QUYẾT ĐỊNH

CỦA THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ SỐ 163 /1998/QĐ-TTG
NGÀY07THÁNG9NĂM 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;

Căncứ 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 phẩmhay 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 trườngvật 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;

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

“Ống 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 thấycần 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 sátáp 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 phảitiến 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 chuẩnAPI 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. Ống 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 trìnhCơ 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 tiệntrợ 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 giúpkhi 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 dướinước;

– 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 thảivượt 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.