Thuế tài nguyên bằng dầu thô phải nộp

2. 
   Thuế xuất khẩu:
   

Trong đó:

• 
  Tỷ lệ thuế tài nguyên tạm tính ở mục VI.2.a là 18%.
  
• 
  Thuế suất thuế xuất khẩu dầu thô theo quy định tại Hiệp định 2010 là 10%.
  

3. 
   Thuế thu nhập doanh nghiệp:
   

+ Tỷ lệ thuế tài nguyên tạm tính

+ Thuế xuất khẩu tạm tính

+ Tỷ lệ chi phí thu hồi theo thông tư – 35%

+ Thuế suất thuế TNDN theo thông tư – 50%

Thu nhập chịu thuế tạm tính được xác định như sau:

Các tỷ lệ chi phí được trừ gồm:

+ Tỷ lệ thuế tài nguyên tạm tính – 18% (mục VI.2.a)

+ Thuế xuất khẩu tạm tính – 8.2% (mục VI.2.b)

+ Tỷ lệ chi phí thu hồi theo thông tư – 35%

+ Thuế suất thuế TNDN theo thông tư – 50%

3. 
   Tính toán hiệu quả kinh tế lựa chọn phương pháp tối ưu nhất cho mỏ:
   

4. 
   Các thông số đầu vào:
   

• 
  Thuế tài nguyên – thuế suất 18%
  
• 
  Thuế xuất khẩu – thuế suất 8.2 %
  
• 
  Thuế đặc biệt – thuế suất 8.2%
  
• 
  Thuế thu nhập doanh nghiệp – thuế suất 50%
  
• 
  Trữ lượng tại chỗ mỏ Đại Hùng ~ 354 000 000 thùng dầu thô (Nguồn Báo tuổi trẻ)
  
• 
  Lượng dầu khai thác giả định: 160 000 thùng/ngày
  
• 
  Giá bán dầu thô: 71.54$/thùng (cập nhật vào 8h30 ngày 16/12/2021 theo báo ifcmarket.com)
  

5. 
   Các chi phí cho hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí:
   

• 
  Chi phí điều hành:
  

• 
  Thuê văn phòng, thiết bị và chi phí đi lại, điện nước, liên lạc ~ 50 000 $/tháng
  
• 
  Tiền lương và phụ cấp ~ 5 000 $/người/tháng
  

• 
  Chi phí thăm dò và thẩm lượng:
  

• 
  Thu nổ, xử lí địa chấn 2D ~ 1500 $/km
  
• 
  Thu nổ, xử lí địa chấn 3D ~ 20 000 $/km²
  
• 
  Giếng thăm dò ~ 20 000 000 $/giếng
  
• 
  Giếng thẩm lượng ~ 20 000 000 $/giếng
  
• 
  Chi phí thu thập, mua tài liệu, minh giải tài liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan, địa chấn, … và tổng hợp báo cáo ~ 1 000 000 $/năm
  
• 
  G&A (chi phí tiền thuê nhà, điện nước, bảo hiểm, phí pháp lý và một số khoản khác)
  
• 
  ~ 2 000 000 - 3 000 000 $/năm
  

• 
  Chi phí phát triển, khai thác mỏ:
  

• 
  Đường ống vận chuyển dầu ~ 100 000 $/In.km
  
• 
  Cụm thu gom và xử lí tại chỗ ~ 45 000 000 – 75 000 000 $/unit
  
• 
  Dàn nhẹ dầu giếng ~ 35 000 000 $/dàn
  
• 
  Giếng khai thác ~ 10 000 000 $/giếng
  
• 
  Giếng bơm ép~ 10 000 000 $/giếng
  
• 
  Chi phí đóng giếng ~ 10 000 000 $/giếng (theo báo WorldOil.com)
  

6. 
   
   Hiệu quả kinh tế của từng phương pháp:
   

4. 
   Nhận xét:
   

• 
  Phương pháp tự nhiên và khoan đan dày: 53.1 triệu thùng ~ 2 066 533 đô
  
• 
  Phương pháp bơm ép nước: 17.6 triệu thùng ~ 684 952 576 đô
  
• 
  Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên điều kiện không trộn lẫn: 13.24 triệu thùng ~
  

• 
  Phương pháp bơm ép hóa phẩm (Alkaline – Surfactant – Polymer): 14.95 triệu thùng ~
  

• 
  Phương pháp bơm ép nước độ khoáng hóa thấp: 4.22 triệu thùng ~ 139 477 246 đô
  

Cơ chế thu hồi dầu mỏ Đại Hùng gồm giãn áp tự nhiên, mới chỉ có khối L đã được áp dụng giải pháp bơm ép nước trong giai đoạn khai thác thứ cấp, nhưng hệ số thu hồi dầu trung bình toàn mỏ chỉ đạt khoảng 13%. Lượng dầu còn lại trong vỉa còn nhiều và là tiềm năng cho các giải pháp gia tăng sản lượng và hệ số thu hồi dầu trong giai đoạn tiếp theo.

Kết quả phân tích tổng hợp đặc tính khai thác từng khối và mô hình mô phỏng cho thấy giải pháp đảm bảo quỹ giếng và tối ưu sơ đồ khai thác - bơm ép có hiệu quả cao nhất cho cả 2 đối tượng cát kết và đá vôi với gia tăng hệ số thu hồi thêm 13 %. Hai nhóm giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu tam cấp có tính tương thích với đặc tính vỉa cát kết Miocene dưới mỏ Đại Hùng gồm: bơm ép khí nước luân phiên và bơm ép hóa chất tổ hợp ASP tương ứng với hệ số thu hồi tăng 3.36 % và 3.79% sau giai đoạn thứ cấp. Đối với vỉa đá vôi, dự báo hệ số thu hồi dầu tăng chỉ 1.07% khi ứng dụng giải pháp bơm ép nước có độ khoáng hóa thấp, hiệu quá không được cao do ảnh hưởng của đặc tính nứt nẻ trong vỉa đá vôi.

7. 
   Kết luận
   

Việc thực hiện giãn áp tự nhiên ở các khối chưa được khai thác trước đó là hợp lý, thực hiện bơm ép nước ở thu hồi thứ cấp chỉ mới áp dụng cho tập cát kết Miocenn và phần đá vôi trung tâm cho thấy hệ số thu hồi đạt 4.46% là chưa cao. Có 3 phương pháp thu hồi tam cấp được dự báo: WAG (3.36%), ASP (3.79%), LSW (1.07%). Do đó đề xuất thực hiện 2 giải pháp nâng cao hệ số thu hồi tam cấp ứng với vỉa cát kết Miocen là bơm ép khí nước luân phiên và bơm ép hóa chất tổ hợp ASP. Hệ số thu hồi tam cấp dự báo: 7.14 %. Không khuyến khích thực hiện bơm ép nước với độ khoáng hóa thấp (theo dự đoán chỉ đạt 1.07%)

Tính toán cho thấy đối với mỏ Đại Hùng đưa ra các phương pháp thu hồi thứ cấp (đơn cử phương pháp bơm ép nước theo đánh giá của đề tài) và tam cấp (phương pháp phù hợp gồm WAG và ASP theo đánh giá như trên) cho tập cát kết ở phía bắc. Giúp tổng hệ số thu hồi dầu mỏ Đại Hùng dự báo đạt 24.60% tương đương 98.09 triệu thùng tương đương 3 788 577 286 $

Hệ số thu hồi dầu mỏ Đại Hùng dự báo theo đề tài là 24.06%, chiếm 1/4 tổng sản lượng dầu tại chỗ và chủ yếu sản lượng thu được chỉ nằm trong các tập cát kết Miocene.Đối với khối đá vôi trung tâm và khối các khối đá vôi phía nam, việc đánh giá thu hồi chỉ dừng lại ở quỹ giếng phân bố tốt trong thu hồi sơ cấp. Cần có các biện pháp nghiên cứu và đánh giá thu hồi thứ cấp và tam cấp cho khối đá vôi phía Nam của mỏ, trong đó sản lượng thu hồi sơ cấp khá tốt (13%) chứng tỏ quỹ giếng hoạt động tốt, tạo tiền đề cho sơ đồ bơm ép – khai thác sau này cho các khối đá vôi.

1. 
   Nguyen Hai An - Reservoir assessment and screening of EOR for Dai Hung field. Petrovietnam Journal. 2018; 6: p. 85.
   
2. 
   Nguyen Hai An - Nguyen Hoang Duc. Provision of enhancement screening of oil recovery for Dai Hung field, Block 05-1a, offshore Vietnam. PVEP. 2014.
   
3. 
   J.J. Taber, F. D. Martin, R. S. Seright - EOR screening criteria revisited - Part 1: Introduction to screening criteria and enhanced recovery field projects.
   
4. 
   J.J. Taber, F. D. Martin, R. S. Seright - EOR screening criteria revisited - Part 2: Applications and impact of oil prices.
   
5. 
   Noel Tyler, Robert J. Finley - Arthitectural controls on the recovery of hydrocarbons from sandstone reservoirs. 1991.
   
6. 
   Lê Việt Hải, Nguyễn Văn Út, Nguyễn Thế Dũng, Trần Đức Lân - Nghiên cứu và phát triển các công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu của liên doanh Việt – Nga “Vietsovpetro”
   
7. 
   Thông tư 36/2016/TT – BTC Hướng dẫn thực hiện quy định về thuế đối với các tổ chức, cá nhân tiến hành hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí theo quy định của luật dầu khí
   
8. 
   Phạm Lê Nguyên, Nguyễn Tiến Sinh, Trần Duy Hiệp, Đoàn Văn Phê, Tạ Thanh Bình - Thuế với hoạt động khai thác dầu khí
   
9. 
   L.L. Brundred; Latham L. Brudred, Jr. – Econimics of water flooding
   
10. 
    Abhijit Kakati, Ganesh Kumar, and Jitendra S. Sangwai - Oil recovery efficiency and mechanism of low salinity – enhanced oil recovery for light crude oil with a low acid number
    
11. 
    Suphattra Jaturakhanawanit – Enhanced oil recovery by water alternating gas injection using computer simulation of oil fields in Phitsanulok basin
    
12. 
    Mohammed Althani – An evaluation of low salinity waterflooding in carbonates using simulation and economics
    
13. 
    Trịnh Việt Thắng – Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước – khí hydrocacbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng Miocen, bể Cửu Long
    
14. 
    Trần Văn Lâm, Nguyễn Mạnh Tuấn, Lê Bá Tuấn, Trần Như Huy, Nguyễn Tất Hoàn, Nguyễn Xuân Vinh, Trần Thanh Hải, Phạm Đức Thành – Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả xử lí Acid cho các giếng ngầm khai thác tại mỏ Đại Hùng
    
15. 
    ThS. Lê Hải, KS. Nguyễn Thị Bích Hà, ThS. Hà Thu Hương, CN. Nguyễn Trọng Hoàng Phong, CN. Lê Xuân Cường, CN. Lê Văn Toàn, KS. Lê Đình Lăng, KS. Nguyễn Minh Toàn, TS. Phạm Anh Tuấn – Triển vọng áp dụng polymer biến tính bức xạ trong bơm ép nâng cao thu hồi dầu cho tầng Miocene mỏ Bạch Hổ
    
16. 
    Nguyễn Xuân Huy – Phân tích kinh tế nằm hoàn thiện cơ chế tài chính trong tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí tại bồn trầm tích Cửu Long thềm lục địa Việt Nam
    
17. 
    Queendarlyn A. Nwabueze, Joshua O. Ighalo - Production and economic analysis of enhanced oil recovery (EOR) by waterflooding: A case study of reservoir OD-48 in The Niger Delta
    
18. 
    Mohammad F. AlGhnemi – Chemical EOR economics of Sabriyah lower Burgan reservoir: A reservoir sector model study