mặt tại miệng giếng để tái tạo ở điều kiện vỉa ban đầu nếu không thể lấy mẫu sâu.

Nhà điều hành phải lấy và phân tích mẫu dầu, mẫu khí và mẫu nước lấy tại bề mặt từ số lượng giếng đủ để đánh giá thành phần lưu thể của vỉa ít nhất 12 tháng một lần hoặc vào bất cứ thời điểm nào khi có dấu hiệu cho rằng thành phần lưu thể khai thác từ vỉa đã thay đổi.

Nhà điều hành phải lấy mẫu và phân tích các mẫu đó theo tiêu chuẩn API RP.44 lần xuất bản mới nhất hoặc tiêu chuẩn khác mà Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Sau khi giếng được đưa vào khai thác, nếu trong lưu thể của giếng có xuất hiện nước, Nhà điều hành phải lắp đặt thiết bị phân tích mẫu lưu thể của giếng ở những nơi thích hợp để xác định thành phần và nguồn gốc của nước trong giếng khai thác đó.

Đối với giếng khí, Nhà điều hành phải xác định nguồn gốc nước đang được khai thác. Nếu nước đang được khai thác là nước vỉa thì phải lập và thực hiện ngay quy trình xác định lưu lượng nước vỉa trong quá trình khai thác. Khi được yêu cầu, Nhà điều hành phải báo cáo ngay cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam kết quả thực hiện quy trình nêu trên.

Khi tiến hành phân tích các mẫu nước, Nhà điều hành phải bảo đảm việc phân tích mẫu đó được tiến hành theo tiêu chuẩn API RP 45 "Quy định phân tích mẫu nước của mỏ dầu" - lần xuất bản mới nhất hoặc tiêu chuẩn khác mà Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Nhà điều hành phải nộp cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam báo cáo kết quả phân tích thành phần của lưu thể có tính đại diện của vỉa và kết quả mô tả các tính chất lý hoá cơ bản của thành phần khí, lỏng của lưu thể đó, bao gồm cả những thông tin theo quy định của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam ngay sau khi việc phân tích đã hoàn thành.

 

CHƯƠNG IV
VẬN HÀNH GIẾNG PHÁT TRIỂN

 

Điều 15. Quy định chung

Nhà điều hành phải hoàn thiện và vận hành giếng phát triển theo các qui trình kỹ thuật tốt nhất để bảo đảm tính nguyên trạng của giếng và các thiết bị sử dụng tại giếng cho các mục đích khai thác, vận hành giếng an toàn, bảo vệ môi trường, đánh giá và điều khiển mọi hoạt động của giếng và thu hồi dầu khí từ giếng một cách có hiệu quả.

Trong điều kiện có thể làm được, Nhà điều hành phải hiệu chỉnh ngay các thiết bị của giếng có thể ảnh hưởng xấu đến việc khai thác hay bơm ép.

Nhà điều hành phải nâng cao khả năng khai thác hoặc độ tiếp nhận của giếng hoặc phải thay đổi khoảng hoàn thiện của giếng nếu xét thấy cần thiết để tránh giảm đáng kể hệ số thu hồi dầu khí cuối cùng của vỉa hoặc mỏ.

Nếu sự khác biệt về áp suất và đặc tính dòng chảy của một vỉa có thể ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu, khí ở vỉa bất kỳ khi có sự trao đổi dòng giữa các vỉa đó thì Nhà điều hành phải hoàn thiện giếng khai thác đồng thời nhiều vỉa thành giếng khai thác từng vỉa riêng biệt hoặc thành giếng khai thác đồng thời riêng biệt nhiều vỉa, hoặc có thể áp dụng các biện pháp nhằm hạn chế sự trao đổi dòng chảy giữa các vỉa tới mức nhỏ nhất.

Đối với những giếng khai thác đồng thời nhiều vỉa riêng biệt, Nhà điều hành phải thực hiện các công tác sau:

1. Sau khi giếng được hoàn thiện, phải tiến hành thử từng vỉa riêng biệt để khẳng định và bảo đảm việc phân cách giữa các vỉa là tốt, kể cả ở bên trong và bên ngoài ống chống;

2. Nếu nghi ngờ về sự phân cách đó phải tiến hành thử riêng biệt ngay.

 

Điều 16. Phê duyệt vận hành trong lòng giếng

Đối với giếng phát triển, Nhà điều hành chỉ được phép tiến hành các hoạt động sửa chữa giếng, thả các thiết bị đo địa vật lý, hoặc xử lý để tăng dòng sản phẩm khi có sự phê duyệt của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

Trong vòng 15 ngày trước khi tiến hành các hoạt động trên đây, Nhà điều hành phải trình các tài liệu liên quan đến qui trình, thiết bị và chức danh người thực hiện để Tổng công ty Dầu khí Việt Nam xem xét phê duyệt.

Các quy định trên đây không áp dụng cho việc đo địa vật lý được tiến hành qua đầu giếng khi đầu giếng được đặt cao hơn mực nước biển với điều kiện các hoạt động này không gây ra thay đổi khoảng hoàn thiện của giếng, hoặc ảnh hưởng xấu đến hệ số khai thác dầu, khí của vỉa.

Trong trường hợp chưa nhận được sự phê duyệt, Nhà điều hành vẫn có thể thực hiện các hoạt động nêu trên nếu các hoạt động đó cần được tiến hành ngay để tránh xảy ra mất kiểm soát giếng và nếu Nhà điều hành chứng minh được sự cần thiết bắt buộc phải tiến hành hoạt động đó trước thời hạn đã quy định trên đây.

 

Điều 17. Thông báo các văn bản phê duyệt

Ngay sau khi nhận được văn bản phê duyệt vận hành giếng phát triển, Nhà điều hành phải gửi đến công trình khai thác một bản sao.

 

Điều 18. Báo cáo chung

Trong vòng 30 ngày ngay sau khi hoàn tất các hoạt động theo quy định tại Điều 16, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam báo cáo về các hoạt động, trong đó bao gồm:

1. Tóm tắt các hoạt động và các sự cố xảy ra;

2. Sơ đồ và các thông số kỹ thuật kèm theo về thiết bị trong lòng giếng, ống chống, ống khai thác, cây thông đầu giếng và hệ thống kiểm soát khai thác;

3. Các thông số về thành phần và tính chất của lưu thể dùng để hoàn thiện giếng.

4. Đánh giá các kết quả của các công tác đã thực hiện.

 

Điều 19. Báo cáo khai thác

Trong báo cáo khai thác hàng năm, phù hợp với Điều 92, Nhà điều hành phải mô tả chi tiết các hoạt động đo địa vật lý đã tiến hành tại giếng phát triển.

 

Điều 20. ng chống khai thác và ống khai thác

Nhà điều hành phải bảo đảm ống chống khai thác và ống khai thác đặt trong giếng được thiết kế nhằm mục đích sau đây:

1. Cho phép việc hoàn thiện giếng được thực hiện an toàn và có hiệu quả;

2. Cho phép lắp đặt các thiết bị khai thác cơ học khi có yêu cầu nhằm duy trì lưu lượng khai thác;

3. Chịu được các điều kiện gây ảnh hưởng bất lợi cho việc bảo toàn cấu trúc của ống chống khai thác và ống khai thác.

Nhà điều hành phải bảo đảm ống chống khai thác sử dụng trong giếng phải được trang bị và trám xi-măng với chất lượng tốt, cột xi-măng phải cao hơn ít nhất 60 mét so với nóc vỉa và thấp hơn ít nhất 30 mét so với đáy vỉa sản phẩm hoặc chân đế của ống chống khai thác.

Nhà điều hành phải bảo đảm rằng chiều cao cột xi-măng phía ngoài ống chống khai thác phải phù hợp nhằm các mục đích sau đây:

1. Ngăn ngừa sự ăn mòn từ bên ngoài đối với ống chống;

2. Chống các tác động phát sinh do việc bơm lưu thể vào khoảng không giữa ống chống và ống khai thác; ngăn ngừa hiện tượng gây tác động xấu đối với khoảng ống chống chưa được trám xi-măng hoặc chất lượng xi-măng kém có thể vượt quá giới hạn độ bền thiết kế của ống chống.

Theo yêu cầu của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà điều hành phải chứng minh các yêu cầu về ống chống khai thác và ống khai thác của các giếng khoan đã phù hợp với quy định của Quy chế này.

Nhà điều hành phải bảo đảm sau khi lắp đặt và sau mỗi lần sửa chữa, ống chống khai thác và ống khai thác trong giếng phải được thử với áp suất tối đa mà ống chống khai thác và ống khai thác có thể phải chịu đựng trong quá trình khai thác.

 

Điều 21. Khoảng không giữa các ống

Nhà điều hành phải bảo đảm dung dịch sử dụng trong việc hoàn thiện hoặc sửa chữa giếng phải là loại dung dịch gây ảnh hưởng ít nhất đến tầng sản phẩm, các thiết bị trong lòng giếng và khoảng không giữa các ống trong giếng phải được bố trí sao cho có thể xả giếng một cách dễ dàng.

Nhà điều hành phải lắp đặt pac-ke trong giếng trong những trường hợp sau:

1. Giếng khai thác ở ngoài khơi;

2. Cần thiết phải trang bị van an toàn trong lòng giếng theo quy định của Quy chế này;

3. Có thể có áp suất ở trong khoảng không giữa các ống chống khai thác và ống khai thác trên 13 MPa.

 

Điều 22. Van an toàn trong lòng giếng

Nếu là giếng khai thác ở ngoài khơi, Nhà điều hành phải lắp van an toàn trong lòng giếng với khoảng cách tối thiểu 30 mét dưới bề mặt đáy biển.

Nếu là giếng khai thác trên đất liền có khả năng tự phun không cần các thiết bị khai thác cơ học, Nhà điều hành phải lắp van an toàn trong lòng giếng nếu như giếng nằm trong phạm vi có thể gây nguy hiểm cho dân cư, môi trường và cho giếng khoan do sự cố phun trào; khai thác khí có chứa sunphuahydro với hàm lượng cao hơn 50 phần triệu về thể tích.

Nhà điều hành phải vận hành giếng theo các thông số kỹ thuật, thiết kế, lắp đặt thiết bị, vận hành và thử từng van an toàn theo tiêu chuẩn API Spec 14A: "Tiêu chuẩn kỹ thuật về các thiết bị trong lòng giếng" - lần xuất bản mới nhất và theo tiêu chuẩn API Spec 14B: "Qui định về sơ đồ công nghệ, lắp đặt thiết bị, vận hành hệ thống van an toàn trong lòng giếng - lần xuất bản mới nhất hoặc các tiêu chuẩn khác được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Khi có lắp van an toàn trong lòng giếng được điều khiển từ trên bề mặt thì Nhà điều hành phải thử van đó tại chỗ ngay sau khi lắp đặt xong và cứ 6 tháng phải thử lại ít nhất một lần.

Nhà điều hành chỉ được phép khai thác giếng nếu van an toàn trong lòng giếng ở trạng thái làm việc tốt.

 

Điều 23. Thiết bị đầu giếng và cây thông

Nhà điều hành phải bảo đảm thiết bị đầu giếng và cây thông phù hợp với các điều kiện sau:

1. Đạt tiêu chuẩn API RP 17A "Quy định thiết kế và vận hành hệ thống khai thác ngầm" - lần xuất bản mới nhất, nếu như giếng khai thác ngoài khơi.

2. Đạt tiêu chuẩn API Spec 6A: "Tiêu chuẩn kỹ thuật thiết bị đầu giếng và cây thông" - lần xuất bản mới nhất, nếu như giếng khai thác trên đất liền.

3. Có áp suất làm việc cực đại cho phép lớn hơn so với áp suất cực đại mà thiết bị đầu giếng và cây thông phải chịu đựng trong quá trình khai thác phù hợp với tiêu chuẩn về áp suất được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

4. Được thiết kế để chịu đựng điều kiện nhiệt độ, ăn mòn và các điều kiện vật lý của môi trường;

5. Được thiết kế để chịu được lực sinh ra độ dãn dài của ống chống và ống khai thác phù hợp với tiêu chuẩn về áp suất được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận;

6. Phải có hai van chính, trừ những trường hợp quy định dưới đây.

Trong trường hợp giếng khai thác dầu có áp suất thấp với hàm lượng sunphuahydro dưới 1% hoặc giếng khai thác khí có áp suất thấp với hàm lượng sunphuahydro dưới 10 phần triệu về thể tích hoặc là giếng bơm ép nước thì cây thông chỉ cần có một van chính.

Sau khi lắp đặt lần đầu và cứ sau mỗi lần sửa chữa, Nhà điều hành phải thử cây thông đến áp suất tối đa mà cây thông này có thể phải chịu trong quá trình khai thác.

 

Điều 24. Các hoạt động khác đồng thời với vận hành khai thác

Khi tiến hành khoan, hoàn thiện, sửa chữa hoặc kích thích tăng dòng cho giếng, đo địa vật lý, bơm hoá phẩm hoặc tiến hành các công việc xây dựng khác đồng thời với hoạt động khai thác, Nhà điều hành phải bảo đảm rằng hoạt động đó nằm trong Kế hoạch an toàn theo quy định tại Điều 64.

Nhà điều hành chỉ được phép tiến hành các công việc theo quy định trên đây đồng thời với vận hành khai thác khi kế hoạch an toàn đã được phê duyệt theo quy định tại Điều 64.

 

CHƯƠNG V
CÁC YÊU CẦU VỀ BẢO VỆ TÀI NGUYÊN

 

Điều 25. Quản lý mỏ

Các phương pháp khai thác được áp dụng trong Kế hoạch phát triển mỏ phải bảo đảm hệ số thu hồi dầu, khí cao nhất.

Trong phạm vi có thể thực hiện được, Nhà điều hành phải xác định vị trí của các giếng khoan sao cho bảo đảm khai thác tối đa dầu, khí.

Nếu xét thấy việc khoan bổ sung có thể làm tăng hệ số thu hồi dầu, khí, Nhà điều hành phải tiến hành nghiên cứu chương trình khoan bổ sung và trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam các nghiên cứu đó để phê duyệt.

 

Điều 26. Bơm ép thay thế chất lưu vào vỉa hay mỏ

Khi khai thác dầu ở chế độ duy trì áp suất vỉa, Nhà điều hành không được bơm chất lưu vào vỉa theo mạng lưới giếng bơm ép và vỉa khác với mạng lưới giếng bơm ép và vỉa đã được phê chuẩn.

Nhà điều hành không được bơm ép chất lưu vào vỉa với một lượng khác với lượng khai thác được nếu chưa được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

Nhà điều hành không được khai thác với sản lượng có nguy cơ làm giảm áp suất vỉa xuống thấp hơn mức áp suất đã được phê duyệt trong Kế hoạch phát triển mỏ.

Nếu xét thấy hệ số thu hồi dầu, khí cuối cùng từ vỉa không bị suy giảm, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam sẽ phê duyệt khối lượng chênh lệch hoặc sản lượng khai thác khác với yêu cầu trên đây.

Nhà điều hành phải duy trì khối lượng hoặc sản lượng khai thác đã được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt theo quy định tại điều này.

 

Điều 27. Bơm ép khí trở lại vỉa hoặc mũ khí

Nhà điều hành không được bơm khí trở lại vỉa khí hoặc mũ khí nếu chưa được Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền và Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

 

Điều 28. Khai thác đồng thời dầu và khí

Nhà điều hành chỉ được phép tiến hành khai thác đồng thời dầu và khí từ vỉa hoặc từ mỏ có mũ khí khi bảo đảm tối đa hệ số thu hồi dầu, khí đã được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

 

Điều 29. Khai thác đồng thời nhiều vỉa

Nếu không được chấp thuận của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà điều hành không được phép khai thác dầu, khí từ hai vỉa trở lên bằng một ống khai thác hoặc một thân giếng chung mà không đo lưu lượng riêng của từng vỉa.

Nếu việc khai thác đồng thời nhiều vỉa được chấp thuận, Nhà điều hành phải đo tổng lưu lượng của các vỉa sản phẩm và xác định lưu lượng khai thác của từng vỉa riêng biệt.

 

Điều 30. Đốt và xả khí

Nhà điều hành có thể đốt khí trong những trường hợp sau:

1. Trong quá trình thử vỉa không quá 48 giờ với lưu lượng và khối lượng không lớn hơn lưu lượng và khối lượng cần thiết phải xả để thông và làm sạch giếng;

2. Trong thời gian được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận và phê duyệt lưu lượng, khối lượng trong các hoạt động thử vỉa hay làm sạch giếng được kéo dài quá 48 giờ hoặc sau khi hoàn thiện, sửa chữa hoặc xử lý giếng.

Nhà điều hành có thể đốt khí theo chu kỳ, đốt khí dư thu được từ hệ thống xử lý áp suất thấp không thể bảo tồn một cách kinh tế và việc đốt khí không gây ra mối nguy hiểm về an toàn; đốt trong tình trạng khẩn cấp không kéo dài quá 72 giờ như máy nén khí hoặc các thiết bị khác bị hư hỏng; đốt khi bảo dưỡng định kỳ, kiểm tra và thử nghiệm.

Trong tình trạng khẩn cấp Nhà điều hành có thể xả khí tạm thời nếu không thể đốt được, nhưng không quá 24 giờ và phải qua van an toàn.

Nhà điều hành được phép đốt hay xả khí từ giếng để giải toả áp suất.

Nhà điều hành phải trình Cơ quan quản lý Nhà nước và Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt việc đốt khí đồng hành cho từng năm đối với từng mỏ dầu.

 

Điều 31. Đốt hay huỷ dầu

Nhà điều hành được đốt hay huỷ dầu trong tình trạng khẩn cấp hoặc xét thấy việc đốt hay huỷ dầu là cần thiết trong một thời gian hợp lý sau khi bắt đầu công tác hoàn thiện hoặc sửa chữa giếng hoặc trong trường hợp xử lý kích thích tăng dòng với khối lượng dầu bị đốt hay hủy ít hơn một (1) mét khối/giờ.

Nhà điều hành phải thông báo bằng văn bản cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam khi đốt hoặc huỷ dầu để đối phó với tình trạng khẩn cấp.

Trong quá trình thử giếng, Nhà điều hành không được khai thác vượt quá khối lượng mà Tổng công ty Dầu khí Việt Nam cho phép đốt hoặc huỷ.

 

CHƯƠNG VI
SẢN LƯỢNG KHAI THÁC

 

Điều 32. Quy định chung

Nhà điều hành phải khai thác dầu khí với phương pháp khai thác tốt nhất nhằm đạt được hệ số thu hồi dầu khí tối đa với sản lượng khai thác ổn định phù hợp với kế hoạch phát triển mỏ đã được phê duyệt.

 

Điều 33. Dự báo sản lượng khai thác

Căn cứ vào mức sản lượng khai thác đã được phê duyệt trong kế hoạch phát triển mỏ, vào ngày 01 tháng 10 hàng năm, Nhà điều hành phải trình dự báo khả năng khai thác dầu khí cho các năm tiếp theo. Đối với những dự báo khai thác dầu có sai số vượt quá 15% so với hệ số thu hồi dầu cuối cùng theo tính toán, Nhà điều hành phải bổ sung các nghiên cứu về mỏ để bảo đảm hệ số thu hồi cuối cùng theo tính toán không bị suy giảm.

Dự báo khả năng khai thác cho năm đầu phải tính theo từng tháng trên cơ sở từng giếng. Dự báo khai thác cho 4 năm tiếp theo phải tính theo từng quý và dự báo dài hạn toàn đời mỏ tính theo từng năm. Nếu sự thay đổi dự báo sản lượng khai thác hàng năm dao động khoảng ± 10% hoặc lớn hơn thì Nhà điều hành phải giải trình bằng văn bản.

 

Điều 34. Phê duyệt sản lượng khai thác

Nhà điều hành phải thông báo cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam về sản lượng khai thác chi tiết từng ngày, từng tháng, từng quý và từng năm của các giếng và mỏ.

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam sẽ phê duyệt mức sản lượng khai thác hàng năm, hàng quí và có thể xem xét lại mức sản lượng khai thác trung bình hàng năm nếu Nhà điều hành không thể đảm bảo mức sản lượng đã được phê duyệt. Trong trường hợp đó, Nhà điều hành phải giải trình về các thay đổi trong khoảng ± 10% hoặc lớn hơn so với sản lượng khai thác đã được phê duyệt.

Nhà điều hành phải đảm bảo sản lượng khai thác dự kiến có thể thực hiện được trong từng giai đoạn cụ thể với điều kiện tiến hành hoạt động và điều phối sản phẩm một cách thận trọng, đảm bảo tính thực tế, bao gồm cả các biện pháp để giảm tối đa việc đốt và xả khí.

Trong vòng 30 ngày kể từ khi phát hiện ra các thay đổi đáng kể về lưu lượng khai thác, Nhà điều hành phải báo cáo cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam để xem xét lại mức khai thác cho phù hợp.

Trong năm, nếu có thay đổi về mức sản lượng do một hay nhiều nguyên nhân gây ra trong quá trình sản xuất, thì từng quý, Nhà điều hành phải thông báo cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam việc thay đổi sản lượng khai thác từng tháng cho mỗi quý. Trong trường hợp đó, Nhà điều hành phải trình các tài liệu sau đây ít nhất một tháng trước khi sang quý sau:

- Khả năng khai thác dự đoán cho từng quý tiếp theo;

- Sản lượng khai thác trung bình dự kiến và trung bình thực tế từng tháng của mỏ trước đây và các quý còn lại của năm;

- Xây dựng biểu đồ diễn biến sản lượng dầu khai thác thực tế so với sản lượng dầu khai thác đã được phê duyệt; xây dựng biểu đồ khối lượng đốt thực tế so với khối lượng đốt đã được phê duyệt kể từ năm đã giải trình về sự thay đổi trong khoảng ± 10% hoặc lớn hơn giữa sản lượng khai thác dầu thực tế với sản lượng dầu khai thác đã được phê duyệt và nếu như khối lượng khí đốt vượt quá giới hạn cho phép.

Khi điều kiện cho phép, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể phê duyệt mức sản lượng tối đa cho từng giàn khai thác để đáp ứng nhu cầu điều phối mỏ.

 

Điều 35. Sản lượng dầu vượt trội và sản lượng dầu chưa đạt.

Nhà điều hành phải tiến hành các biện pháp để đạt mức sản lượng dầu đã được phê duyệt. Tuy nhiên, do nguyên nhân không lường trước được, có thể cho phép thay đổi trong khoảng ± 10% sản lượng dầu trung bình hàng tháng đã được phê duyệt đối với một mỏ với điều kiện là sự thay đổi sản lượng trung bình hàng tháng đã được phê duyệt đối với vùng hợp đồng, không vượt quá 5% nếu vùng hợp đồng có từ hai mỏ trở lên.

Trong trường hợp vượt hoặc không đủ sản lượng trong một tháng thì Nhà điều hành phải điều chỉnh để giảm mức vượt hoặc mức thiếu hụt đó vào tháng tiếp theo. Trong trường hợp việc điều chỉnh sản lượng khai thác vượt quá 10% đối với một mỏ, hoặc vượt quá 5% sản lượng đã được phê duyệt đối với vùng hợp đồng thì Nhà điều hành phải giải trình để Tổng công ty Dầu khí Việt Nam xem xét điều chỉnh.

Trong trường hợp, hàng tháng vượt hoặc không đủ sản lượng, Nhà điều hành phải điều chỉnh cuối mỗi quý để cuối năm mức giảm hoặc tăng sản lượng không còn nữa.

 

Điều 36. Sản lượng khai thác khí thiên nhiên

Đối với khí thiên nhiên, vào ngày 01 tháng 10 hàng năm, Nhà điều hành phải báo cáo dự báo sản lượng khai thác khí thiên nhiên đối với từng mỏ trên cơ sở nhu cầu sử dụng khí những năm tiếp theo. Các dự báo đó phải tuân theo quy định tại Điều 32.

Nhà điều hành không được phép khai thác khí thiên nhiên khác với hợp đồng mua bán khí hàng năm với khách hàng, tương ứng với sản lượng khai thác đã được phê chuẩn trong Kế hoạch phát triển mỏ.

Nếu có yêu cầu thay đổi, bổ sung ngoài phạm vi cho phép, Nhà điều hành phải báo cáo Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền xin phép điều chỉnh.

 

Điều 37. Khai thác khí đồng hành

Đối với khi đồng hành, vào ngày 01 tháng 10 hàng năm, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam dự báo khai thác và kế hoạch sử dụng khí đồng hành đối với từng mỏ dầu cho các năm tiếp theo.

Nhà điều hành phải bằng mọi biện pháp bảo đảm tỷ suất khí dầu trung bình hàng tháng không vượt giới hạn đã phê duyệt.

Trong trường hợp tỷ suất khí dầu cao hơn giới hạn đã phê duyệt, khi có sự chấp thuận của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà điều hành mới được khai thác tiếp.

Nếu xét thấy cần thiết, sau khi đã trao đổi với Nhà điều hành, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể xem xét và sửa đổi giới hạn tỷ suất khí dầu đối với từng mỏ dầu trên cơ sở thông tin kỹ thuật và các nghiên cứu mới nhất đã có trong năm hoặc phù hợp với mức giới hạn lượng khí đốt hay xả.

 

CHƯƠNG VII
ĐO LƯỜNG VÀ KIỂM TRA

 

Điều 38. Quy định chung

Nhà điều hành phải đo và ghi chép lưu lượng, tổng sản lượng của mỗi loại lưu thể được khai thác hoặc bơm ép vào giếng, được bán, đốt hay hủy.

Nhà điều hành phải đo và ghi chép lưu lượng, tổng sản lượng của khí được dùng làm nguyên liệu cho các hoạt động khai thác tại mỏ và cho công tác khai thác bằng gaslift.

Nhà điều hành phải đo và ghi chép lưu lượng, tổng sản lượng của dầu thô sử dụng như chất lỏng làm năng lượng thủy lực để phục vụ cho các thiết bị khai thác cơ học.

Nhà điều hành phải đo và ghi chép lưu lượng, tổng sản lượng của từng loại lưu thể đi vào hoặc đi ra khỏi bộ phận xử lý tại mỏ.

 

Điều 39. Thiết bị đo lưu lượng

Khi Nhà điều hành sử dụng thiết bị đo để đo lưu lượng lưu thể theo quy định tại Điều 38 trên đây, thì thiết bị đó phải được lắp đặt và sử dụng phù hợp với chỉ dẫn của nhà sản xuất thiết bị. Thiết bị đo phải có khoảng đo tương ứng với mục đích sử dụng; hoạt động tốt trong khoảng đo được chọn. Thiết bị đo phải phù hợp với thiết bị ghi nhiệt độ liên tục hay thiết bị hiệu chỉnh nhiệt độ nếu thiết bị đo lường là máy đo khí thương mại và sự dao động nhiệt độ có thể ảnh hưởng đến độ chính xác của phép đo.

 

Điều 40. Lắp đặt thiết bị đo lưu lượng

Nhà điều hành phải đảm bảo tất cả các van, thiết bị đo và ống chuẩn chỉnh được lắp đặt nhằm duy trì lưu lượng ổn định một cách hợp lý qua thiết bị đo theo quy định tại Điều 39 trên đây.

 

Điều 41. Phân bổ sản lượng khai thác

Nhà điều hành phải phân bổ sản lượng khai thác dầu từ cụm giếng của mỏ trên cơ sở chia tỷ lệ của từng giếng cho phù hợp với hệ thống phân dòng và quy trình phân bổ mà Tổng công ty Dầu khí Việt Nam đã phê duyệt.

 

Điều 42. Đồng hồ lưu lượng khí thương mại

Khi sử dụng đồng hồ đo lưu lượng khí thương mại dùng trong hoạt động khai thác, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam các văn bản sau đây:

1. Các thông số kỹ thuật của đồng hồ đo bao gồm lưu lượng tối thiểu, tối đa, áp suất và nhiệt độ làm việc, vật liệu chế tạo đồng hồ và quy trình lắp đặt;

2. Bảng kê chi tiết các linh kiện chịu áp suất, nhiệt độ hoặc hiệu chỉnh lực trọng trường, các phụ kiện để khử sắt, khử nước, khử khí, các thiết bị để lấy mẫu, thiết bị ghi thể tích hoặc thiết bị điều khiển sử dụng kết hợp cùng với đồng hồ đo;

3. Bảng kê chi tiết điều kiện làm việc thực tế của đồng hồ đo bao gồm khoảng đo lưu lượng, xác định xem dòng chảy liên tục hay gián đoạn, áp suất cực đại, khoảng đo áp suất và khoảng đo nhiệt độ;

4. Tài liệu chi tiết về độ chính xác của đồng hồ đo, các thiết bị và quy trình chuẩn chỉnh cần thiết;

5. Bản sao tất cả các báo cáo về hiệu chỉnh đồng hồ đo.

 

Điều 43. Thiết bị đo tổng lưu lượng và chuẩn chỉnh thiết bị đo khí, đo nước

Khi sử dụng các thiết bị đo tổng lưu lượng, đo nước, đo khí, Nhà điều hành phải chuẩn chỉnh và duy trì việc chuẩn chỉnh tất cả các thiết bị đo theo tiêu chuẩn, chế độ định kỳ được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp nhận.

 

Điều 44. Đo condensat và dầu thô

Khi sử dụng thiết bị đo hoạt động theo nguyên lý quay hoặc nguyên lý chiếm chỗ để đo condensat và dầu thô, Nhà điều hành phải chuẩn chỉnh tất cả các thiết bị đo và duy trì việc chuẩn chỉnh tất cả các thiết bị đo theo những tiêu chuẩn chế độ định kỳ được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Khi sử dụng thiết bị đo theo nguyên lý dòng chảy qua lỗ để đo condensat và dầu thô, Nhà điều hành phải lắp đặt thiết bị tự ghi vào thiết bị này.

 

Điều 45. Hồ sơ về công tác đo lường

Nhà điều hành phải lưu giữ ít nhất trong vòng ba năm mọi sổ sách, ghi chép về công tác đo lường cho từng thiết bị đo lưu lượng tổng hoặc thiết bị kiểm tra lưu lượng mà Nhà điều hành sử dụng. Trong thời gian đó, nếu được yêu cầu thì Nhà điều hành phải nộp các sổ sách này cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

 

Điều 46. Độ chính xác của phép đo thay thế hoặc hiệu chỉnh lại phép đo

Độ chính xác tối thiểu cho phép đối với phép đo tổng sản lượng dầu khí hàng tháng tại khu vực khai thác phải đáp ứng theo yêu cầu của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

Nhà điều hành phải thường xuyên thử giếng với số lần thử đủ để thỏa mãn các yêu cầu về độ chính xác tối thiểu cho phép đo theo quy định trên đây.

Theo yêu cầu của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà điều hành phải kiểm tra độ chính xác của thiết bị đo lường mà mình đang sử dụng và báo cáo các kết quả kiểm tra nói trên.

Theo yêu cầu của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà điều hành phải thay hoặc phải chuẩn chỉnh lại bất kỳ thiết bị đo lường nào không đạt yêu cầu về độ chính xác theo quy định tại Quy chế này.

 

CHƯƠNG VIII
CÁC YÊU CẦU VỀ XÂY DỰNG CÔNG TRÌNH KHAI THÁC

 

Điều 47. Quy định chung

Nhà điều hành chỉ được phép sử dụng khu vực khai thác với điều kiện các thiết bị khai thác được bố trí tại khu vực đó đảm bảo an toàn cho người, giảm nguy cơ hủy hoại môi trường tới mức thấp nhất, cho phép dễ dàng tiếp cận với thiết bị khai thác.

 

Điều 48. Hệ thống an toàn trên công trình khai thác

Nhà điều hành chỉ được phép sử dụng hệ thống thiết bị xử lý, bình tách, các loại bình áp lực, máy bơm, máy nén khí, đường ống, bộ phân dòng (manifold), đầu giếng và các thiết bị khai thác dầu, khí khi các thiết bị đó đã được bảo vệ bằng hệ thống an toàn. Hệ thống an toàn phải luôn hoạt động trong quá trình khai thác dầu khí.

Hệ thống an toàn phải được thiết kế nhằm hạn chế tối đa các khả năng gây tổn thương cho con người, hủy hoại môi trường, hư hại công trình khai thác khi thiết bị gặp sự cố.

Hệ thống an toàn phải tự động phát hiện được các dấu hiệu nguy hiểm hay bất thường liên quan đến các thiết bị được bảo vệ. Trên cơ sở các phát hiện, hệ thống an toàn sẽ dừng hoạt động toàn bộ công trình hay một phần của công trình.

Nhà điều hành chỉ được phép sử dụng công trình khai thác ngoài khơi khi hệ thống an toàn cho công trình được phân tích, thiết kế và lắp đặt theo tiêu chuẩn API RP 14C "Qui định về phân tích thiết kế lắp đặt và kiểm tra các hệ thống an toàn cơ bản trên mặt các công trình khai thác ngoài khơi" - lần xuất bản mới nhất.

 

Điều 49. Các van đóng khẩn cấp

Nhà điều hành phải lắp van đóng khẩn cấp ở đầu giếng và cây thông trong những trường hợp sau:

1. Giếng khai thác sản phẩm có chứa sunphuahydro với hàm lượng trên 50 phần triệu;

2. Giếng ở khu vực khai thác ngoài khơi;

3. Cần phải ngắt dòng lưu thể khỏi giếng do sự cố ở đường ống hay đường ống bơm ép có thể gây nguy hại đối với người hoặc hủy hoại nghiêm trọng môi trường tự nhiên.

Nhà điều hành phải bảo đảm tất cả các van đóng khẩn cấp lắp đặt tại giếng phù hợp với tiêu chuẩn API Spect 14D: "Tiêu chuẩn kỹ thuật đối với van an toàn miệng giếng và dưới sâu để khai thác ngoài khơi" - lần xuất bản mới nhất.

 

Điều 50. Động cơ diesel đặt trên đất liền

Động cơ diesel được sử dụng để hoàn thiện, sửa chữa hoặc thả thiết bị đo địa vật lý hay xử lý vỉa, kích thích tăng dòng tại các công trình khai thác trên đất liền phải đặt cách giếng tối thiểu là 25 mét nếu như động cơ đó không có hàng rào chịu lửa vây quanh, không được trang bị van đóng đường nạp khí, không có hệ thống nén khí trơ vào xi-lanh của động cơ có hệ thống điều khiển từ xa.

 

Điều 51. Các thiết bị xử lý sản phẩm

Nhà điều hành chỉ được phép sử dụng công trình khai thác ngoài khơi khi hệ thống ống dẫn và các thiết bị liên quan được thiết kế và lắp đặt theo tiêu chuẩn API RP 14E "Qui định về thiết kế và lắp đặt các hệ thống đường ống trên các công trình khai thác ngoài khơi" - lần xuất bản mới nhất.

Nhà điều hành chỉ được phép sử dụng bình chịu áp lực hoặc bình chịu lửa được thiết kế và lắp đặt theo các tiêu chuẩn dưới đây:

1. API Spec 12J "Tiêu chuẩn kỹ thuật của các bình tách dầu khí" - lần xuất bản mới nhất.

2. Các chương từ I đến IX của tiêu chuẩn ASME: "Mã hiệu các bình chịu áp lực và bình tạo hơi" - lần xuất bản mới nhất.

3. Các tiêu chuẩn khác được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Nhà điều hành chỉ được phép sử dụng máy nén để nén hydrocarbon tại các công trình khai thác nếu máy nén đó được thiết kế theo các tiêu chuẩn sau đây:

1. API Standard 617: "Máy nén ly tâm dùng trong công nghệ lọc dầu" - lần xuất bản mới nhất.

2. API Standard 618: "Máy nén ly tâm dùng trong công nghệ lọc dầu" - lần xuất bản mới nhất.

3. API Standard 619:" Máy nén hoạt động theo nguyên lý chiếm chỗ quay ngược chiều dùng trong công nghệ lọc dầu" - lần xuất bản mới nhất.

4. Các tiêu chuẩn khác được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Khi thu gom, xử lý dầu khí hoặc nước có chứa sunphuahydro, Nhà điều hành phải tiến hành xử lý phù hợp với thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế để giảm tối đa sự thoát khí sunphuahydro ra môi trường tự nhiên và đảm bảo các hoạt động đó được tiến hành an toàn và hiệu quả.

Các thiết bị xử lý khí chua phải đảm bảo tất cả các vật liệu và quy trình sử dụng các thiết bị đó luôn tuân theo các quy định được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

 

Điều 52. Hệ thống xả áp

Tại công trình khai thác Nhà điều hành phải nối các van xả áp và các thiết bị xử lý hydrocacbon lỏng với bình lắng, hoặc thùng chứa hoặc thùng bọc cao su có thể tích đủ để chứa được thể tích chất lỏng lớn nhất có thể thoát ra trước khi hệ thống được đóng an toàn.

Tại công trình khai thác, tất cả các van xả áp ở các thiết bị xử lý khí phải nối với hệ thống đốt khí hoặc hệ thống xả khí.

Tại công trình khai thác mà hàm lượng khí sunphuahydro trong lưu thể khai thác vượt quá 10 phần triệu thì công trình khai thác phải lắp đặt hệ thống đốt khí hoạt động thường xuyên.

 

Điều 53. Hệ thống báo động

Nhà điều hành chỉ được phép khai thác dầu, khí khi công trình khai thác được trang bị các thiết bị báo động có khả năng báo cho tất cả mọi người trên công trình trong tình huống có thể gây nguy hiểm cho người, cho công trình, hoặc có hại cho môi trường tự nhiên.

Khi lắp đặt công trình khai thác, Nhà điều hành phải đảm bảo có các bản hướng dẫn vận hành tại công trình, trong đó bao gồm:

1. Bản miêu tả hệ thống báo động và các phương pháp được sử dụng để nhận biết loại báo động;

2. Bản miêu tả các tín hiệu báo động;

3. Vị trí lắp đặt các thiết bị phát hiện cháy, khói và khí rò rỉ;

4. Bảng miêu tả nguồn nuôi các thiết bị báo động;

5. Sự bảo trì và chuẩn chỉnh các thiết bị báo động;

6. Số lượng và vị trí các thiết bị xách tay dùng để phát hiện khí.

Các hệ thống báo động trên các công trình khai thác phải bảo đảm hoạt động thường xuyên, liên tục, có độ tin cậy cao; được kiểm tra, bảo trì, bảo dưỡng thường xuyên và được thiết kế chống lại sự nhiễu loạn.

Khi hệ thống báo động tự động của công trình khai thác đang được tiến hành kiểm tra, bảo dưỡng hoặc sửa chữa, Nhà điều hành phải đảm bảo chức năng của hệ thống được duy trì điều khiển bằng tay.

 

Điều 54. Hệ thống thông tin liên lạc

Các khu vực khai thác có người điều khiển phải được trang bị hệ thống radio hoặc điện thoại, và hệ thống thông tin khẩn cấp và các hệ thống thông tin liên lạc nêu trên phải hoạt động liên tục.

Các công trình khai thác ngoài khơi phải được trang bị hệ thống thông tin liên lạc hai chiều bằng hệ thống radio được duy trì thường xuyên giữa công trình ngoài khơi với trung tâm điều hành trên bờ, với tàu cứu hộ và với bất kỳ công trình khai thác ngoài khơi nào khác gần đó và với các phương tiện vận tải biển trong khu vực gần đó.

Các công trình khai thác ngoài khơi có người điều khiển phải được trang bị hệ thống điện thoại nội bộ và hệ thống thông tin chung mà các loa phải được đặt sao cho mọi người ở mọi chỗ trên công trình đều có thể nhận được thông tin phát ra và phương tiện truyền văn bản vào trung tâm điều hành trên bờ.

Các công trình khai thác ngoài khơi không cần người điều khiển phải được trang bị hệ thống thông tin bằng radio hai chiều trong suốt thời gian công trình có người làm việc, trang bị hệ thống có khả năng phát hiện tất cả các tình huống xấu có thể xảy ra gây nguy hiểm cho công trình, môi trường tự nhiên và cho việc thông báo, thông tin cho trung tâm điều hành.

 

Điều 55. Thay đổi hoặc vận hành các thiết bị an toàn

Khi không có lý do chính đáng, không một cá nhân nào được tự ý thay đổi hoặc vận hành các thiết bị an toàn trái với quy định tại Điều 22 và Chương VIII Quy chế này.

 

CHƯƠNG IX
CÁC VẤN ĐỀ VỀ MÔI TRƯỜNG

 

Điều 56. Quy định chung

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

 

Điều 57. Ghi chép và báo cáo về trạng thái môi trường vật lý

Đối với công trình khai thác ngoài khơi, Nhà điều hành phải duy trì ghi chép tổng hợp các quan sát về môi trường thiên nhiên trong qúa trình khai thác mỏ theo bảng theo dõi từng ca làm việc theo biểu mẫu do Tổng công ty Dầu khí Việt Nam quy định.

Đối với các công trình khai thác trên đất liền, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể yêu cầu Nhà điều hành phải theo dõi và ghi chép về hướng, tốc độ gió, nhiệt độ và lượng mưa theo chế độ nhất định.

Đối với các công trình trên biển, Nhà điều hành phải quan sát, ghi chép lượng mưa hàng ngày; trong điều kiện thời tiết bình thường, ít nhất 12 giờ một lần và trong điều kiện mưa bão, ít nhất 1 giờ một lần, Nhà điều hành phải ghi chép hướng và tốc độ gió, hướng, chiều cao và bước sóng của sóng biển, hướng, chiều cao và bước sóng sau các cơn bão, hướng và vận tốc dòng chảy, áp suất và nhiệt độ khí quyển, nhiệt độ của nước biển; tầm nhìn xa.

Nhà điều hành giàn khai thác nổi phải quan sát và ghi chép độ nghiêng, độ chòng chành và độ dập dình của hệ thống khai thác và sức căng của từng dây neo ít nhất 6 giờ một lần khi tốc độ gió nhỏ hơn 35 km/giờ và ít nhất 3 giờ một lần khi tốc độ gió vượt quá 35 km/giờ.

Đối với các công trình khai thác ngoài khơi, trong thời gian tiến hành các hoạt động sản xuất, Nhà điều hành phải ghi nhận các dự báo về điều kiện khí tượng thủy văn của từng ngày và khi điều kiện khí tượng thủy văn trong ngày có sự thay đổi so với dự báo.

 

Điều 58. Các ảnh hưởng do việc xây dựng

Nhà điều hành phải xây dựng hay lắp đặt công trình hoặc từng phần của công trình khai thác theo thiết kế và xây dựng để bảo đảm tính hiệu quả trong sử dụng và làm giảm đến mức thấp nhất mức độ ảnh hưởng đến bề mặt đáy biển, lòng sông, nền đất, sinh vật hoặc môi trường tự nhiên.

 

Điều 59. Sự nguy hiểm

Nhà điều hành có trách nhiệm thực hiện các biện pháp phòng ngừa để bảo vệ người, công trình khai thác và tất cả các thiết bị liên quan tại khu vực khai thác để tránh các nguy hại do thiên nhiên và các hoạt động khai thác gây ra.

 

Điều 60. Xử lý dầu và chất thải

Nhà điều hành phải đảm bảo tất cả dầu được khai thác hoặc tàng trữ tại khu vực khai thác phải được thu gom và xử lý, các chất thải phải được xử lý và thải đi phù hợp với Luật Bảo vệ môi trường và các quy định có liên quan.

 

Điều 61. Hủy vật liệu thải

Nhà điều hành phải đảm bảo mọi chất thải phát sinh trong quá trình khai thác phải được thu gom, xử lý, thải hoặc hủy sao cho không gây hại đối với sức khỏe con người, tránh gây ra các nguy hại cho môi trường và phải duy trì điều kiện tự nhiên.

 

Điều 62. Nước khai thác từ vỉa và nước thải công nghiệp

Nhà điều hành không được phép vận hành bất cứ hệ thống thải nước khai thác từ vỉa xuống biển nếu hệ thống đó không được thiết kế và bảo trì để bảo đảm hàm lượng dầu trong nước thấp hơn giá trị trung bình hàng tháng hoặc giá trị cực đại trong ngày theo quy định tại văn bản phê duyệt khi khai thác có lẫn nước vỉa.

Nhà điều hành không được xả nước thải từ các quá trình xử lý công nghệ xuống biển nếu nước thải này không bảo đảm những chỉ tiêu về giới hạn nhiễm bẩn theo quy định trong văn bản phê duyệt các hoạt động khai thác có lẫn nước vỉa.

Nhà điều hành phải thiết lập quy trình lấy và phân tích mẫu hợp lý để đảm bảo chất lượng nước được khai thác và nước công nghệ đã được xử lý tốt hơn giới hạn nhiễm bẩn theo quy định trong văn bản phê duyệt các hoạt động khai thác khi khai thác có lẫn nước vỉa.

Nhà điều hành không được thải nước khai thác vào nguồn nước trên mặt đất hoặc vào các vỉa nước nhạt có thể dùng cung cấp nước cho sinh hoạt.

Khi khai thác trên đất liền, Nhà điều hành chỉ được thải nước khai thác theo sơ đồ được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận, phù hợp với quy định tại Điều 17 Quy chế bảo vệ môi trường..

Nhà điều hành chỉ được phép vận hành sơ đồ thải nước vỉa vào lòng đất khi được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt để không làm ô nhiễm môi trường hoặc có hỗ trợ cho việc duy trì áp suất vỉa.

 

Điều 63. Ngừng hoạt động và kết thúc hoạt động khai thác

Nhà điều hành chỉ được phép ngừng hoạt động các công trình khai thác phù hợp với kế hoạch phát triển mỏ đã được cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền phê chuẩn.

Trước khi kết thúc khai thác một vỉa hay mỏ trong thời hạn ít nhất 18 tháng, Nhà điều hành thông qua Tổng công ty Dầu khí Việt Nam trình cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền chương trình kết thúc và thu dọn mỏ.

Nhà điều hành chỉ được phép kết thúc hoạt động khai thác vỉa hoặc mỏ nếu chương trình kết thúc và thu dọn mỏ đã được các cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền chấp thuận và khi Nhà điều hành đã hoàn tất chương trình đó và được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam xác nhận.

 

 

 

 

 

CHƯƠNG X
CÁC HOẠT ĐỘNG SẢN XUẤT KHÁC

 

Điều 64. Các kế hoạch an toàn và bảo vệ môi trường

 

Nhà điều hành phải trình Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền và Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt các văn bản sau đây:

1. Kế hoạch an toàn cho người, bảo toàn công trình khai thác và an toàn cho các thiết bị, trong đó bao gồm các quy định về vận hành, bảo trì, kiểm tra, bảo dưỡng và các vấn đề khác có liên quan.

2. Kế hoạch bảo vệ môi trường tự nhiên bao gồm cả việc xử lý các chất gây ô nhiễm hoặc các chất thải thoát hoặc xả trong quá trình khai thác.

Nội dung các kế hoạch quy định trên đây phải bao gồm cả việc dự tính đến các điều kiện bất thường hoặc các trường hợp khẩn cấp có thể xảy ra như thương vong, tử vong gồm các vụ va đụng, không kiểm soát được giếng, cháy hoặc nổ và khả năng có thể làm các công trình phải chịu tải cao hơn mức thiết kế.

Kế hoạch trên đây phải bao gồm cả việc phối hợp với kế hoạch quốc gia, ngành và địa phương.

Nhà điều hành phải lưu giữ bản sao kế hoạch đã được phê duyệt tại công trình khai thác, tại các vị trí cần thiết và luôn sẵn sàng để bất kỳ người nào cũng có thể xem và thực hiện.

Nhà điều hành phải luôn có đầy đủ mọi thiết bị ở trạng thái sẵn sàng để thực hiện kế hoạch đã được phê duyệt.

 

Điều 65. Yêu cầu về thiết bị

Nhà điều hành đảm bảo các thiết bị, máy móc sử dụng tại công trình khai thác phải phù hợp với các yêu cầu về an toàn; có hệ thống kiểm soát và hệ thống an toàn để bảo vệ người và môi trường; được lắp đặt và vận hành để có thể giảm tiếng ồn xuống mức tối thiểu tránh gây nguy hại cho người và sinh vật; các thiết bị, máy móc phải được lắp đặt sao cho làm giảm thiểu nguy cơ gây nguy hiểm đến công trình khai thác hoặc đến người đang làm việc, giảm đến mức thấp nhất sự hủy hoại đối với môi trường và được lắp đặt thuận tiện cho việc sử dụng.

 

Điều 66. Yêu cầu kiểm tra các van, các thiết bị cảm biến và các báo cáo có liên quan

Đối với các công trình khai thác trên đất liền, Nhà điều hành phải tiến hành các công việc sau đây:

1. Ít nhất 6 tháng một lần thử áp suất thiết kế và áp suất làm việc đối với tất cả các van đóng khẩn cấp tại miệng giếng và phải thay thế ngay các van bị hỏng hóc;

2. Ít nhất 12 tháng một lần thử các van xả ở bình chịu áp suất được lắp đặt tại giếng hoặc tại công trình khai thác;

 

3. Ít nhất 3 tháng một lần thử các thiết bị cảm biến áp suất;

4. Ít nhất mỗi tháng một lần thử các thiết bị kiểm soát mức chất lỏng bằng cách cho các thiết bị cảm biến hoạt động;

5. Ít nhất mỗi tháng một lần thử các van đóng tự động nối với các máy bơm nén khí hoặc ở đầu vào bình chịu áp suất, thử các van đóng, hoạt động theo các nguyên tắc đóng ở mức thấp trên các đường ống dẫn.

Khi công trình khai thác trên đất liền có lắp đặt các thiết bị xử lý khí hoặc dầu, thì Nhà điều hành phải thử tất cả các van xả của các thiết bị nói trên tối thiểu 12 tháng một lần hoặc thử trong quá trình bảo dưỡng nếu được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chấp thuận.

Đối với các công trình khai thác ngoài khơi Nhà điều hành phải tiến hành các công việc sau đây:

1. Kiểm tra và thử các bộ phận của hệ thống an toàn công trình theo quy định tại Điều 48 và ghi lại chức năng của hệ thống theo phụ lục D của tiêu chuẩn API RP 14C: "Quy định về việc kiểm nghiệm, thiết kế, lắp đặt và kiểm tra hệ thống an toàn đối với các công trình khai thác ngoài khơi" - lần xuất bản mới nhất.

2. ít nhất mỗi tháng một lần kiểm tra hệ thống đóng khẩn cấp của hệ thống an toàn theo quy định tại Điều 48 bằng việc thử tất cả các van an toàn điều khiển từ xa ở từng trạm điều khiển đóng khẩn cấp và cho chúng hoạt động lại.

3. Thử các van và thiết bị cảm biến cấu thành hệ thống an toàn theo quy định tại Điều 51 theo lịch biểu dưới đây:

- Ít nhất mỗi tháng một lần đối với các van đóng khẩn cấp ở giếng cao hơn mực nước biển để kiểm tra chức năng và phát hiện rò rỉ;

- Ít nhất mỗi tháng một lần đối với thiết bị cảm biến áp suất;

- Ít nhất mỗi tháng một lần đối với thiết bị kiểm soát mức chất lỏng bằng cách cho hoạt động các bộ phận cảm biến của thiết bị đó;

- Ít nhất mỗi tháng một lần đối với các van kiểm tra đặt trên đường ống để phát hiện rò rỉ;

- Ít nhất mỗi tháng một lần đối với các van tự động đóng ở đường vào bình chịu áp hoặc máy bơm nén khí bằng việc thử có sử dụng thiết bị cảm biến;

- Mỗi tháng một lần đối với van đóng được lắp ở đường xả chất lỏng từ bình chịu áp và được hoạt động bằng thiết bị cảm biến mức thấp;

- Ít nhất 6 tháng một lần đối với hệ thống đóng lắp đặt ở máy nén khí đang hoạt động bằng thiết bị cảm biến nhiệt;

- Ít nhất 3 tháng một lần đối với hệ thống phát hiện cháy và hệ thống phát hiện khí;

- Ít nhất 12 tháng một lần đối với van xả áp suất.

4. Chuẩn lại thiết bị phát hiện khí và cháy khi thử phát hiện thấy hệ thống đó không còn chính xác nữa.

Đối với các công trình khai thác ngoài khơi, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bản thống kê các thiết bị an toàn và thiết bị chống ô nhiễm môi trường chậm nhất là 45 ngày sau khi bắt đầu khai thác dầu khí tại công trình đó, cập nhật các số liệu vào bản thống kê theo quy định trên đây và trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam trong vòng 45 ngày sau khi đã hoàn chỉnh các hoạt động dưới đây:

- Thay đổi đáng kể hệ thống an toàn của công trình theo quy định tại Điều 48;

- Sửa chữa các thiết bị chính của hệ thống an toàn như được nêu trong Điều 48.

Nhà điều hành phải báo cáo Tổng công ty Dầu khí Việt Nam tất cả các lần thử sai, hỏng hoặc không thành công đối với hệ thống an toàn của công trình hoặc các thiết bị của hệ thống an toàn, không chậm hơn 30 ngày kể từ khi kết thúc việc thử.

 

Điều 67. Phương tiện trợ giúp

Nhà điều hành chỉ được sử dụng phương tiện trợ giúp được thiết kế, chế tạo và bảo trì có khả năng hoạt động một cách an toàn trong điều kiện môi trường tự nhiên dự đoán tại vùng đó.

Nhà điều hành chỉ được sử dụng phương tiện trợ giúp khi thiết bị đó được trang bị hệ thống tín hiệu âm thanh và tín hiệu ánh sáng phù hợp với các quy định về an toàn hàng hải được áp dụng cho tàu đó, và được trang bị thiết bị cứu hộ khẩn cấp với số lượng đủ để giải thoát và cứu sống tất cả mọi người trên phương tiện đó khi có sự cố xảy ra.

Người phụ trách phương tiện cứu trợ phải thông báo với những người lên phương tiện cứu trợ các quy định an toàn đang áp dụng cho phương tiện này.

 

Điều 68. Tàu cứu hộ

Nhà điều hành công trình khai thác ngoài khơi có người điều khiển phải có tàu cứu hộ hoạt động liên tục trong phạm vi 5 km và trong phạm vi tàu này có thể đi tới công trình sau 20 phút trong trường hợp có bão.

Tàu cứu hộ phải bảo đảm các tiêu chuẩn sau:

1. Có đủ chỗ ở cho mọi người của công trình khai thác trong trường hợp phải sơ tán;

2. Có trang thiết bị sơ cứu và nhân viên y tế có đủ khả năng sơ cứu người bị nạn;

3. Có khả năng cấp cứu những người rơi xuống biển gần công trình khai thác;

4. Được trang bị để hoạt động như trung tâm thông tin liên lạc trong trường hợp khẩn cấp nhằm bảo đảm thông tin liên lạc giữa công trình khai thác với các tàu khác và công trình khai thác ở vùng lân cận, với các phương tiện cứu hộ, các căn cứ và các phương tiện cứu hộ trên đất liền.

Nhà điều hành các công trình khai thác ngoài khơi có người điều khiển phải bảo đảm tàu cứu hộ phải sẵn sàng trợ giúp cứu người trên công trình khai thác trong trường hợp khẩn cấp, và tiệm cận sát tới công trình khai thác nếu thấy cần thiết để dự phòng cứu nạn khi xảy ra các trường hợp sau:

- Máy bay trực thăng cất hoặc hạ cánh;

- Có người làm việc ở ngoài mạn;

- Có người làm việc ở kề mép nước hoặc dưới nước;

- Trợ giúp để tránh cho công trình khai thác bị va đập và các nguy cơ nguy hiểm khác.

 

Điều 69. Vận chuyển

Nhà điều hành phải bảo đảm việc vận chuyển người, hàng hóa đến và ra khỏi công trình khai thác được thực hiện an toàn và phù hợp với pháp luật hiện hành.

 

Điều 70. Thông tin liên lạc

Nhà điều hành công trình khai thác ngoài khơi có người điều khiển phải bảo đảm các thiết bị thông tin liên lạc tại công trình đó có khả năng hoạt động liên tục và người trực thông tin có đủ kỹ năng và trình độ điều khiển.

Phải có người trực thông tin liên tục 24 giờ trong ngày để theo dõi, nhận, nghe, ghi lại thông tin trên máy bộ đàm có tần số l56.8MHz và theo dõi các thông tin, thông báo trên biển, trên không liên quan đến sự di chuyển của mọi phương tiện trợ giúp đang hoạt động giữa công trình khai thác ngoài khơi với đất liền.

 

Điều 71. Lưu giữ Quy chế

Nhà điều hành phải lưu giữ bản sao toàn bộ Quy chế này tại các công trình khai thác và phải đảm bảo bản sao đó luôn luôn sẵn sàng để tham khảo và kiểm tra khi có yêu cầu.

 

Điều 72. Ngừng các hoạt động sản xuất

Nhà điều hành phải ngừng các hoạt động khai thác ngay nếu xét thấy việc duy trì các hoạt động này sẽ thải ra môi trường các chất thải vượt quá giới hạn mà Quy chế này cho phép hoặc vượt quá giới hạn đã chỉ rõ trong văn bản phê duyệt các hoạt động khai thác; hoặc gây mất an toàn cho người làm việc, mất an toàn đối với giếng hoặc không bảo đảm an toàn cho các hoạt động của công trình khác.

Nhà điều hành chỉ được phép tiếp tục các hoạt động khai thác trở lại được tiến hành an toàn và không thải các vật liệu thải ra môi trường quá quy định cho phép.

Khi có người bị trọng thương hoặc sự cố gây nguy hại nghiêm trọng cho thiết bị, Nhà điều hành phải ngừng mọi hoạt động có khả năng gây thương vong, hoặc sự cố nguy hại. Nhà điều hành chưa được hoạt động trở lại nếu chưa được phép của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

Khi một giếng trên khu vực khai thác bị mất kiểm soát hoặc có nguy cơ bị mất kiểm soát, Nhà điều hành phải đóng các giếng thuộc khu vực khai thác cho tới khi giếng bị mất kiểm soát hoặc giếng có nguy cơ mất kiểm soát đã được khắc phục.

 

Điều 73. Định vị dưới biển

Đối với hệ thống khai thác ngoài khơi, Nhà điều hành phải bảo đảm khả năng định vị bất kỳ hệ thống ngầm nào dưới mặt biển.

 

CHƯƠNG XI
AN TOÀN VÀ ĐÀO TẠO NGƯỜI LÀM VIỆC

 

Điều 74. Năng lực cán bộ

Nhà điều hành phải đảm bảo mọi giám sát viên của họ tại khu vực khai thác có kiến thức vững vàng và đã được đào tạo để thực thi nhiệm vụ của họ một cách an toàn trước khi họ đảm đương nhiệm vụ được giao.

Theo yêu cầu của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà điều hành phải cung cấp bản tóm tắt về trình độ, kinh nghiệm của bất kỳ giám sát viên nào làm việc tại khu vực khai thác.

 

Điều 75. Đào tạo

Khi hoạt động khai thác đòi hỏi phải sử dụng người có kỹ năng đặc biệt, thì Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bản diễn giải chương trình đào tạo bổ sung về dự kiến đào tạo nhân viên làm việc cho họ. Nhà điều hành phải bảo đảm những người được chọn để đào tạo theo chương trình đã được phê duyệt hoàn thành xuất sắc khóa học.

 

Điều 76. Tập luyện về an toàn và bảo vệ môi trường

Nhà điều hành phải bảo đảm mọi người làm việc tại khu vực khai thác phải am hiểu và thông thạo các quy trình an toàn cho con người và sơ tán khỏi khu vực khai thác khi cần thiết cũng như trách nhiệm của họ trong việc thực hiện các kế hoạch phòng ngừa sự cố. Họ cũng phải được phổ biến để hiểu và thực hiện những quy định về bảo vệ môi trường trong các hoạt động thường ngày của mình.

Ít nhất 12 tháng một lần, Nhà điều hành các công trình khai thác phải tổ chức luyện tập cho những người làm việc trên công trình theo những quy định đang áp dụng để ứng phó và thu dọn dầu tràn.

Nhà điều hành phải tổ chức luyện tập lại bất cứ quy trình nào đang ứng dụng tại công trình khai thác nếu xét thấy chưa an toàn và phải thông báo cho tất cả mọi người có liên quan tham gia luyện tập. Trong trường hợp cần thiết Nhà điều hành phải bổ sung các chương trình an toàn đã được luyện tập lại vào sách hướng dẫn an toàn.

 

Điều 77. Quy trình bảo dưỡng và thay thế thiết bị

Nhà điều hành có các trách nhiệm sau đây:

1. Sửa chữa hoặc thay thế ngay các thiết bị đang được sử dụng tại công trình khai thác bị hỏng hóc và có thể gây mất an toàn cho con người và thiết bị trên công trình đó;

 

2. Soạn thảo các chương trình phụ trợ với yêu cầu công nghệ tiên tiến để kiểm soát mức độ ăn mòn cơ học và ăn mòn hóa học đối với các bộ phận cấu thành của công trình khai thác và các loại cần ống, đầu giếng... tại công trình khai thác và báo cáo khi Tổng công ty Dầu khí Việt Nam yêu cầu.

 

CHƯƠNG XII
QUYỀN THÂM NHẬP, GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU TRA

 

Điều 78. Quyền được thâm nhập

Trừ trường hợp khẩn cấp, chỉ những người dưới đây mới được phép vào khu vực khai thác trên đất liền và các khu vực an toàn trên các công trình khai thác ngoài khơi:

1. Người ở đội khai thác hoặc người được Nhà điều hành cho phép;

2. Đại diện của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam hoặc đại diện của Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền;

3. Người được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam chỉ định nhưng phải có người của Nhà điều hành cùng đi.

4. Đoàn thanh tra hoặc thanh tra viên theo quy định của Luật Dầu khí.

Nhà điều hành các công trình khai thác ngoài khơi phải thực hiện các biện pháp hợp lý nhằm bảo đảm cho những người điều khiển tàu thuyền hoặc máy bay đang hoạt động ở trong hoặc đang tiến dần tới vùng an toàn của công trình nhận biết được ranh giới của vùng an toàn.

Vùng an toàn đối với công trình khai thác ngoài khơi như theo quy định trên đây là vùng cách xa 500 mét tính từ rìa ngoài cùng của công trình khai thác hoặc từ vị trí thả neo đối với phương tiện nổi.

Các trường hợp đặc biệt khác do Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền quy định.

Các phương tiện, tàu thuyền không được thả neo trong phạm vi hai hải lý tính từ rìa ngoài cùng của công trình.

 

Điều 79. Kiểm tra thiết bị và biện pháp khắc phục

Khi đại diện của Việt Nam có cơ sở khẳng định rằng điều kiện làm việc của các thiết bị được sử dụng để khai thác dầu và khí có nguy cơ gây tử vong, thương tật nghiêm trọng cho người làm việc tại công trình, hoặc có nguy cơ không kiểm soát được giếng hoặc ô nhiễm đối với môi trường thì đại diện của Việt Nam có thể thông báo bằng văn bản cho Nhà điều hành và yêu cầu tiến hành kiểm tra thử tính năng của thiết bị.

Khi thử lại thiết bị, nếu phát hiện các thiết bị đó hoạt động không tuân theo các thông số kỹ thuật đã ghi trong hướng dẫn vận hành thì Nhà điều hành phải thay thế hoặc sửa chữa ngay thiết bị đó.

Nếu không thể tiến hành kiểm tra các thiết bị trên đây một cách thỏa đáng, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể yêu cầu Nhà điều hành kiểm tra lại hoặc thay thế ngay thiết bị đó.

 

Điều 80. Điều tra sự cố

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam hoặc đại diện của cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền sẽ điều tra bất kỳ sự cố hay sự kiện nào tại khu vực khai thác nếu xét thấy sự kiện này có thể gây ra sự phá hủy đáng kể hay làm hỏng thiết bị khai thác, gây sự tràn của các chất vào môi trường tự nhiên vượt qua giới hạn cho phép của Quy chế này hay văn bản đã phê duyệt, gây thương vong cho người lao động tại công trình khai thác.

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể tiến hành điều tra trong các trường hợp khác nếu cần thiết và hợp lý.

 

CHƯƠNG XIII
GHI CHÉP BÁO CÁO

 

Điều 81. Hệ đơn vị

Nhà điều hành phải sử dụng hệ đơn vị quốc tế (SI) để ghi chép số liệu và trong các báo cáo trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam. Trong trường hợp đặc biệt có thể dùng các đơn vị khác nhưng phải quy đổi ra đơn vị SI kèm theo.

 

Điều 82. Ghi chép về sự cố và tai nạn nghiêm trọng

Nhà điều hành phải thông báo ngay cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bằng phương tiện thông tin nhanh nhất về tai nạn chết hay mất tích người, thương tích nghiêm trọng, sự đe dọa an toàn đối với cá nhân hay tập thể, hỏa hoạn, nổ, mất điều khiển giếng, tràn dầu hay các loại chất độc, sự phá hủy đáng kể đối với các công trình khai thác hoặc các sự cố nghiêm trọng hoặc tai nạn khác xảy ra tại công trình khai thác.

Sau khi đã thông báo cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam khi có tai nạn hay sự cố xảy ra, Nhà điều hành phải báo cáo ngay bằng văn bản về tai nạn hay sự cố đó cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

 

Điều 83. Tên và việc đặt tên mỏ và tên giếng

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam quy định và phê duyệt việc đặt tên cho vỉa hoặc mỏ.

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt ranh giới của vỉa hay mỏ do Nhà điều hành trình.

Nhà điều hành phải dùng tên mỏ hoặc vỉa đã được phê duyệt trong tất cả các báo cáo, ghi chép và các tài liệu khác mà Tổng công ty Dầu khí Việt Nam yêu cầu.

Nhà điều hành đặt tên cho giếng đã được hoàn thiện để đưa vào khai thác theo trình tự sau đây:

1. Một phần tên cố định bao gồm số hiệu riêng bằng số tên của mỏ và vỉa được thiết kế giếng;

2. Một phần tên không cố định chỉ ra loại giếng và trạng thái của chúng.

Phần tên theo quy định trên đây thể hiện nhiệm vụ của giếng như sau:

- Giếng đang hoạt động được đặt tên bằng chữ O;

- Giếng dừng hoạt động được đặt tên bằng chữ S; và

- Giếng đã hủy được đặt tên bằng chữ A;

- Giếng bơm ép được đặt tên bằng chữ I;

- Giếng khai thác được đặt tên bằng chữ P.

 

Điều 84. Thay đổi Nhà điều hành

Khi Nhà điều hành đang hoạt động đề xuất một Nhà điều hành khác thay mình, ngoài việc phải tuân theo các văn bản pháp quy khác, Nhà điều hành phải trình cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam các tài liệu sau:

- Lý do thay đổi Nhà điều hành;

- Có tài liệu chứng minh Nhà điều hành mới có đủ khả năng thực hiện cam kết về trách nhiệm của Nhà điều hành hiện tại theo quy định tại Quy chế này.

- Nhà điều hành mới chỉ được tiến hành công việc khi Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền và Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt.

 

Điều 85. Tiến độ xây dựng

Khi được yêu cầu, trong vòng 15 ngày, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam báo cáo tóm tắt những sự kiện chính về tiến độ xây dựng hay những sự kiện quan trọng xảy ra trong quá trình xây dựng hoặc lắp đặt công trình khai thác trong tháng.

 

Điều 86. Ghi chép các hoạt động sản xuất

Nhà điều hành phải lưu giữ và khi có yêu cầu phải cung cấp cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam các loại tài liệu sau:

- Huấn luyện kỹ năng an toàn và các đợt luyện tập dự phòng;

- Danh sách người làm việc tại khu vực khai thác vào bất kỳ thời gian nào;

- Sự di chuyển của các phương tiện trợ giúp;

- Các đợt thanh tra, sửa chữa hay cải tiến hoặc sự hỏng hóc của thiết bị;

- Việc kiểm tra sự ăn mòn và bào mòn của hệ thống khai thác và các kết quả bảo dưỡng;

- Hao hụt về nhiên liệu hoặc dầu và các loại hóa chất thoát ra ngoài;

- Số liệu về áp suất, nhiệt độ, lưu lượng của máy nén, phương tiện và thiết bị xử lý;

- Chuẩn chỉnh các thiết bị đo và các thiết bị khác;

- Sự kiểm tra van an toàn trên bề mặt và van an toàn trong lòng giếng;

- Tình trạng vận hành các giếng;

- Sự thất thoát hydrocarbon hay hóa chất ra môi trường tự nhiên.

Nhà điều hành phải lưu giữ tài liệu trên đây ít nhất 5 năm và phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bản gốc hay bản sao các tài liệu đó trước khi hủy chúng.

 

Điều 87. Ghi chép các hoạt động khai thác

Nhà điều hành phải ghi chép và lưu giữ các số liệu về khai thác vỉa hoặc mỏ và phải trình tài liệu đó khi Tổng công ty Dầu khí Việt Nam yêu cầu.

Nhà điều hành phải lưu giữ tài liệu trên đây cho đến khi kết thúc khai thác.

 

Điều 88. Báo cáo khai thác hàng tháng

Trong thời gian 10 ngày đầu tháng, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam ba (03) bản sao báo cáo tình hình khai thác của tháng trước đó theo mẫu quy định.

Nhà điều hành phải tuân thủ quy trình tính toán sản lượng khai thác đã được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam phê duyệt bằng văn bản.

 

Điều 89. Báo cáo hàng tháng về xử lý dầu, khí

Trong thời gian 10 ngày đầu tháng, Nhà điều hành trạm xử lý dầu, khí phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam ba (03) bản sao báo cáo tình hình xử lý dầu, khí, nêu rõ khối lượng đã được xử lý của tháng trước đó theo mẫu quy định.

 

Điều 90. Báo cáo số liệu

Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam ba (03) bản sao kết quả, số liệu, các phân tích và biểu đồ, theo mẫu quy định trong vòng 30 ngày sau khi hoàn tất các hoạt động sau đây:

1. Việc thử, đo, đếm, phân tích địa vật lý hoặc mẫu lưu thể theo quy định tại Chương III Quy chế này;

2. Việc thử phân ly hay vận hành giếng theo quy định tại Chương IV Quy chế này.

 

Điều 91. Sơ đồ khai thác thử nghiệm

Phù hợp với các điều kiện trong văn bản phê chuẩn Kế hoạch phát triển vỉa hay mỏ, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam báo cáo đánh giá các sơ đồ khai thác thử nghiệm sẽ được tiến hành.

Khi hoàn tất sơ đồ thử nghiệm vỉa hay mỏ, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam báo cáo sau đây:

1. Kết quả của việc thử nghiệm cùng số liệu và các phân tích minh chứng;

2. Kết luận về khả năng áp dụng sơ đồ thử nghiệm cho việc khai thác đại trà.

 

Điều 92. Báo cáo khai thác, báo cáo đánh giá tác động môi trường hàng năm

Trước ngày 01 tháng 03 hàng năm, Nhà điều hành phải trình Tổng công ty Dầu khí Việt Nam báo cáo khai thác và báo cáo đánh giá tác động môi trường hàng năm về vỉa hay mỏ của năm trước trình cơ quan quản lý Nhà nước về môi trường.

Báo cáo khai thác hàng năm theo quy định trên đây bao gồm:

1. Biểu đồ khai thác hoặc bơm ép của vỉa hay mỏ;

2. Đánh giá tình hình khai thác của từng giếng của từng vỉa hoặc mỏ;

3. Đánh giá khả năng khai thác của từng vỉa hay mỏ;

4. Dự đoán mức độ suy giảm khai thác của vỉa hay mỏ;

5. Chi tiết về trạng thái của vỉa;

6. Đánh giá tình hình khai thác sản phẩm lẫn nước;

7. Bản tóm tắt các thử nghiệm, nghiên cứu liên quan đến trạng thái giếng và các thiết bị khai thác của vỉa hay mỏ;

8. Đánh giá các hoạt động của các van an toàn trong lòng giếng;

9. Danh mục các thay đổi lớn của bất kỳ công trình khai thác nào tại vỉa hay mỏ.

Báo cáo đánh giá tác động môi trường hàng năm theo quy định trên đây đối với khu vực khai thác ngoài khơi phải bao gồm việc đánh giá một cách tổng quát điều kiện môi trường hàng năm như điều kiện thủy văn, hải dương, cũng như thời gian phải ngừng hoạt động do điều kiện thời tiết.

Khi trạng thái hoạt động của giếng hay vỉa có khác biệt đáng kể so với dự báo trong báo cáo hàng năm của giếng hay vỉa đó, Nhà điều hành phải trình báo cáo đánh giá hoạt động giếng trong từng giai đoạn mà Tổng công ty Dầu khí Việt Nam yêu cầu.

 

Điều 93. Lưu trữ, đảm bảo bí mật và công bố thông tin, tài liệu

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam lưu trữ và giữ bí mật tất cả mọi thông tin, tài liệu, mẫu vật do Nhà điều hành trình nộp theo quy định tại Điều 94 Quy chế này.

Cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền và Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể sử dụng thông tin, tài liệu, mẫu vật do Nhà điều hành trình nộp theo quy định của Quy chế này vào mục đích quản lý nguồn tài nguyên dầu khí và phục vụ cho nền kinh tế quốc dân của Việt Nam .

 

Điều 94. Phổ biến thông tin

Không được phổ biến rộng rãi các thông tin liên quan đến kế hoạch phát triển mỏ, sơ đồ khai thác thử nghiệm và tất cả các hoạt động khai thác khác.

Khi cần thiết, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có quyền thông báo cho các bên liên quan những thông tin chủ yếu bao gồm: tên, vị trí của mỏ, giếng hoặc công trình khai thác mà Nhà điều hành sử dụng và trạng thái khai thác của vỉa hoặc mỏ.

Những thông tin do Nhà điều hành cung cấp khi trình nộp để xin phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ, sơ đồ khai thác thử hoặc quyền tiến hành các hoạt động khai thác theo quy định tại Điều 9, đều không được công bố khi chưa có sự đồng ý của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể công bố các thông tin liên quan đến các nghiên cứu về môi trường hoặc các kế hoạch phòng chống sự cố khi thấy cần thiết.

 

Điều 95. Quyền công bố thông tin

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có thể công bố những thông tin về các hoạt động khai thác có liên quan trực tiếp đến công tác an toàn trong khu vực, sau khi đã thông báo cho Nhà điều hành.

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam có quyền thông báo cho các bên liên quan những thông tin có trong báo cáo theo quy định tại Điều 82.

 

CHƯƠNG XIV
ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

 

Điều 96. Xử lý vi phạm

Tổ chức, cá nhân vi phạm quy định của Quy chế này sẽ bị xử lý theo quy định tại Điều 43 Luật Dầu khí và chương IX Nghị định số 84/CP.

 

Điều 97. Hướng dẫn thi hành Quy chế

Tổng công ty Dầu khí Việt Nam trong phạm vi chức năng, quyền hạn của mình có trách nhiệm hướng dẫn thi hành Quy chế này.

 

Điều 98. Hiệu lực thi hành

Quy chế này có hiệu lực sau 15 ngày kể từ ngày Thủ tướng Chính phủ ký Quyết định ban hành.

Mọi quy định trước đây trái với Quy chế này đều bị bãi bỏ.

 

Thuộc tính văn bản
Quyết định 163/1998/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về việc ban hành Quy chế khai thác tài nguyên dầu khí
Cơ quan ban hành: Thủ tướng Chính phủ Số công báo: Đã biết
Số hiệu: 163/1998/QĐ-TTg Ngày đăng công báo: Đang cập nhật
Loại văn bản: Quyết định Người ký: Ngô Xuân Lộc
Ngày ban hành: 07/09/1998 Ngày hết hiệu lực: Đã biết
Áp dụng: Đã biết Tình trạng hiệu lực: Đã biết
Lĩnh vực: Chính sách
Tóm tắt văn bản
Nội dung tóm tắt đang được cập nhật, Quý khách vui lòng quay lại sau!
Nội dung văn bản đang được cập nhật, Quý khách vui lòng quay lại sau!
Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem VB liên quan.
Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!
Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Hiệu lực.
Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!

THE PRIME MINISTER OF GOVERNMENT
-------
SOCIALIST REPUBLIC OF VIET NAM
Independence - Freedom – Happiness
----------
No. 163/1998/QD-TTg
Hanoi, September 07, 1998

 
DECISION
PROMULGATING THE REGULATION ON PETROLEUM RESOURCES EXPLOITATION
THE PRIME MINISTER
Pursuant to the Law on Organization of the Government of September 30, 1992;
Pursuant to the Petroleum Law of July 6, 1993;
Pursuant to the Law on Environmental Protection of December 27, 1993;
Pursuant to Decree No. 84-CP of December 17, 1996 of the Government detailing the implementation of the Petroleum Law,
DECIDES:
Article 1.- To promulgate together with this Decision the Regulation on petroleum resources exploitation.
Article 2.- This Decision takes effect 15 days after its signing. All previous regulations contrary to this Decision are hereby annulled.
Article 3.- The ministers, the heads of the ministerial-level agencies and agencies attached to the Government, the presidents of the People's Committees of the provinces and cities directly under the Central Government, Chairman of the Managing Board and General Director of the Vietnam Oil and Gas Corporation shall have to implement this Decision.
 

 
THE PRIME MINISTER OF GOVERNMENT




Ngo Xuan Loc

 
REGULATION
ON PETROLEUM RESOURCES EXPLOITATION
(issued together with Decision No. 163/1998/QD-TTg of September 7, 1998 of the Prime Minister)
Chapter I
GENERAL PROVISIONS
Article 1.- Aims
This Regulation details the implementation of provisions relating to oil and gas exploitation in Decree No. 84-CP of December 17, 1996 of the Government.
Article 2.- Scope of application
This Regulation shall apply to oil and gas exploitation activities of the (contract) operators in the territorial areas, territorial waters, continental shelf and the exclusive economic zone of the Socialist Republic of Vietnam.
Article 3.- Terms used in this Regulation
Terms defined in the Petroleum Law and Decree No. 84-CP shall also be used in this Regulation. Besides, in this Regulation, the terms below shall be construed as follows:
"Discharge" means discarded solid or liquid substance or solution of wells or any other discharges arising in the exploitation and other activities at oil and gas fields;
"Exploitation project" means a project where there are exploitation equipment and facilities together with platforms, underground exploitation equipment, drilling equipment, diving equipment and offshore supply and receiving system, excluding the pipeline system outside the exploitation zone;
"Offshore exploitation project" means an exploitation project built offshore, which is, however, not an artificial island;
"Inland exploitation project" means an exploitation project built in the mainland;
"Flow line" means the pipeline which carries crude oil or natural gas from the exploitation projects to other location(s) outside the exploitation zone;
"Physio-environmental conditions" mean the climatic, hydrological, oceanographic and other physical conditions related to the implementation of this Regulation;
"Exploitation crew" mean the operator's personnel, who are assigned the responsibility to operate the exploitation project;
"Technological pipeline" means the pipeline used for carrying fluids from wells to technological equipment and vice versa;
"Injection pipeline" means the pipeline that carries fluids to the injection well or the discharge well;
"Instrument approving the right to conduct exploitation activities" or "instrument approving the exploitation activities" is a document issued by the competent State management agency defined in Article 31 of Decree No. 84-CP;
"Injection well" is an well used for fluid injection into reservoirs or fields;
"Oil well" means an well exploiting crude from oil reservoir.
"Gas well" means an well exploiting gas from gas reservoir or field or from the gas cap of an oil field;
"Development well" means the well drilled into the product formations or fields to carry out the following activities:
1. Exploitation of products or fluids;
2. Observing and monitoring the development of product formations;
3. Injecting fluids into wells;
4. Flooding fluids into wells.
"Appraisal well" means an well drilled to gather information on the size and nature of a product formation or field;
"The approved gas-oil ratio limit" is the limit of the gas and oil ratio set by the competent State management agency or the Vietnam Oil and Gas Corporation under the authorization of such agency;
"The recovery coefficient" means the ratio between the volume of petroleum which can be recovered from underground and the geological reserves under the expected economic and technical conditions;
"The underground exploitation equipment system" includes facilities and equipment installed on or under the sea bed for oil and gas exploitation or fluid injection, including vertical pipes, pipelines and relevant exploitation control system;
"Exploitation activities" mean all activities related to the exploitation of oil and gas from reservoirs or fields;
"Reservoir or field development plan" is an instrument presented by the operator to the competent State agency applying for the right to conduct oil/gas reservoir or field development and exploitation activities;
"Plan for experimental reservoir or field exploitation" is the instrument submitted to the competent State management agency by the operator applying for the application of the existing or experimental technologies to a limited part of a reservoir or a field aiming to gather information on the reservoir or field or on exploitation changes in order to optimise the field development or raise the efficiency of reservoir or field exploitation;
"Completion section" means the section of the well body through which the fluids flow in or out of the well body;
"Exploitation zone" is the area where exploitation projects have been or shall be erected in accordance with this Regulation;
"Fluid" means crude oil, natural gas, liquidized gas compounds or water;
"Natural environment" is the physical and ecological environment in the oil and gas exploitation zone;
"The field exploitation operator" or "the operator" for short is an organization or individual permitted by the Vietnamese State to conduct oil and gas exploitation activities under the provisions of the Petroleum Law, Decree No. 84-CP, this Regulation and other legal documents;
"Casing" is a tube installed inside the well body in service of the exploitation and injection;
"Vertical tube" means a vertical tube section used for carrying fluids to and from exploitation projects, including production lines, injection pipes, pipes outside the exploitation zone, control pipeline and gas discharge pipeline.
"Support facilities" mean boats, vehicles, air-planes, air-cushion trains, rescue boats or other facilities used for transporting or supporting people working in the exploitation zone;
"Approved output" is the average production output in a definite period of time, approved by the competent State management agency or by the Vietnam Oil and Gas Corporation under the former's authorization;
"Net output" is the actual average output attained within a definite period of time;
"Overexploited output over the plan" is the excessive output due to the fact that the net output is higher than the approved one;
"Underexploited output as compared to the plan" is the disparity output due to the fact that the net output is lower than the approved one;
"Adjusted output" is the average production output which must be increased or reduced as compared to the approved output to ensure that the net accumulative production output is equal to the approved accumulative output;
"Well repair" is the repair activity undertaken at the production well, injection well, discharge well or observation well in order to restore, increase or change the oil and gas flow or the receiving capacity; including the re-completion of wells;
"Product layers" are product formations which have been determined in term of geo-strata;
"Exploitation equipment and facilities" mean equipment installed in the exploitation zone, including separating equipment, treating equipment, support equipment in service of exploitation, regrouping zone, helipads, storehouses and storing yards, storage tanks, dwelling houses, but excluding rigs, underground exploitation system, drilling equipment, diving equipment system or flow lines;
"Reservoir testing" means the studies conducted to determine a number of physical properties of reservoirs through the determination of the relationship between the buttomhole pressure and the flow of reservoir fluids exploited from the well.
"Oil reservoir" is a formation where hydrocarbon is deposited largely in the liquid form;
"Gas reservoir" is a formation where hydrocarbon is accumulated largely in the form of gas.
Article 4.- Information report and submission
All information, documents and samples defined in this Regulation must be reported and submitted to the Vietnam Oil and Gas Corporation according to the current regulations.
Chapter II
FIELD DEVELOPMENT PLAN AND FIELD EXPLOITATION ACTIVITIES
Article 5.- General provisions
The operator is only entitled to develop and exploit reservoirs or fields according to the reservoir or field development plan or the experimental reservoir or field exploitation plan, which has already been approved by the competent State management agency in accordance with the provisions in Article 31 of Decree No. 84-CP.
The operator shall be allowed to drill development wells only after getting the approval of the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 6.- Changes or supplements to plans
The operator shall have to apply for any changes or supplements to the already approved plans for the development or trial exploitation of reservoirs or fields in the following cases where:
- The operator plans to make considerable changes to the nature or tempo of the reservoir or field development activities; considerable changes or supplements to the existing equipment at reservoirs or fields; or to deploy at the reservoirs or fields an exploitation program other than that in the already approved plan for the reservoir or field development or trial exploitation;
- The reservoir or field exploitation status or the latest geological information requires the change of exploitation method in order to achieve the highest coefficient of oil and gas recovery from reservoirs or fields;
- The coefficient of the final oil and gas recovery from reservoirs or fields can be raised with high economic efficiency through the application of new methods or technologies.
Article 7.- Opening reservoirs for exploitation
The operator is not allowed to open oil or gas reservoir other than that in the reservoir testing program according to the current regulations, except for special cases approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator is only entitled to exploit oil or gas from reservoirs or fields according to the Petroleum Law, Decree No. 84-CP, this Regulation and other current relevant stipulations.
Article 8.- Procedures for approving the field development plan
Before applying for the approval of a field development plan or requesting supplements or amendments to a field development plan, the operator shall have to reach an agreement with the Vietnam Oil and Gas Corporation on the contents thereof, and submit them through the Vietnam Oil and Gas Corporation to the competent State management agency for approval.
Article 9.- Approving oil and gas exploitation activities
When applying for the right to conduct oil and gas exploitation activities, the operator shall have to submit relevant documents at the request of the Vietnam Oil and Gas Corporation.
When approving oil and gas exploitation activities, the Vietnam Oil and Gas Corporation shall also approve the conditions related to the safely plan, as well as the plan for the protection of environment and petroleum resources.
The operator is only entitled to conduct oil and gas exploitation activities according to the approved plans and in compliance with the provisions in Article 64 of this Regulation.
Chapter III
WELL, RESERVOIR AND FIELD SURVEYS
Article 10.- Core sample
When technical conditions permit and if the taking of core sample is deemed useful for the assessment of a reservoir or a field, the operator shall have to take the core sample from the appraisal well at the reservoir product section.
The Vietnam Oil and Gas Corporation shall approve the core extraction program only if it deems that such program shall adequately supply geological data and production reservoir index data for the reservoir evaluation.
The operator shall be allowed to drill the development well at reservoir or field only after the core extraction program is approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator shall have to preserve the extracted core samples and conduct the general and particular analysis thereof.
If it deems necessary, the Vietnam Oil and Gas Corporation may request the operator to take and analyze the additional core samples.
Article 11.- Reservoir testing
Before conducting a reservoir testing at the appraisal well or the development well or before putting the development well into production, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the characteristics of the reservoir testing program for consideration and approval.
The operator shall have to test the initial reservoir before putting wells into exploitation in order to gather data on the well's capability to yield oil or gas product, determine the characteristics of the deposit stratum and take the representative fluid samples of the well.
When the repair of a well leads to the change in its capability to yield oil and gas products or its receiving capacity, the operator shall, right after the completion of the repair, have to conduct the research into the well to determine the extent of impact on the well's capability to yield products or its receiving capacity.
When testing a reservoir and evaluating a well, the operator shall have to conduct them strictly in accordance with the already approved program on reservoir testing and well study.
The operator shall have to promptly report to the Vietnam Oil and Gas Corporation on the results of reservoir testing already conducted.
Article 12.- Reservoir pressure gauging or survey
Before starting the exploitation from each completed section of a development well, the operator shall have to determine the static reservoir pressure of such completed section.
Within the first two years after the reservoir or field is put into production, the operator shall have to measure or survey the reservoir and field pressure and analyze the information thereon once every 3 or 6 months, depending on the exploitation situation of the reservoir or field. For the subsequent period, the operator shall have to measure or survey the reservoir pressure at least once every 12 months.
At least 60 days before conducting the reservoir pressure study, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation for consideration and approval the pressure study program which clearly states the method and locations of the number of wells to be closed for research in order to ensure the accurate determination of the static reservoir pressure.
At the request of the operator, the Vietnam Oil and Gas Corporation may approve a reserve pressure study timetable other than that stipulated above provided that such timetable fits the production conditions.
When studying the reservoir pressure and measuring the fluid level in the well, the operator shall have to conduct them according to the guidance and standards of the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 13.- Measuring the down-the-hole exploitation parameters
The operator shall have to measure the parameters of down-the-hole exploitation or injection if technical conditions permit and such measuring may considerably contribute to the evaluation of reservoir according the program already agreed upon by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
After measuring the down-the-hole exploitation parameters, the operator shall have to report its results to the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 14.- Fluid sample taking and analysis
Upon the completion of drilling of the appraisal well in any reservoir, the operator shall have to immediately take deep sample or surface sample at the cellar in order to recreate the initial reservoir conditions if it is unable to take the deep sample.
The operator shall have to take and analyze oil sample, gas sample and surface water sample from a number of wells just enough to evaluate the composition of the reservoir fluids at least once every 12 months or at any time when appear signs showing that the composition of fluids exploited from the reservoir has changed.
The operator shall have to take and analyze such samples according to API RP.44 standards of the latest edition or other standards accepted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
After a well is put into production, if water is found in the well fluids, the operator shall have to install the well fluid analyzing equipment at proper places in order to determine the composition and origin of water in such production well.
For a gas well, the operator shall have to determine the source of liquid being exploited. If the being exploited liquid is the reservoir liquid, measures must be taken to establish and promptly implement a process to determine the reservoir liquid flow in the exploitation process. When requested, the operator shall have to promptly report to the Vietnam Oil and Gas Corporation on the results of the implementation of the above-said process.
When analyzing liquid samples, the operator shall have to ensure that such analysis is conducted according to API RP.45 standard "Regulation on analyzing liquid samples of oil field" - the latest edition, or other standards accepted by Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the report on the results of the analysis of representative composition of fluids of the reservoir and the results of the description of basic physical and chemical properties of the gas and liquid components of such fluid, including information prescribed by Vietnam Oil and Gas Corporation right after the completion of the analysis.
Chapter IV
OPERATING DEVELOPMENT WELLS
Article 15.- General provisions
The operator shall have to complete and operate the development well according to the best technical process in order to ensure the original state of well and the safe use of well exploiting and operating equipment, the environmental protection, to evaluate and control all operation of the well and recover oil and gas from the well efficiently.
If conditions permit, the operator shall have to immediately adjust the well equipment that may badly affect the exploitation or injection.
The operator shall have to raise the well's exploitation or receiving capacity or change the completed section of the well if such is deemed necessary in order to avoid the considerable reduction of the coefficient of the final oil and gas recovery of the reservoir or field.
If the pressure disparity and the characteristics of the flow of a reservoir may affect the oil and/or gas recovery coefficient at any reservoir when the exchange of flow between such reservoir, appears, the operator shall have to complete the multi-reservoir exploitation wells into separate reservoir exploitation wells or into separate multi-reservoir exploitation wells, or may apply measures to minimize the inter-reservoir flows.
For wells where many separate reservoirs are simultaneously exploited, the operator shall have to carry out the following tasks:
1. Upon the completion of a well, test must be conducted separately for each reservoir in order to affirm and ensure a good interval between reservoirs, including inside and outside the casing;
2. If there is any doubt about such interval, separate test must be conducted immediately.
Article 16.- Approving the down-the-hole operation
For a development well, the operator is allowed to conduct well repair activities, insert geo-physical gaugers or to handle to increase product stream only when it is so approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Within 15 days before conducting the above activities, the operator shall have to submit documents related to the process, equipment and title of the operator to the Vietnam Oil and Gas Corporation for consideration and approval.
The above stipulations shall not apply to geo-physical gauging conducted through the well head when the well head is placed higher than the sea water level provided that such activities do not alter the completed section of the well or adversely affect the oil and/or gas exploitation coefficient of reservoir(s).
In cases where the approval is not yet obtained, the operator may carry out the above-mentioned activities if they should be carried out immediately to avoid the loss of well control and if the operator can prove the must to carry out such activities before the timelimit prescribed above.
Article 17.- Dispatch of approval instruments
Right after receiving the instruments approving the operation of a development well, the operator shall have to send one copy to the exploitation project.
Article 18.- General report
Within 30 days after completing all activities prescribed in Article 16, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the activity report which includes:
1. The summary of activities and incidents;
2. Diagrams and technical parameters of down-the-hole equipment, casings, production lines, exploitation pipes, well-head ventilating pole and exploitation control system;
3. Data on the composition and properties of fluids used for well completion;
4. Evaluation of the results of work performed.
Article 19.- Production report
In the annual production report made according to Article 92, the operator shall have to present the detailed description of geo-physical measurement activities conducted at the development well.
Article 20.- Casings and exploitation liners
The operator shall have to ensure that the casing and exploitation liner installed down the hole are designed to serve the following purposes:
1. Permitting the well completion to be done in a safe and efficient manner;
2. Permitting the installation of mechanical exploitation equipment when it is so required to maintain the exploitation flow;
3. Withstanding conditions that cause adverse impacts on the preservation of the structure of the casing and exploitation liner.
The operator shall have to ensure that the casing used down the hole shall be coated with high-quality cement and the cement post must be at least 60 m higher than the top of the reservoir and 30 m lower than the bottom of the product reservoir or the foot of the casing base.
The operator shall have to ensure that the height of the cement post outside the casing is appropriate so as to serve the following purposes:
1. Preventing the corrosion of the casing from the outside;
2. Combating impacts arising due to the injection of fluid into the voidage between the casing and the exploitation liner; preventing the adverse impacts caused to the casing sections uncemented or poorly cemented that may surpass the limit of durability of the casing.
At the request of the Vietnam Oil and Gas Corporation, the operator shall have to prove that the requirements on the casings and production liners of drilling wells under this Regulation have been met.
The operator shall have to ensure that the casing and exploitation liner down the hole, after being installed or repaired, must be tested with the maximum pressure which may be withstood by the casing and the exploitation liner during the exploitation process.
Article 21.- The inter-pipe space
The operator shall have to ensure that the solution used in the well completion or repair must be the one that cause least impacts on the product strata, and that equipment inside the well and the inter-pipe space are arranged in a way that may facilitate the well discharging.
The operator shall have to install packer inside the well in the following cases where:
1. The production well is located offshore;
2. It is necessary to install the safety valves inside the well as stipulated by this Regulation;
3. There may appear in the voidage between the casings and the production liners a pressure of over 13 MPa.
Article 22.- Safety valves inside the wells
If it is an offshore production well, the operator shall have to install the safety valve inside the well at minimum distance of 30 m below the sea-bed.
If it is an inland production well which is capable of self-flowing without needing any mechanical exploitation equipment, the operator shall have to install the safety valve inside the well if the well is located within the area where exist dangers to the local population, environment and drilling well due to overflowings; and/or if gas containing sulphurhydro with a content of over 50 per million regarding the volume is exploited.
The operator shall have to operate the well in accordance with the technical data, design, to install equipment, operate and test each safety valve according to API Spec 14A standards: "The technical standards on equipment inside wells" - the latest edition, and to the API Spec 14B standards: "The regulation on technological diagrams, equipment installation and the operation of the system of safety valves inside the well", the latest edition, or other standards accepted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
When the safety valves inside the well are controlled on the surface, the operator shall have to test such valves on the spot right after their installation and retest them at least once every 6 months.
The operator shall be allowed to exploit a well only if the safety valve therein is in good working conditions.
Article 23.- Well-head equipment and ventilating pole.
The operator shall have to ensure that the well-head equipment and ventilating pole meet the following conditions:
1. Being up to the API RP 17A standards: "Regulations on design and operation of underground exploitation system", the latest edition, if the production well is located offshore.
2. Up to the API Spec 6A standards: "Technical criteria of well-head equipment and the ventilating pole", the latest edition, if the production well is located inland.
3. Having the allowable maximum working pressure greater than the maximum pressure to be withstood by the well-head equipment and the ventilating pole during the exploitation process, which is in accordance with the pressure standards accepted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
4. Being designed to stand the temperature conditions, corrosion and physical conditions of the environment;
5. Being designed to stand the force created by the stretch of the casings and production liners in accordance with the pressure standards accepted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
6. Having two major valves, except for the cases prescribed below:
Where the oil exploitation well has a low pressure with the sulphurhydro content of under 1% or the gas well has a low pressure with the sulphurhydro content of under 10 per million in volume or where it is the water injection well, the ventilating pole needs only one major valve.
After the first installation and each repair, the operator shall have to test the ventilating pole at the maximum pressure to be possibly withstood by the ventilating pole during the exploitation process.
Article 24.- Other activities conducted simultanously with the exploiting operation
When conducting the drillings, completion, repair or acceleration of well flows, geo-physical gauging, chemical products pumping or other construction activities simultanously with the exploitation activities, the operator shall have to ensure that such activities are included in the safety plan as provided for in Article 64.
The operator shall be allowed to conduct the above prescribed activities simultanously with the exploiting operation only when the safety plan is approved according to Article 64.
Chapter V
RESOURCE PROTECTION REQUIREMENTS
Article 25.- Field management
The applicable exploiting methods stated in the field development plan must ensure the maximum oil and/or gas recovery coefficient.
Within the scope possible to be achieved, the operator shall have to determine the locations of drilling wells so as to ensure the maximum exploitation of oil and/or gas.
If supplementary drillings are deemed able to increase the oil and/or gas recovery coefficient, the operator shall have to study a supplementary drilling program and submit it to the Vietnam Oil and Gas Corporation for approval.
Article 26.- Injection of fluid replacement into reservoirs or fields
When exploiting oil with the reservoir pressure maintenance regime, the operator must not pump fluids into the reservoirs of the injection well network and reservoirs other than the already approved injection well network and reservoir.
The operator must not inject fluids into the reservoir with a volume different from the exploited volume if it is not so approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator must not exploit oil with an output that may reduce the reservoir pressure to a level lower than the approved pressure level in the field development plan.
If deeming that the coefficient of the final oil and/or gas recovery from the reservoir shall not reduce, the Vietnam Oil and Gas Corporation shall approve the volume difference or the exploited output different from the above requirements.
The operator shall have to maintain the exploited volume or output already approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation under the provisions of this Article.
Article 27.- Injecting gas back to gas reservoirs or caps
The operator must not pump gas back to the gas reservoirs or caps if it is not so approved by the competent State management agency and the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 28.- Exploiting oil and gas simultaneously
The operator shall be entitled to exploit oil and gas simultaneously from reservoirs or fields with gas caps only when the maximum oil and gas recovery coefficients approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation are ensured.
Article 29.- Exploiting many reservoirs at a time
Without the approval of the Vietnam Oil and Gas Corporation, the operator must not exploit oil and/or gas from two reservoirs or more through a production liner or a common well body without measuring the separate flow of each reservoir.
If the exploitation of many reservoirs at a time is approved, the operator shall have to measure the total flow of all product reservoirs and determine the exploited flow of each separate reservoir.
Article 30.- Gas burning and discharge
The operator may burn gas in the following cases:
1. Where the reservoir testing process lasts not more than 48 hours with the flow and volume not greater than the flow and volume that need to be discharged for well ventilation and cleaning.
2. During the period for which the Vietnam Oil and Gas Corporation has accepted and approved the flow and volume in reservoir-testing or well-cleaning activities permitted to last beyond 48 hours or after the well completion, repair or treatment.
The operator may burn gas according to cycles, burn the surplus gas obtained from the low pressure treating system, which can not be economically preserved and the gas burning shall not cause any danger to the safety; burn it in the state of emergency which lasts less than 72 hours such as the compressor or other equipment are out of order; burn it during the periodical maintenance, inspection and testing.
In the emergency state, the operator may temporarily discharge gas if it is impossible to burn it, but for not more than 24 hours and through the safety valves.
The operator is allowed to burn or discharge gas from wells for the release of pressure.
The operator shall have to submit to the competent State management agency and the Vietnam Oil and Gas Corporation for approval the annual burning of accompanied gas for each oil field.
Article 31.- Oil burning or destruction
The operator may burn or destroy oil in emergency cases or when such is deemed necessary for a reasonable period of time after starting the work of well completion or repair or where the flow is accelerated with the volume of oil to be burnt or destroyed being less than one (1) cubic meter/hour.
The operator shall notify in writing the Vietnam Oil and Gas Corporation of the time when oil is burnt or destroyed in order to cope with emergencies.
In the course of well testing, the operator must not exploit oil with a volume exceeding the volume permitted for burning or destruction by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Chapter VI
EXPLOITATION OUTPUT
Article 32.- General provisions
The operator shall have to exploit oil and gas through the best exploiting methods in order to achieve the maximum oil and gas recovery coefficient with a stable exploitation output in line with the approved field development plan.
Article 33.- Exploitation output forecast
Based on the approved exploitation output stated in the field development plan, on October 1st every year, the operator shall have to submit the oil and gas exploitation forecasts for the subsequent years. For oil exploitation forecasts with the error not exceeding 15% as compared with the calculated coefficient of the final oil recovery, the operator shall have to supplement the field studies in order to ensure that the final recovery coefficient shall not shrink.
The first year's exploitation capacity forecast must be calculated according to each month on the basis of each well. The exploitation forecasts for four subsequent years must be calculated according to each quarter and the long-term forecast of the field's life-long operation shall be calculated according to each year. If the annual output forecast fluctuates around �10% or more, the operator shall have to explain it in writing.
Article 34.- Approving the exploitation output
The operator shall have to notify the Vietnam Oil and Gas Corporation of the detailed daily, monthly, quarterly and yearly exploitation output of wells and fields.
The Vietnam Oil and Gas Corporation shall approve the yearly and quarterly exploitation outputs and may reconsider the average annual exploitation output if the operator fails to achieve the approved output level. For such case, the operator shall have to explain the fluctuations of around 10% or more as compared to the approved exploitation output level.
The operator shall have to ensure the estimated exploitation output attainable in each specific period under the conditions that activities and product distribution are carried out cautiously, ensuring their practicality, including measures to minimize the gas burning and discharge.
Within 30 days after detecting considerable changes in the exploitation flow, the operator shall have to report them to the Vietnam Oil and Gas Corporation for reconsidering and readjusting the exploitation level.
During the year, if there is any change in the output due to one or several causes in the production process, the operator shall have to quarterly notify the Vietnam Oil and Gas Corporation of the exploitation output change in each month of the quarter. For such case, the operator shall have to submit the following documents at least one month before the turn of the quarter:
- The exploitation capacity estimated for each subsequent quarter;
- The estimated average exploitation output and the monthly net average output of the field in the past and in the remaining quarters of the year;
- The graph of net oil exploitation output developments as compared to the approved oil exploitation output; the graph of the actually burnt volume as compared to the approved volume to be burnt since the year of explaining the change of around �10% or more between the net oil exploitation output and the approved oil exploitation output and if the volume of burnt gas exceeds the allowable limit.
When conditions permit, the Vietnam Oil and Gas Corporation may approve the maximum output level for each platform in order to meet the field coordination requirements.
Article 35.- Overexploited and underexploited oil outputs
The operator shall have to take measures to achieve the approved output. However, due to unexpected causes, a change of about �10% of the approved monthly average oil output is allowable for one field provided that the change in the approved monthly average oil output for the contractual zone does not exceed 5% if the contractual zone has two fields or more.
In cases where the monthly output is surpassed or failed, the operator shall have to make the adjustment to such surplus or deficit level in the following month. In cases where the exploitation output adjustment exceeds 10% for a field or 5% of the approved output for the contractual zone, the operator shall have to report it to the Vietnam Oil and Gas Corporation for adjustment.
In cases where the monthly output is surpassed or failed, the operator shall have to make the adjustment thereof at the end of each quarter so that by the end of the year the output decrease or increase no longer exists.
Article 36.- Natural gas exploitation output
For the natural gas, on October 1st every year, the operator shall have to report the natural gas exploitation output estimate for each field, based on the demand for gas in the subsequent years. Such estimates shall have to comply with the provisions of Article 32.
The operator is not allowed to exploit natural gas differently from the contracts for annual sale and purchase of gas with customers, corresponding to the approved exploitation output stated in the field development plan.
If a change or supplement beyond the allowable scope is required, the operator shall have to report it to the competent State management agency, asking permission for the adjustment.
Article 37.- Accompanied gas exploitation
For accompanied gas, on October 1st every year, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the exploitation output estimates and plans on the use of accompanied gas for each oil field in subsequent years.
The operator shall have to ensure by all means that the monthly average gas-oil ratio shall not exceed the approved limit.
In cases where the gas-oil ratio is higher than the approved limit, the operator shall be allowed to continue the exploitation only after obtaining the approval of the Vietnam Oil and Gas Corporation.
If it deems necessary, the Vietnam Oil and Gas Corporation, after consulting with the operator, may consider and adjust the gas-oil ratio for each field on the basis of the latest technical information and studies available in the year or in conformity with the limit of gas volume burnt or discharged.
Chapter VII
MEASUREMENT AND INSPECTION
Article 38.- General provisions
The operator shall have to measure and record the flow and total output of each kind of fluids exploited or injected into wells, sold, burnt or destroyed.
The operator shall have to measure and record the flow and total output of gas used as raw materials for exploitation activities at fields or for exploitation by gaslift.
The operator shall have to measure and record the flow and total crude oil output used as liquid hydraulic energy for mechanical exploiting equipment.
The operator shall have to measure and record the flow and total output of each kind of fluids in and out of the treating system at the fields.
Article 39.- Flow gauging equipment
When the operator uses gauging equipment to measure fluid flow as prescribed in Article 38 above, such gauging equipment must be installed and used in accordance with the instructions of the equipment producers. The gaugers must have the measuring distance corresponding to the use purpose and well operate within the selected measuring distance. The gauging equipment must conform with the temperature meters or the temperature regulator if the gauger is the commercial gas meter and the temperature fluctuation may affect the preciseness of the measurement.
Article 40.- Installing flow meter
The operator shall have to ensure that all valves, gaugers and calibration tubes are installed in order to keep the flow reasonably stable through gaugers provided for in Article 39 above.
Article 41.- Exploitation output distribution
The operator shall have to distribute the oil exploitation output from the well cluster of the field on the basis of the ratio divided for each well according to the flow-separating system and the distribution process already approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 42.- Commercial gas flow meter
When using meter to measure the flow of commercial gas used in exploitation activities, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the following documents:
1. The technical parameters of the measuring meter, including the minimum and maximum flows, working pressure and temperature, materials used for the manufacture of meters and the installation process;
2. The detailed list of pressure-or heat-resistant components of centripetal force adjusters, deironizing, dehydrating or degassing accessories, sample-extractor, volumeter or control equipment used together with meters;
3. The detailed list of actual working conditions of meters, including the flow-measuring distance, the determination of constant or interrupted flow, the maximum pressure, pressure-measuring space and the temperature measuring degree;
4. The detailed document on the preciseness of meters, equipment and necessary calibration process;
5. The copies of all reports on meter adjustment.
Article 43.- Gross flow meter and calibration of gas meters, water meters
When using meters to measure the total flow, water and gas, the operator shall have to calibrate all measuring equipment according to standards and periodical regime, approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 44.- Condensate and crude oil measurement
When using meters to measure operation according to rotating principle or space-occupying principle to gauge condensate and crude oil, the operator shall have to calibrate all measuring equipment and maintain the calibration according to the standards and periodical regime approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
When using measuring equipment according to principle of flow via hole to measure condensate and crude oil, the operator shall have to fix the automatic-recording device to such equipment.
Article 45.- Dossiers on the measuring work
The operator shall have to keep for at least three years all books, records on the measuring work by each gross flow meter or flow-controller used by the operator. During that period, the operator, if requested, shall have to submit these books to the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 46.- The precisiveness of substitute measuring method or the readjustment of measuring method.
The allowable minimum precisiveness of the method of measuring the monthly gross oil and gas output at the exploitation zone must meet the requirements of the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator shall have to regularly test wells with the number of tests enough to satisfy the requirements of the allowable minimum precisiveness as prescribed above.
At the request of the Vietnam Oil and Gas Corporation, the operator shall have to inspect the precisiveness of the measuring equipment being in use and report to the former the results of such inspection.
At the request of the Vietnam Oil and Gas Corporation, the operator shall have to replace or calibrate any measuring equipment that fails to meet the precision requirements defined in this Regulation.
Chapter VIII
REQUIREMENTS ON THE CONSTRUCTION OF EXPLOITATION PROJECTS
Article 47.- General provisions
The operator shall be allowed to use the exploitation zone only under the conditions that the exploitation equipment deployed therein are safe for people, minimize the danger of environmental destruction and permit easy access to exploiting equipment.
Article 48.- Safety system at the exploitation project
The operator shall be allowed to use the system of treating equipment, separating tanks, pressure tanks, mechanical pumps, compressors, pipelines, manifold, well-heads and oil and gas exploiting equipment only when such equipment are protected by a safety system. The safety system must be always in good working order in the course of oil and gas exploitation.
The safety system must be designed with the aim of minimizing the possibility of causing harms to people, environmental destruction and/or damage to the exploitation projects when the equipment are struck with incidents.
The safety system must be capable of automatically detecting dangerous or abnormal signs related to the protected equipment. On the basis of such detection, the safety system shall automatically stop the operation of the entire project or part of the project.
The operator shall be allowed to use the offshore exploitation project only when the safety system for the projects is analyzed, designed and installed according to API RP 14C standards "Regulation on analysis, installation, design and inspection of basic safety system on the surface of the offshore exploitation project", the latest edition.
Article 49.- Emergency shutdown valves
The operator shall have to install the emergency shutdown valves at the well heads and the ventilating poles in the following cases:
1. The production well contain sulphurhydro with the content of more than 50 per million;
2. The well is located in the offshore exploitation zone;
3. The fluid flow should be stopped from well due to incidents in pipelines or the injection pipe, that may cause danger to people or serious destruction of the natural environment.
The operator shall have to ensure that all emergency shutdown valves installed at the well are compatible to the API Spect 14D standards: "Technical standards for safety valve at the well-cellar and in deep sea for offshore exploitation" - the latest edition.
Article 50.- Diesel motors placed on land
The diesel motors used for well completion, repair, dropping geo-physical measuring equipment or reservoir treatment, kicking flows at inland exploitation projects must be placed at least 25 m away from wells if such motors are not surrounded by fire walls, must not be equipped with air charge closing valves, and must not have a system to compress inert gas into the cylinders of the motors with remote control system.
Article 51.- Product-treating equipment
The operator shall be allowed to use offshore exploitation project only when the system of pipelines and relevant equipment are designed and installed according to API RP 14E standards "Regulation on designing and installing pipeline systems at offshore exploitation projects", the latest edition.
The operator shall be allowed to used the pressure-resistant or fire-resistant tanks only if they are designed and installed according to the following conditions:
1. API Spec 12J "Technical criteria of oil and gas separating tanks", the latest edition.
2. Chapter I to IX of the ASME standards: "Codes of pressure-resistant and steam tanks", the latest edition.
3. Other standards accepted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator shall be allowed to use compressors to compress hydrocarbon at exploitation projects if such compressors are designed according to the following standards:
1. API Standard 617: "Centrifugal compressors used in the oil refining technology", the latest edition.
2. API Standard 618: "Centrifugal compressors used in oil refining technology", the latest edition.
3. API Standard 619: "Compressors operating according to the reverse space occupying principle used in the oil refining technology", the latest edition.
4. Other standards accepted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
When gathering and/or treating oil, gas and water containing sulphurhydro, the operator shall have to treat them in accordance with the international practices in oil and gas industry in order to minimize the leak of sulphurhydro gas into the natural environment and ensure the safety and efficiency of such activities.
Sour gas treating equipment must ensure that all materials and the process of using such equipment always comply with the stipulations accepted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 52.- Pressure release system
At the exploitation projects the operator shall have to hook up the pressure-release valves and liquid hydrocarbon treater with decanting tanks, storing tanks or rubber-enclosed containers with holding capacity being great enough to store the largest possible volume of liquid discharged before the safety valves are shut down.
At the exploitation projects, all pressure-release valves in gas-treating equipment must be hooked up with gas-burning or discharge systems.
At the exploitation projects where the sulphurhydro content in the exploited fluids exceeds 10 per million, a gas burning system that operates permanently must be installed thereat.
Article 53.- Alarming system
The operator shall be allowed to conduct oil and gas exploitation only when the exploitation projects are equipped with alarming systems capable of warning all people on the work site of dangers possibly occurring to people, the projects or any harms to the natural environment.
When installing the exploitation projects, the operator shall have to finalize the documents guiding the operation at the projects, including:
1. The written description of the alarming system and method used for identification of types of alarm;
2. The written description of alarming signals;
3. The installing locations of fire, smoke or gas leak-detectors;
4. The written description of energy sources for the alarming equipment;
5. The maintenance and adjustment of alarming equipment;
6. The quantity and location of hand devices for detecting gas.
The alarming systems on exploitation projects must regularly and constantly operate with high reliability, be regularly inspected and maintained, and designed against interferences.
When the automatic alarming system of an exploitation project is being inspected, maintained or repaired, the operator shall have to ensure that the system's function is maintained manually.
Article 54.- Information and communications system
Man-controlled exploitation zones must be equipped with radio or telephone system and emergency information networks, which all must operate uninterruptedly.
Offshore exploitation projects must be equipped with two-way radio communications systems for constant contacts between offshore exploitation projects and control centers ashore, rescue ships as well as any other nearly offshore exploitation projects and sea transport means in the vicinities.
Man-controlled offshore exploitation projects must be equipped with internal telephone communication systems and the public-addressing system arranged in such a way that everyone in any place on the project site can receive information therefrom, and with facilities to transmit documents to the control centers ashore.
Offshore exploitation projects not controlled by men must be equipped with two-way radio communication systems during the time when there are people working thereat, with systems capable of detecting all possible bad circumstances that may cause danger to projects, natural environment and to the communications with the control centers.
Article 55.- Replacing or operating safety equipment
Without plausible reasons, no one is allowed to replace or operate on his/her own the safety equipment in contravention of the provisions in Article 22 and Chapter VII of this Regulation.
Chapter XI
ENVIRONMENTAL MATTERS
Article 56.- General provisions
The operator shall have to abide by the Law on Environmental Protection, the "Regulations on environmental protection in the prospection, exploration, field development, exploitation, storage, transport and processing of oil and gas and related services" issued together with Decision No. 395/1998/QD-BKHCNMT of April 10, 1998 of the Ministry of Science, Technology and Environment and the provisions in Chapter IX of this Regulation.
Article 57.- Recording and reporting on physical environment status
For offshore exploitation projects, the operator shall have to note down and summarize the observations on the natural environment in the process of field exploitation through the working-shift follow-up table according to the form set by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
For inland exploitation projects, the Vietnam Oil and Gas Corporation may request the operator to monitor and record the wind direction and speed and the rainfall according to certain regime. For offshore projects, the operator shall have to observe and record the daily rainfall, at least once in every 12 hours under the normal weather conditions and once every hour under the rainy and storm conditions. The operator shall have to record the wind direction and speed, the direction, height and length of sea waves, the post-storm direction; height and length thereof, the direction and velocity of the current, the atmosphere pressure and temperature, the temperature of sea water; the visibility.
The floating platform operator shall have to observe and note down the slant, rolling and bobbing of the exploitation system and the strain of each anchoring rope at least once every 6 hours when the wind speed is below 35 km/h and once every 3 hours when the wind speed exceeds 35 km/h.
For offshore exploitation projects, while conducting production activities, the operator shall have to record the forecasts of meteorological and hydrological conditions for each day and when the meteorological and hydrological conditions alter as compared to the forecasts.
Article 58.- Impacts brought about by the construction
The operator shall have to construct or install projects or parts of the projects according to the designs in order to ensure their use efficiency and minimize their impacts on the surface of sea bed, river bed, ground, living creatures or the natural environment.
Article 59.- Dangers
The operator shall have to take preventive measures to protect people, exploitation projects and all relevant facilities in the exploitation zone so as to avoid harms done by the nature and exploitation activities.
Article 60.- Treatment of oil and discharges
The operator shall have to ensure that all oil exploited or stored at the exploitation zone shall be gathered and treated and wastes shall be treated and discharged in accordance with the Law on Environmental Protection and relevant regulations.
Article 61.- Destruction of discarded materials
The operator shall have to ensure that all wastes arising in the exploitation process shall be gathered, treated, discharged or destroyed in a way not to cause any harms to people's health as well as environment, and the natural conditions shall be preserved.
Article 62.- Water exploited from reservoirs and industrial discharge water
The operator shall not be allowed to commission any system discharging reservoir exploitation water into the sea if such system is not designed and built to maintain the oil content in water lower than the monthly average value or the daily maximum value as specified in the document approving the exploitation with reservoir water.
The operator shall not be allowed to discharge waste water from industrial treatment process into sea if such discharged water fails to meet the criteria on contamination limits as prescribed in the document approving the exploitation with reservoir water.
The operator shall have to establish a rational process of extracting and analyzing samples in order to ensure the quality of exploited water and industrial water, which are better treated much below the contamination limits prescribed in the documents approving the exploitation activities with reservoir water.
The operator shall not be allowed to discharge waste water into land surface water sources or less salty water reservoirs, which can be used for daily life.
When conducting inland exploitation, the operator shall only be allowed to conduct exploitation according to diagrams approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation and in accordance with the provisions of Article 17 of the Regulation on environmental protection.
The operator shall be allowed to commission the schemes to discharge reservoir water underground only when so approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation in order to avoid environmental pollution and support the maintenance of formation pressure.
Article 63.- Suspension of operation and termination of exploitation activities
The operator shall only be allowed to suspend the operation of exploitation projects in accordance with the field development plans already approved by the competent State management agency.
Before suspending the exploitation of a reservoir or a field for at least 18 months, the operator shall submit through the Vietnam Oil and Gas Corporation to the competent State management agency the termination and field cleaning program.
The operator shall be allowed to terminate reservoir or field exploitation activities only if the termination and field cleaning program is approved by the competent State management agency and when the operator has completed such program with certification by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Chapter X
OTHER PRODUCTION ACTIVITIES
Article 64.- Safety and environmental protection plans
The operator shall have to submit the following documents to the competent State management agencies and the Vietnam Oil and Gas Corporation for approval:
1. The plan for human safety, preservation of exploitation projects and safety for equipment, which shall contain regulations on operation, preservation, inspection, maintenance and other relevant matters.
2. The plan for the protection of natural environment, including the treatment of pollutants or wastes leaked or discharged during the exploitation process.
The above-mentioned plans must also foresee abnormal conditions or emergency cases that may occur such as casualties, death, collisions, uncontrollability of wells, fire or explosions as well as the possibility of overcapacity as compared with projects' designed capacities.
The above-mentioned plans must also cover the coordination with national, branch and local plans.
The operator shall have to keep the copies of the approved plans at the exploitation projects and necessary places so that everyone can see and implement them.
The operator shall have to always ready all equipment for the implementation of the approved plans.
Article 65.- Requirements on equipment
The operator shall ensure that all equipment and machinery used at the exploitation projects meet the safety requirements; be attached with the control systems and safety systems to protect people and environment; be installed and operating in a way to minimize noises, thus avoiding harms done to people and living creatures. The equipment and machinery must be installed in a way to minimize dangers to the exploitation projects or to people working thereat, minimize the environmental destruction, and to facilitate the use thereof.
Article 66.- Required inspection of valves, sensor equipment and relevant reports
For inland exploitation projects, the operator shall have to carry out the following:
1. At least once every 6 months, testing the designed pressure and the working pressure for all emergency valves at well mouths and immediately replacing those out of order;
2. At least once every 12 months, testing the discharge valves at the pressure tanks installed at wells or exploitation projects;
3. At least once every 3 months, testing the pressure gauge;
4. At least once every month, testing liquid level controlling equipment by commissioning gauge.
5. At least once every month, testing automatic shut-down valves hooked up to air compressors or at the inlet of the pressure tank, testing valves which shut and operate according to the principle of shutting at low level on the pipeline.
When the inland exploitation projects are installed with gas or oil treating systems, the operator shall have to test all discharge valves of the above-said equipment at least once every 12 months or during the maintenance process if so approved by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
For offshore exploitation projects, the operator shall have to proceed with the following:
1. Checking and testing all parts of the project safety system according to the provisions of Article 48 and recording the system's function according to appendix D of the API RP 14C standards: "The Regulation on testing, designing, installing and inspecting the safety system for offshore exploitation projects", the latest edition.
2. At least once every month, checking the emergency shut-down system of the safety system according to Article 48 by testing all remote control safety valves at each emergency shut-down control station and reoperating them.
3. Testing all valves and sensors equipment, which are components of the safety system as prescribed at Article 51 according to the following timetable:
- At least once every month for emergency shut-down valves at well which are higher than sea water level in order to inspect their function and detect leaks;
- At least once every month for the pressure gauges;
- At least once every month for the liquid level controlling equipment by operating the sensors of such equipment;
- At least once every month for control valves placed on the pipeline to detect leak;
- At least once every month for auto-shut valves at the inlet of the pressure tank or the air compressor through test with the use of sensors;
- At least once every month for shut-down valves installed at the liquid discharge pipeline from the pressure tank and operated by low-level sensors;
- At least once every 6 months for shut-down system installed at the air compressor being operated by heat sensor;
- At least once every 3 months for fire-alarm system and gas detecting system;
- At least once every 12 months for pressure release valves.
4. Readjusting gas-detecting system and fire-alarm system, which, when being tested, are found no longer precise.
For offshore exploitation projects, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the list of safety equipment and anti-environmental pollution equipment no later than 45 days after commencing oil and gas exploitation at such project, update data into the list as prescribed above and submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation within 45 days after completing the following activities:
- Considerably changing the safety system of the project according to Article 48;
- Repairing main equipment of the safety system as mentioned in Article 48.
The operator shall have to report to the Vietnam Oil and Gas Corporation on all erronous tests or failed tests of the safety system of the project or equipment of the safety system, no later than 30 days after completing the test.
Article 67.- Support facilities
The operator shall only be entitled to use the support facilities designed, manufactured and preserved in a way to be capable of operating safely under the anticipated natural environment conditions in such areas.
The operator shall be allowed to use the support facilities only when such facilities are equipped with sound and light signal system in accordance with the regulations on maritime safety applicable to such ship, and equipped with emergency rescue equipment with the quantity being enough to release and save all people aboard such means when any incident happens.
The manager of the rescue facility shall have to inform all people boarding the rescue facilities the safety regulations being applied to such means.
Article 68.- Rescue ship
The operator of a man-controlled offshore exploitation project must be possessed of rescue ship which continuously operate within the 5 km-distance and the scope the ship can travel therefrom to the project after 20 minutes in case of a storm.
The rescue ship shall have to meet the following criteria:
1. Having enough rooms for every people from the exploitation project in case of an evacuation;
2. Having first-aid equipment and medical personnel capable of providing first-aids to victims;
3. Being capable of rescuing people who fell into the sea near the exploitation project;
4. Being equipped to function as a communication center in case of emergency so as to ensure the communication between the exploitation project and other ships as well as other exploitation projects in the vicinity, the rescue means, the inland rescue stations and means.
The operator of man-controlled offshore exploitation project shall have to ensure that the rescue ships are ready to rescue people working on the exploitation project in case of emergency and approach near the exploitation project, if necessary, to stand ready for rescue in the following cases where:
- Helicopters are taking off or landing;
- People are working by the sides of ships, rigs;
- People are working by water edge or in water;
- Support is needed in order to avoid crashes against the exploitation project and other dangers.
Article 69.- Transportation
The operator shall have to ensure that the transportation of people and commodities in and out of the exploitation project is carried out safely and in accordance with the current provisions of law.
Article 70.- Communications
The operator of the man-controlled offshore exploitation project shall have to ensure that the communication facilities at the project are capable of operating uninterruptedly and that the operators are fully qualified.
People must be put on duty around the clock to monitor, receive, listen to and record all information on walkie-talkie at the 156.8 MHz frequency, and monitor information, notices and signals on the sea and in the air related to the movement of all support means operating in between the exploitation projects and inland control centers.
Article 71.- Keeping the Regulation
The operator shall have to file the copy of this Regulation at the exploitation project and ensure that such copy must always be available for references and examination when requested.
Article 72.- Suspension of production activities
The operator shall have to immediately suspend all exploitation activities if deeming that their continuity shall discharge into the environment the volume of wastes exceeding the limits prescribed in this Regulation or the limit stated in the document approving the exploitation activities, or cause unsafety to workers, wells or to the operations of other projects.
The operator shall be allowed to resume the exploitation activities only when they are carried out in a safe manner and do not discharge wastes into the environment beyond the prescribed limits.
When there are persons seriously injured or incidents causing serious harms to equipment, the operator shall have to suspend all activities that may cause casualty or serious harms. The operator shall not be allowed to resume the operation if not so permitted by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
When a well in the exploitation zone goes beyond control or faces the danger of uncontrollability, the operator shall have to shut down all wells in the exploitation zone till the uncontrollable well or the uncontrollability-prone well is controlled.
Article 73.- Locating under-sea projects
For offshore exploitation systems, the operator shall have to be capable of locating any undersea systems.
Chapter XI
SAFETY AND PERSONNEL TRAINING
Article 74.- Cadres' qualifications
The operator shall have to ensure that all of their supervisors in the exploitation zone have good knowledge and been well trained to perform their tasks with safety before they undertake the assigned tasks.
At the request of the Vietnam Oil and Gas Corporation, the operator shall have to supply the precis of qualifications and experience of any supervisor working in the exploitation zone.
Article 75.- Training
When the exploitation activities require employees with special skills, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation a report on the program for additional training of employees. The operator shall have to ensure that the persons selected for the approved training program splendidly accomplish their courses.
Article 76.- Practice on safety and environmental protection
The operator shall have to ensure that all people working in the exploitation zone are familiar with the process of ensuring safety for people and evacuation from the exploitation zones when necessary as well as their responsibility in executing plans to prevent accidents. They must also be made to understand and implement the regulations on environmental protection in their daily activities.
At least once every 12 months, the operator of exploitation projects shall have to organize practice on coping with and gathering spilt oil for people working at the exploitation site according to current regulations.
The operator shall have to organize the repractice of any process being applied at the exploitation project if it is deemed unsafe and must notify everyone to participate in the practice. In case of necessity, the operator shall have to include the safety-practice program into the safety manual.
Article 77.- The equipment maintenance and replacement process
The operator shall have the following responsibilities:
1. To immediately repair or replace the equipment which are being used at the exploitation projects and out of order and may cause unsafety for people and equipment thereat;
2. To draft support programs that require advanced technologies to control the mechanical and chemical corrosion for components of the exploitation project as well as pipe, pole, well heads... at the exploitation project and report to the Vietnam Oil and Gas Corporation thereon when requested.
Chapter XII
RIGHT TO ACCESS, SUPERVISION AND INVESTIGATION
Article 78.- The right to access
Except for emergency cases, only the following people are allowed to enter the inland exploitation zones and safety zones of offshore exploitation projects:
1. Members of the exploitation crew or persons so permitted by the operator;
2. Representatives of the Vietnam Oil and Gas Corporation or the competent State management agency(ies);
3. Person(s) appointed by the Vietnam Oil and Gas Corporation but accompanied by the operator's man(men);
4. Inspection groups or inspector(s) as prescribed by the Petroleum Law.
The operator of offshore exploitation projects shall have to apply appropriate measures to ensure that the operators of boats, ships or airplanes operating in or approaching the safety zones of the projects realize the boundaries of the safety zones.
The safety zone of an offshore exploitation project as prescribed above is a zone which is 500 meters from the outmost edge of such exploitation project or from the anchoring place of a floating facility.
Other special cases shall be determined by competent State management agencies.
All facilities, boats and ships are not allowed to anchor within two nautical miles from the outmost edge of an exploitation project.
Article 79.- Equipment inspection and remedial measures
When the representative of Vietnam has grounds to confirm that the oil and gas exploitation equipment's working conditions may cause death or serious injuries to people working at the project, or threaten to prompt the uncontrollability of wells or environmental pollution, he/she may notify this in writing to the operator and request the latter to conduct a test of properties of the equipment.
When re-testing the equipment, if detecting that such equipment operate not in accordance with their technical specifications stated in the operation manuals, the operator shall have to immediately replace or repair such equipment.
If the above-mentioned equipment cannot be inspected satisfactorily, the operator may request the operator re-examine or replace them immediately.
Article 80.- Investigation of incidents
The Vietnam Oil and Gas Corporation or representatives of the competent State management agencies shall investigate any incidents or phenomena in the exploitation zones if they deem that such phenomena may cause considerable destruction or damage to exploitation equipment, the overflowing of substances into the natural environment beyond the limits prescribed in this Regulation or approved document or causing casualties to laborers at the exploitation projects.
The Vietnam Oil and Gas Corporation may conduct investigation in other cases if it is necessary and reasonable.
Chapter XIII
RECORDING AND REPORTING
Article 81.- Unit system
The operator shall have to use the international unit system (SI) to record data and in the reports submitted to the Vietnam Oil and Gas Corporation. For special cases, other units may be used but changed into SI units enclosed therewith.
Article 82.- Recording incidents and serious accidents
The operator shall have to immediately notify the Vietnam Oil and Gas Corporation by the quickest communication means of accidents that cause human death or missings, serious injuries, of any threats to the safety of individuals or collectives, of fires, explosions, uncontrollability of wells, spills of oil or toxic substance, of the considerable destruction of exploitation projects or serious incidents or accidents having occurred at the exploitation projects.
After informing the Vietnam Oil and Gas Corporation of the accident(s) or incidents, the operator shall have to immediately report in writing to the former on such accidents or incidents.
Article 83.- The names of and naming fields and wells
The Vietnam Oil and Gas Corporation shall stipulate and approve the naming of reservoirs or fields.
The Vietnam Oil and Gas Corporation shall approve the boundaries of reservoirs or fields submitted by the operator.
The operator shall have to use the approved names of reservoirs or fields in all reports, recordings and other documents as requested by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator shall name the completion wells for putting them into exploitation according to the following order:
1. A fixed name including separate number sign with the name number of the field and reservoir designing the well;
2. A non-fixed name indicating type of wells and their status.
The above-prescribed names demonstrate the well's tasks as follows:
- The operational well is named with letter O;
- The suspended well is named with letter S;
- The abandoned well is named with letter A;
- The injection well is named with letter I;
- The production well is named with letter P.
Article 84.- The change of operator
When an incumbent operator proposes another to replace him/her, apart from abiding by other legal documents, the former shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the following documents:
- The reason(s) for the replacement of operator;
- Papers evidencing the new operator is fully capable of fulfilling the responsibility commitments of the incumbent operator in accordance with the provisions of this Regulation.
- The new operator shall be allowed to perform his/her tasks only when he/she is approved by the competent State management agency and the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 85.- Construction schedule
When requested, the operator shall, within 15 days, have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the brief report on major developments in the construction timetable or important events having occurred in the course of construction or installation of exploitation project in the month.
Article 86.- Recording production activities
The operator shall have to keep and supply, when requested, to the Vietnam Oil and Gas Corporation the following documents:
- Training in safety skills and safety practices;
- The list of persons working in the exploitation zone at any time;
- The movement of support facilities;
- The inspections, repairs, modifications or break-down of equipment;
- Inspection of corrosion of the exploitation system and the maintenance results;
- The loss of fuel or oil and leaked chemicals;
- The data on pressure, temperature, flows of compressors, treating facilities and equipment;
- Calibration of measuring and other equipment;
- Checking of safety valves on the surface and down the hole;
- The status of operation of wells;
- The leak of hydrocarbon or chemicals into the natural environment.
The operator shall have to keep the above documents for at least 5 years and submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation their originals or copies before destroying them.
Article 87.- Recording exploitation activities
The operator shall have to record and keep data on reservoir or field exploitation and submit them when requested by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The operator shall have to keep the above documents till the termination of exploitation.
Article 88.- Monthly exploitation reports
Within the first 10 days of a month, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation three (3) copies of the report on the exploitation situation of the preceding month according to the set form.
The operator shall have to comply with the exploitation output calculation process already approved in writing by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 89.- Monthly reports on oil and gas treatment
Within the first 10 days of a month, the manager of an oil and gas treating station shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation three (3) copies of the report on the oil and gas treatment situation, clearly stating the volume already treated in the preceding month according to the set form.
Article 90.- Data report
The operation shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation three (3) copies of the results, data, analysis and diagrams according to set forms within 30 days after completing all following activities:
1. Testing, measuring, counting and analyzing geo-physical samples or fluid samples as prescribed in Chapter III of this Regulation;
2. The dissociation testing or trial operation of wells as prescribed in Chapter IV of this Regulation.
Article 91.- Trial exploitation diagrams
According to the terms stated in the document approving reservoir or field development plans, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the report on evaluation of trial exploitation diagrams to be carried out.
When completing the trial reservoir or field exploitation diagrams, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the following reports on:
1. The results of the experiment together with data and proving analyses;
2. The conclusion on the possibility of applying the experimental diagrams to mass exploitation.
Article 92.- Annual reports on exploitation and/or evaluation of environmental impacts
Annually before March 1st, the operator shall have to submit to the Vietnam Oil and Gas Corporation the annual reports on exploitation and evaluation of environmental impacts regarding reservoirs or fields of the preceding year submitted to the competent State management agency in charge of environment.
The annual exploitation report prescribed above includes:
1. The exploitation or injection diagram of reservoir or field;
2. The evaluation of the exploitation situation of each well of a reservoir or a field;
3. Assessing the exploitation capacity of each reservoir or field;
4. The forecast of the level of decline in exploitation of reservoir or field;
5. Details on the reservoir status;
6. Evaluation of the situation on aqueous exploitation of products;
7. The summary of tests and studies related to well status and reservoir or field exploitation equipment;
8. Evaluation of the operation of safety valves down the hole;
9. List of major changes of any exploitation projects at reservoirs or fields.
The annual report on evaluation of environmental impacts as prescribed above for offshore exploitation areas must include the overall evaluation of the annual environment such as hydrographic and oceanographic conditions as well as the operation suspension duration due to weather conditions.
When the operation status of a well or reservoir sees considerable changes as compared with the forecast in the annual report of such well or reservoir, the operator shall have to submit the report on the evaluation of operation of the well in each period as requested by the Vietnam Oil and Gas Corporation.
Article 93.- Keeping and ensuring confidentiality of and making public information and documents
The Vietnam Oil and Gas Corporation shall file and keep secret all information, documents and samples submitted by the operator according to provisions in Article 94 of this Regulation.
The competent State management agency and the Vietnam Oil and Gas Corporation may use the information, document and samples submitted by the operator in accordance with this Regulation for the purpose of managing the oil and gas resources and in service of Vietnam's national economy.
Article 94.- Dissemination of information
It is forbidden to widely disseminate information related to field development plans, experimental exploitation diagrams and all other exploitation activities.
When necessary, the Vietnam Oil and Gas Corporation shall have the right to inform concerned parties of major information including: the names and locations of fields, wells or exploitation projects, which have been used by the operator and the exploitation status of reservoirs or fields.
The information supplied by the operator when submitting application for the approval of the field development plan, the experimental exploitation diagram or the right to conduct exploitation activities as prescribed in Article 9, shall not be made public without consent of the Vietnam Oil and Gas Corporation.
The Vietnam Oil and Gas Corporation may announce information related to studies on environment or anti-accident plans when it deems necessary.
Article 95.- The right to make public information
The Vietnam Oil and Gas Corporation may announce information on exploitation activities directly related to the safety work in the area after informing the operator thereof.
The Vietnam Oil and Gas Corporation shall have the right to inform the concerned parties of information in reports as prescribed in Article 82.
Chapter XIV
IMPLEMENTATION PROVISIONS
Article 96.- Handling of violations
Organizations or individuals that violate the provisions of this Regulation shall be handled according to Article 43 of the Petroleum Law and Chapter IX of Decree No. 84-CP.
Article 97.- Regulation implementation guidance
The Vietnam Oil and Gas Corporation shall, within its functions and powers, have to guide the implementation of this Regulation.
Article 98.- Implementation effect
This Regulation takes effect 15 days after its signing for promulgation by the Prime Minister.
All previous stipulations contrary to this Regulation are now annulled.
Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Nâng cao để xem đầy đủ bản dịch. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây.
Văn bản tiếng Anh
Bản dịch tham khảo
* Lưu ý: Để đọc được văn bản tải trên Luatvietnam.vn, bạn cần cài phần mềm đọc file DOC, DOCX và phần mềm đọc file PDF.
Văn bản đã hết hiệu lực. Quý khách vui lòng tham khảo Văn bản thay thế tại mục Hiệu lực và Lược đồ.

Tải App LuatVietnam miễn phí trên Android tại đây trên IOS tại đây. Xem thêm

Văn bản cùng lĩnh vực
Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Lược đồ.
Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!