Đại Hùng pha 3 và nỗ lực tạo thêm nguồn dầu mới

Tìm nguồn dầu mới trong một mỏ đã khai thác nhiều năm

Ngày 7/5/2025, lúc 18 giờ 50 phút, dòng dầu thương mại đầu tiên từ Dự án phát triển mỏ Đại Hùng pha 3 được đưa vào khai thác. Lưu lượng ban đầu đạt khoảng 6.000 thùng/ngày, sớm hơn 20 ngày so với kế hoạch hiệu chỉnh. Với Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) và Chi nhánh Điều hành Dầu khí Trong nước (PVEP-POC) - hai đơn vị trong hệ sinh thái PETROVIETNAM, đây là kết quả của gần 3 năm chuẩn bị, thiết kế, chế tạo, lắp đặt và hoàn thiện công trình ngoài khơi.

Đại Hùng thuộc Lô 05-1(a), bể trầm tích Nam Côn Sơn, ngoài khơi thềm lục địa phía Nam Việt Nam. Sau nhiều giai đoạn thăm dò và phát triển, mỏ đã có hệ thống công trình khai thác, xử lý và xuất sản phẩm được hình thành qua nhiều năm. Nhưng một mỏ đã đi vào khai thác ổn định không có nghĩa là tiềm năng dầu khí đã được khai thác hết, cũng không có nghĩa sản lượng có thể duy trì lâu dài nếu không tiếp tục đầu tư.

Với các mỏ dầu khí ngoài khơi, suy giảm sản lượng là quy luật phải tính đến trong quá trình khai thác. Áp suất vỉa thay đổi, lượng dầu có thể thu hồi qua các giếng hiện hữu giảm dần, trong khi nước khai thác có xu hướng tăng theo thời gian. Muốn duy trì dòng dầu, nhà điều hành phải liên tục cập nhật dữ liệu, đánh giá phần tài nguyên còn lại và tìm phương án bổ sung giếng, điều chỉnh chế độ khai thác hoặc phát triển những khu vực chưa được khai thác đầy đủ.

Đại Hùng pha 3 được đặt trong yêu cầu đó.

Lãnh đạo Cục Năng lượng - Dầu khí Bộ Công Thương, PETROVIETNAM, PVEP, PVEP-POC đón dòng dầu đầu tiên từ Dự án phát triển mỏ Đại Hùng pha 3.

Theo các tài liệu về dự án, kế hoạch phát triển mỏ giai đoạn 3 được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 23/6/2022. Dự án do PVEP làm chủ đầu tư, PVEP-POC trực tiếp điều hành; Liên doanh Vietsovpetro đảm nhận vai trò tổng thầu thiết kế, mua sắm, chế tạo và lắp đặt (EPCI), với sự tham gia của các đơn vị trong hệ sinh thái PETROVIETNAM, trong đó có Tổng công ty Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) và Tổng công ty Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (PV Drilling).

Điểm cần nhìn nhận ở dự án này là nguồn dầu mới được đưa vào khai thác không phải từ một mỏ hoàn toàn mới, mà từ quá trình tiếp tục phát triển một mỏ đang vận hành. Việc tìm thêm nguồn thu hồi phải được tính toán trên nền tảng dữ liệu địa chất, điều kiện khai thác và khả năng tiếp nhận của hệ thống công trình hiện hữu.

Đó là bài toán vừa mang tính kỹ thuật, vừa mang tính kinh tế. Một đối tượng có dầu chưa chắc đã có thể phát triển ngay thành dự án khai thác hiệu quả. Phương án được lựa chọn phải bảo đảm khả năng tiếp cận thân chứa, đưa sản phẩm lên bề mặt, kết nối với hệ thống xử lý và duy trì vận hành an toàn. Chi phí đầu tư cũng phải tương xứng với sản lượng có thể thu hồi trong suốt vòng đời dự án.

Phát triển pha 3: Không bắt đầu từ con số không

Trong phát triển mỏ, lựa chọn xây dựng công trình mới hay tận dụng hạ tầng hiện hữu có ảnh hưởng lớn đến tổng mức đầu tư, tiến độ và hiệu quả khai thác. Đối với Đại Hùng pha 3, phương án được lựa chọn là xây dựng giàn đầu giếng WHP-DH01, kết nối với giàn xử lý trung tâm FPU hiện hữu bằng tuyến ống mềm dài khoảng 5,2 km. Giàn được lắp đặt ở khu vực có độ sâu nước biển hơn 110m.

Cấu hình này cho phép dự án bổ sung công trình khai thác tại khu vực phát triển mới mà không phải xây dựng lại toàn bộ hệ thống xử lý trung tâm. Dầu và nước khai thác từ giàn đầu giếng được đưa về hệ thống hiện hữu để xử lý; khí được tách theo quy trình vận hành của mỏ. Như vậy, hạ tầng đã được đầu tư từ các giai đoạn trước tiếp tục giữ vai trò trong chuỗi khai thác mới.

Tận dụng công trình hiện hữu không đồng nghĩa với việc chỉ cần đấu nối thêm một giàn là có thể đưa dầu lên bờ. Khả năng tiếp nhận của hệ thống xử lý, điều kiện vận hành của đường ống, các thông số khai thác và giới hạn của thiết bị đều phải được xem xét. Một thay đổi tại khu vực giếng có thể tác động đến chế độ vận hành của toàn hệ thống, từ xử lý sản phẩm đến bảo đảm an toàn công trình.

Bởi vậy, phương án kết nối đòi hỏi sự phối hợp giữa thiết kế công trình, công nghệ khai thác, vận hành và quản lý dự án. Các hạng mục mới phải tương thích với hệ thống hiện hữu; công tác đấu nối và chạy thử cần được tổ chức để giảm thiểu ảnh hưởng đến hoạt động đang diễn ra tại mỏ.

Cụm dự án mỏ Đại Hùng.

Đối với một dự án ngoài khơi, lựa chọn này còn có ý nghĩa về chi phí và tiến độ. Xây dựng một hệ thống xử lý độc lập sẽ kéo theo nhiều hạng mục đầu tư lớn, trong khi sử dụng hạ tầng hiện hữu đòi hỏi phải đánh giá chính xác năng lực tiếp nhận và điều kiện vận hành. Hiệu quả không nằm ở việc chọn phương án ít hạng mục nhất, mà ở khả năng đáp ứng yêu cầu khai thác với tổng chi phí và rủi ro có thể kiểm soát.

Đại Hùng pha 3 vì thế là một ví dụ về phát triển mỏ theo hướng tận dụng những gì đã có, đồng thời bổ sung công trình tại nơi cần thiết. Cách làm này đặc biệt có ý nghĩa với các mỏ trưởng thành, khi dư địa đầu tư không còn giống giai đoạn phát triển ban đầu và mỗi hạng mục mới cần được cân nhắc kỹ về hiệu quả.

Tiến độ được quyết định từ những công việc trên bờ

Dự án được khởi động từ cuối năm 2022. Ngày 24/10/2022, thông báo trúng thầu EPCI được phát hành; đầu tháng 11/2022, công tác thiết kế chi tiết bắt đầu; ngày 23/11/2022, dự án khởi công chế tạo giàn đầu giếng. Sau đó, các hạng mục chân đế, khối thượng tầng và hệ thống đường ống lần lượt được chế tạo, hạ thủy, vận chuyển và lắp đặt ngoài khơi.

Chuỗi công việc ấy cho thấy tiến độ một dự án dầu khí biển không chỉ được quyết định tại thời điểm đưa công trình ra hiện trường. Phần lớn yêu cầu về chất lượng, khả năng lắp đặt và sự tương thích giữa các hạng mục phải được giải quyết từ giai đoạn thiết kế, chế tạo trên bờ.

Với giàn đầu giếng, từng cấu kiện và hệ thống thiết bị phải đáp ứng yêu cầu kỹ thuật, đồng thời phù hợp với phương án vận chuyển và lắp đặt. Sai lệch ở khâu thiết kế hoặc chế tạo có thể dẫn đến điều chỉnh khi công trình đã ra biển, kéo theo thời gian huy động phương tiện và chi phí phát sinh. Vì vậy, sự phối hợp giữa chủ đầu tư, đơn vị điều hành, tổng thầu và các nhà thầu cung cấp thiết bị có vai trò trực tiếp đối với tiến độ chung.

Quá trình triển khai Đại Hùng pha 3 diễn ra trong bối cảnh chuỗi cung ứng quốc tế còn chịu ảnh hưởng từ những biến động sau đại dịch COVID-19, giá vật tư và vận chuyển không ổn định. Đến giai đoạn thi công ngoài khơi, điều kiện thời tiết tiếp tục tạo sức ép đối với kế hoạch lắp đặt và đấu nối.

Đằng sau những mốc tiến độ là công việc phối hợp giữa nhiều nhóm chuyên môn. Trên bờ, các đơn vị theo dõi chế tạo, kiểm tra chất lượng, chuẩn bị thiết bị và tổ chức vận chuyển. Ngoài khơi, công tác lắp đặt cần sự phối hợp giữa phương tiện chuyên dụng, đội ngũ vận hành, kỹ sư và lực lượng thi công dưới nước. Những công việc này phụ thuộc lẫn nhau, trong khi thời gian làm việc ngoài biển có thể bị giới hạn bởi điều kiện thời tiết.

Lễ ký hợp đồng EPCI phát triển Mỏ Đại Hùng pha 3, Lô 05 giữa PVEP-POC và Vietsovpetro.

Ngày 16/4/2024, chân đế giàn được hạ thủy; ngày 20/5/2024 hoàn thành lắp đặt chân đế ngoài khơi; khối thượng tầng được hạ thủy ngày 21/5 và lắp đặt ngày 8/6/2024. Đến ngày 6/8/2024, hạng mục MWA được lắp đặt hoàn thành. Ngày 22/10/2024, dự án ghi nhận dòng dầu kỹ thuật đầu tiên tại giàn WHP-DH01.

Dòng dầu kỹ thuật là bước kiểm tra quan trọng trước khi chuyển sang khai thác thương mại. Công trình không chỉ cần hoàn thành phần xây dựng, mà còn phải chứng minh các hệ thống có thể vận hành theo yêu cầu thiết kế. Những thông số vận hành, khả năng kết nối và sự phối hợp giữa các hạng mục cần được kiểm tra trước khi dự án chuyển sang giai đoạn khai thác chính thức.

Từ dòng dầu kỹ thuật đến dòng dầu thương mại là một quá trình hoàn thiện và kiểm chứng. Mốc ngày 7/5/2025 vì thế phản ánh kết quả của cả chuỗi công việc, chứ không chỉ là thời điểm mở van đưa dầu vào hệ thống.

Khi năng lực trong nước được kiểm chứng bằng công trình

Một điểm đáng chú ý của Đại Hùng pha 3 là toàn bộ quá trình từ lập kế hoạch, thiết kế, chế tạo, thi công đến vận hành do lực lượng trong nước đảm trách. PVEP giữ vai trò chủ đầu tư; PVEP-POC tổ chức điều hành; Vietsovpetro đảm nhiệm tổng thầu EPCI; PTSC, PV Drilling và các đơn vị liên quan tham gia theo từng phần việc.

Giá trị của mô hình này không nên chỉ được nhìn qua tỷ lệ nhân lực Việt Nam tham gia. Điều quan trọng hơn là khả năng phân chia công việc, kiểm soát giao diện kỹ thuật, xử lý vấn đề phát sinh và chịu trách nhiệm về kết quả cuối cùng.

Một dự án ngoài khơi luôn có nhiều ranh giới kỹ thuật: giữa thiết kế và chế tạo, giữa công trình mới và hệ thống hiện hữu, giữa lắp đặt và vận hành. Nếu mỗi đơn vị chỉ hoàn thành phần việc của mình mà không bảo đảm tính đồng bộ, công trình vẫn có thể chậm tiến độ hoặc phát sinh vấn đề khi đưa vào hoạt động. Năng lực tổ chức dự án vì thế nằm ở việc kết nối những phần việc riêng lẻ thành một hệ thống vận hành được.

Với PVEP-POC, đây cũng là cơ hội tiếp tục tích lũy kinh nghiệm trong vai trò điều hành dự án phát triển mỏ. Đội ngũ kỹ sư không chỉ cần nắm vững yêu cầu chuyên môn, mà còn phải phối hợp với tổng thầu, kiểm soát tiến độ, theo dõi chất lượng và xử lý các tình huống phát sinh trong điều kiện ngoài khơi.

Người lao động làm việc tại mỏ Đại Hùng.

Đối với các đơn vị dịch vụ trong nước, những dự án như Đại Hùng pha 3 tạo điều kiện để năng lực thiết kế, chế tạo, lắp đặt và khoan được kiểm chứng qua yêu cầu cụ thể của một công trình đang vận hành. Kinh nghiệm tích lũy từ dự án có thể trở thành cơ sở cho những công trình tiếp theo, nhất là khi ngành dầu khí phải phát triển các mỏ mới trong điều kiện ngày càng phức tạp và yêu cầu kiểm soát chi phí chặt chẽ hơn.

Dù vậy, làm chủ dự án không có nghĩa mọi rủi ro đều được loại bỏ hoặc mọi công nghệ đều đã được tự phát triển trong nước. Ý nghĩa thực tế nằm ở khả năng huy động các nguồn lực trong nước, tổ chức thực hiện theo chuẩn kỹ thuật, phối hợp các nhà thầu và hoàn thành công trình đáp ứng yêu cầu an toàn, chất lượng, tiến độ. Đó là những năng lực cần được duy trì và nâng lên qua từng dự án, thay vì chỉ được đánh giá tại thời điểm khánh thành hay đón dòng dầu đầu tiên.

Sản lượng mới và bài toán kéo dài đời mỏ

Theo thông tin tổng kết năm 2025 của PVEP-POC, sản lượng dầu khai thác của đơn vị đạt 4,6 triệu thùng, vượt 48% kế hoạch quản trị mỏ; sản lượng khí xuất bán đạt 126 triệu m³. Riêng dự án Đại Hùng pha 3 đã đưa vào khai thác 11/12 giếng, đóng góp hơn 11.500 thùng dầu/ngày, góp phần đưa sản lượng toàn mỏ lên khoảng 20.500 thùng/ngày.

Đây là kết quả vận hành đáng chú ý, nhưng cần được đặt đúng trong bản chất của một dự án phát triển mỏ. Sản lượng ban đầu phản ánh khả năng đưa giếng mới vào khai thác; còn hiệu quả dài hạn phụ thuộc vào diễn biến sản lượng từng giếng, mức độ suy giảm theo thời gian, lượng nước khai thác, chi phí vận hành và khả năng duy trì hoạt động của các công trình.

Hồ sơ môi trường phục vụ kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh năm 2025 cho thấy sản lượng dự kiến của toàn mỏ có thể biến động theo từng năm, với mức tăng trong giai đoạn đầu khi các công trình mới được đưa vào vận hành, sau đó chịu ảnh hưởng của quy luật suy giảm khai thác. Đây là số liệu dự báo phục vụ lập kế hoạch, không phải sản lượng thực tế đã đạt được.

Sự phân biệt này rất quan trọng khi đánh giá hiệu quả của Đại Hùng pha 3. Một dự án có thể tạo ra mức tăng sản lượng đáng kể trong những năm đầu, nhưng để duy trì hiệu quả, nhà điều hành vẫn phải tiếp tục theo dõi vỉa, quản lý giếng và chuẩn bị các phương án phát triển kế tiếp.

Với những mỏ đã khai thác lâu năm, gia tăng sản lượng và gia tăng trữ lượng có mối liên hệ nhưng không hoàn toàn giống nhau. Đưa thêm giếng vào khai thác có thể giúp thu hồi phần dầu đã được xác định trong kế hoạch phát triển. Trong khi đó, gia tăng trữ lượng còn phụ thuộc vào kết quả đánh giá địa chất, khoan thăm dò và thẩm lượng, cũng như khả năng chứng minh phần tài nguyên bổ sung có thể khai thác hiệu quả về mặt kỹ thuật và kinh tế.

Do đó, Đại Hùng pha 3 không thể thay thế yêu cầu tiếp tục nghiên cứu tiềm năng của toàn Lô 05-1(a). Dự án tạo thêm cơ sở để duy trì sản lượng và kéo dài thời gian hoạt động của mỏ, đồng thời cung cấp kinh nghiệm thực tiễn cho những bước phát triển tiếp theo. Việc mở rộng sang các khu vực mới vẫn cần dựa trên dữ liệu địa chất, đánh giá rủi ro và phương án đầu tư riêng.

PVEP-POC tiếp tục chuẩn bị các bước phát triển tiếp theo tại Đại Hùng, những kế hoạch như Đại Hùng pha 4, với Dự án Đại Hùng Nam, cho thấy công việc duy trì sản lượng không kết thúc khi một pha phát triển hoàn thành.

Định hướng này càng có ý nghĩa khi PVEP-POC tiếp tục chuẩn bị các bước phát triển tiếp theo tại Đại Hùng. Những kế hoạch như Đại Hùng pha 4, với dự án Đại Hùng Nam, cho thấy công việc duy trì sản lượng không kết thúc khi một pha phát triển hoàn thành. Các dự án phải được chuẩn bị nối tiếp, trong khi công trình hiện hữu vẫn cần được bảo dưỡng và vận hành an toàn.

Đối với PETROVIETNAM, đây là bài toán dài hạn: không chỉ tìm kiếm những phát hiện mới, mà còn phải biết cách phát triển hiệu quả các mỏ đã có, lựa chọn thời điểm đầu tư, tận dụng hạ tầng và bổ sung nguồn dầu đúng lúc. Nếu chờ đến khi sản lượng suy giảm mạnh mới chuẩn bị dự án thay thế, khả năng duy trì sản lượng chung sẽ chịu sức ép lớn hơn.

Đại Hùng pha 3 cho thấy một hướng giải quyết cụ thể. Thay vì coi mỏ trưởng thành là tài sản chỉ còn nhiệm vụ khai thác phần trữ lượng hiện hữu, dự án tiếp tục xem xét những khu vực có thể phát triển, bổ sung giếng và kết nối với hệ thống sẵn có. Thành công của hướng đi này phụ thuộc vào chất lượng dữ liệu, lựa chọn công nghệ, hiệu quả đầu tư và năng lực tổ chức thực hiện.

Từ một pha phát triển đến năng lực đi đường dài

Sau hơn ba thập niên khai thác, Đại Hùng vẫn đặt ra những câu hỏi quen thuộc nhưng chưa bao giờ dễ trả lời: còn có thể thu hồi thêm bao nhiêu dầu, cần đầu tư vào đâu, nên sử dụng công trình hiện hữu đến mức nào và khi nào phải chuẩn bị bước phát triển mới?

Không có một công thức chung cho mọi mỏ. Mỗi quyết định cần được xây dựng trên cơ sở đặc điểm địa chất, trạng thái công trình và triển vọng kinh tế. Điều có thể kế thừa là phương pháp làm việc: cập nhật dữ liệu, đánh giá các phương án, kiểm soát rủi ro và phối hợp chặt chẽ giữa chủ đầu tư, đơn vị điều hành, tổng thầu cùng các nhà thầu dịch vụ.

Dự án Đại Hùng pha 3 hoàn thành và đưa vào khai thác thương mại sớm hơn kế hoạch 20 ngày là một kết quả cụ thể của quá trình đó. Đằng sau mốc thời gian là khả năng tổ chức một dự án ngoài khơi với nhiều hạng mục phụ thuộc lẫn nhau, huy động lực lượng trong nước và đưa công trình vào vận hành theo yêu cầu kỹ thuật.

Trong chuyên đề 65 năm Ngày truyền thống PETROVIETNAM, câu chuyện Đại Hùng pha 3 vì vậy không chỉ nằm ở con số sản lượng được bổ sung. Giá trị dài hạn còn ở cách ngành dầu khí tiếp tục khai thác tiềm năng của tài sản hiện hữu, phát triển năng lực kỹ thuật và tổ chức những dự án tiếp nối trong điều kiện nguồn lực ngày càng cần được sử dụng hiệu quả.

Một pha phát triển mỏ không thể giải quyết toàn bộ bài toán suy giảm sản lượng. Nhưng nếu được chuẩn bị đúng thời điểm và triển khai có hiệu quả, nó có thể tạo thêm khoảng thời gian để nhà điều hành tiếp tục đánh giá tài nguyên, phát triển giếng mới và hoàn thiện các phương án kế tiếp.

Từ Đại Hùng pha 3, yêu cầu đặt ra với PETROVIETNAM không chỉ là tiếp tục tìm kiếm những nguồn dầu mới, mà còn là phát triển khả năng biến tiềm năng thành sản lượng, biến kinh nghiệm của một dự án thành năng lực cho những dự án sau. Đó là công việc đòi hỏi sự kiên trì, tính toán kỹ thuật và kỷ luật đầu tư, để những mỏ đã đi qua nhiều năm khai thác vẫn còn cơ hội đóng góp cho an ninh năng lượng và nền kinh tế.

Dự án Đại Hùng pha 3: Từ gian nan đến kỳ tích

Đại Hùng giai đoạn 3: Bản lĩnh của người lao động Petrovietnam

Kỳ tích mang tên Đại Hùng pha 3

Lãnh đạo PVEP động viên, chúc Tết người lao động trên giàn FPU Đại Hùng 01

Nguyễn Hiển