Upload
guiu-razvan-catalin
View
40
Download
3
Embed Size (px)
Citation preview
1
Lazăr Avram
EELLEEMMEENNTTEE DDEE MMAANNAAGGEEMMEENNTTUULL FFOORRAAJJUULLUUII
EELLEEMMEENNTTSS OOFF DDRRIILLLLIINNGG MMAANNAAGGEEMMEENNTT
Editura Universităţii Petrol-Gaze din Ploieşti
2011
2
Copyright©2011 Editura Universităţii Petrol-Gaze din Ploieşti Toate drepturile asupra acestei ediţii sunt rezervate editurii Autorul poartă întreaga răspundere morală, legală şi materială faţă de editură şi terţe persoane pentru conţinutul lucrării.
Descrierea CIP a Bibliotecii Naţionale a României AVRAM, LAZĂR Elemente de managementul forajului / Lazăr Avram. - Ploieşti: Editura Universităţii Petrol-Gaze din Ploieşti, 2011 Bibliogr. ISBN 978-973-719-435-0
622.24
Control ştiinţific: Prof. univ. dr. ing. Mihai Pascu Coloja Şef lucr. dr. ing. Mihaela Oprea Ciopi Redactor: Prof. univ. dr. ing. Mihai Pascu Coloja Tehnoredactare computerizată: Prof. univ. dr. ing. Lazăr Avram Traducere: Lector dr. Loredana Ilie Lector dr. Diana Presadă
Coperta: Mihail Radu Director editură: Prof. univ. dr. ing. Şerban Vasilescu
Adresa: Editura Universităţii Petrol-Gaze din Ploieşti Bd. Bucureşti 39, cod 100680 Ploieşti, România Tel. 0244-573171, Fax. 0244-575847 http://editura.upg-ploiesti.ro/
3
ROMÂNĂ
CCUUPPRRIINNSS Cuvânt înainte 5 1. ANALIZA STĂRII ACTUALE A INDUSTRIEI EXTRACTIVE DE PETROL ŞI GAZE 7 2. PARTAJAREA DOMENIULUI OFFSHORE 27 3. FORAJUL ÎN APE ADÂNCI ŞI ULTRA ADÂNCI – GENERALITĂŢI 33 4. ACTIVITATEA DE FORAJ 41
4.1. Generalităţi 41 4.2. Structura generală a procesului de forare a sondelor 44
5. ELEMENTE DE EFICIENŢĂ ECONOMICĂ ÎN ACTIVITATEA DE FORAJ 47 6. CALCULUL CAPACITĂŢII DE PRODUCŢIE ÎNTR-O UNITATE DE FORAJ 57 7. METODE ŞI TEHNICI DE MANAGEMENT 63
7.1. Tabele de decizie 64 7.2. Măsurarea riscului 75 7.3. Metode şi tehnici de prognoză 81 7.4. Metode moderne de programare a producţiei 86
8. FUNDAMENTAREA RAPORTULUI PRODUCŢIE – REZERVE – METRI FORAŢI (GAZE) 97 9. EFICIENŢA INVESTIŢIILOR ÎN INDUSTRIA EXTRACTIVĂ DE PETROL ŞI GAZE 107
9.1. Generalităţi 107 9.2. Indicatorii eficienţei economice a investiţiilor 108 9.3. Metoda Discount Cash Flow (DCF) de estimare a investiţiilor, cheltuielilor şi veniturilor 123
BIBLIOGRAFIE SELECTIVĂ 135
ENGLEZĂ
TTAABBLLEE OOFF CCOONNTTEENNTTSS Abstract 5 1. ANALYSIS OF THE CURRENT STATE OF THE PETROLEUM AND GAS EXTRACTION INDUSTRY 7 2. OFFSHORE DOMAIN SHARING 27 3. DRILLING IN DEEP AND ULTRA DEEP WATER GENERAL PRESENTATION 33 4. THE DRILLING ACTIVITY 41
4.1. General Presentation 41 4.2. The General Structure of the Well-Drilling Process 44
5. ELEMENTS OF ECONOMIC EFFICIENCY OF DRILLING OPERATIONS 47 6. CALCULATING THE PRODUCTION CAPACITY IN A DRILLING UNIT 57 7. MANAGEMENT METHODS AND TECHNIQUES 63
7.1. Decision Tables 64 7.2. Risk Measurement 75 7.3. Forecast Methods and Techniques 81 7.4. Modern Methods of Production Scheduling 86
8. ESTABLISHING THE RELATIONSHIP AMONG PRODUCTION, RESERVES AND DRILLED METERS OF GAS 97 9. THE EFFICIENCY OF INVESTMENTS IN THE PETROLEUM AND GAS EXTRACTION INDUSTRY 107
9.1. General Presentation 107 9.2. Economic Efficiency Indicators of Investments 108 9.3. The Discounted Cash Flow Method (DCF) of Estimating
Investment, Expenses and Revenue 123 SELECTIVE BIBLIOGRAPHY 135
4
5
CCUUVVÂÂNNTT ÎÎNNAAIINNTTEE Cercetǎrile actuale din domeniul managementului se
axeazǎ pe gǎsirea de noi modalitǎţi care sǎ asigure eficienţa economicǎ a activitǎţilor, în condiţiile unor schimbǎri relevante pe plan intern şi internaţional. Globalizarea, criza economicǎ, dezvoltarea durabilǎ, competitivitatea, siguranţa energeticǎ sunt doar câteva din conceptele ce guverneazǎ economiile actuale care au determinat noi orientǎri în abordarea managementului ca ştiinţǎ şi activitate practicǎ.
Managementul activitǎţii de foraj este domeniul care impune o atenţie deosebitǎ în instruirea teoreticǎ şi practicǎ a specialiştilor, astfel ca formarea acestora sǎ le permitǎ adaptarea cât mai rapidǎ la cerinţele tot mai complexe ale pieţei muncii.
Lucrarea de faţǎ are ca obiectiv principal cunoaşterea şi înţelegerea principalelor concepte, principii, metode, tehnici şi instrumente ale managementului activitǎţii de foraj. Prin exemplele abordate, cartea oferǎ o serie de informaţii utile privind modalitǎţile prin care pot fi aplicate aceste metode pentru a asigura succesul organizaţiilor din industria petrolierǎ.
Lucrarea este structurată pe nouǎ capitole şi îşi propune să abordeze într-o succesiune logică, coerentă, problematica complexă cu care se confruntă managementul activitǎţii de foraj.
Capitolul 1 intitulat „Analiza stării actuale a industriei extractive de petrol şi gaze”, rǎspunde la o serie de întrebǎri legate de evoluţia acestei industrii ţinându-se seama de rezervele existente, incertitudinea previziunilor şi efortul depus de companiile petroliere în descoperirea de noi zǎcǎminte.
În capitolul 2 se delimiteazǎ domeniul offshore ca reprezentând o sursǎ potenţialǎ de rezerve care ar putea fi explorate într-un viitor apropiat de cǎtre “investitorii pionieri”.
AABBSSTTRRAACCTT
Current research in the field of management focuses on finding new ways to ensure the economic efficiency of activities in terms of relevant local and international changes. Globalization, economic crisis, sustainable development, competitiveness, energy security are some of the concepts which govern current economies and which have led to new guidelines in the approach of management both as science and as practical activity.
Drilling management is an area that requires special attention in the theoretical and practical training of specialists in order to allow them to sharply adapt to the ever growing requirements of the labour market.
This paper has as a main objective the knowledge and understanding of the key concepts, principles, methods, techniques and instruments of drilling management. Through the examples taken into discussion, the book offers a series of information concerning the manner in which these methods may be applied in order to ensure the success of petroleum industry organizations.
The book is divided into nine chapters and aims to address the complex issues of drilling management in a logical and coherent sequence.
Chapter 1, entitled "Analysis of the current state of oil
and gas production industry", gives answers to a series of questions about the development of this industry taking into account the existing reserves, the uncertanty of predictions and the effort made by oil companies to discover new deposits.
Chapter 2 identifies the offshore area as a source of potential reserves that could be explored in the near future by "pioneer investors".
6
Capitolul 3 analizeazǎ operaţiile şi necesarul de echipamente pentru forajul în ape cu adâncimi mari.
În capitolul 4 se dezvoltă problematica organizării în derularea activitǎţilor de foraj, care impune constituirea de echipe cu caracter multidisciplinar din ingineri chimişti, ingineri geologi, ingineri de foraj, economişti etc.
Eficienţa tehnico-economicǎ a activitǎţii de foraj se apreciazǎ cu ajutorul unor indicatori specifici, prezentaţi în capitolul 5.
În capitolul 6 se exemplificǎ modul de calcul al capacitǎţii de producţie într-o unitate de foraj.
Metodele şi tehnicile de fundamentare a deciziilor specifice industriei extractive de petrol şi gaze, prezentate în capitolul 7, sunt exemplificate prin probleme şi studii de caz.
În capitolul 8 se prezintǎ modelarea deciziei de fundamentare a raportului producţie – rezerve – metri foraţi, care impune determinarea unui volum optim economic al producţiei de gaze extrase şi efectuarea unui calcul de optimizare a creşterii rezervelor, în sensul alegerii variantei optime între posibilitǎţile de creştere ale acestora.
Baza economicǎ a întregii activitǎţi de foraj este datǎ de eficienţa investiţiilor mǎsuratǎ prin indicatori specifici, prezentaţi în capitolul 9.
Lucrarea se adresează cu prioritate studenţilor de la specializarea Management în industria petrolierǎ, dar poate fi utilizată şi de către manageri, ingineri şi economişti implicaţi în derularea proceselor din industria extractivǎ de petrol şi gaze.
Prof. dr.ing. Cornelia Coroian-Stoicescu
Chapter 3 analyzes deep sea drilling operations and equipment.
Chapter 4 dwells on the issue of the organization of drilling activities, which requires building a multidisciplinary team consisting of chemistry engineers, geologists, drilling engineers, economists, etc.
The technical and economic efficiency of drilling is estimated by means of specific indicators, presented in Chapter 5.
Chapter 6 illustrates the calculation of the production capacity in a drilling unit.
Different methods and techniques substantiating the specific decisions of oil and gas production industry are presented in Chapter 7. They are also exemplified by problems and case studies.
Chapter 8 follows a model of substantiating a decision for the ratio between production - reserves - drilled meters, which requires the determination of an economically optimum volume of the extracted gas and the performing of a calculus to optimize the increase of reserves in the sense of the optimal choice between the possibilities of their growth.
The economic basis of entire drilling activity is given by the efficiency of investments measured by the specific indicators presented in Chapter 9.
This paper is intended especially for students attending courses in Oil industry management, but it can also be used by managers, engineers and economists involved in the development of oil and gas production industry.
Prof. dr.ing. Cornelia Coroian-Stoicescu
7
1.
AANNAALLIIZZAA SSTTĂĂRRIIII AACCTTUUAALLEE AA IINNDDUUSSTTRRIIEEII
EEXXTTRRAACCTTIIVVEE DDEE PPEETTRROOLL ŞŞII GGAAZZEE
Într-o economie din ce în ce mai globalizată,
strategia energetică a unei ţări se realizează în contextul
situaţiilor, evoluţiilor şi schimbărilor care au loc pe plan
mondial. Obiectivele principale ale strategiei noastre
energetice sunt conforme cu Noua Politică Energetică a
Uniunii Europene, adoptată în anul 2007: siguranţa
energetică, dezvoltarea durabilă şi competitivitatea.
În ceea priveşte siguranţa energetică, trebuie
precizat de la bun început că cererea totală de energie în
2030 va fi cu aproximativ 50 % mai mare decât în 2003,
iar cererea de petrol va fi cu circa 46 % mai mare. Mai
mult, dependenţa de importul de petrol din UE se aşteaptă
să crească de la 82 %, la ora actuală, la 93 % în 2030 [1-
5]. În acest context se caută, desigur, surse alternative,
1.
AANNAALLYYSSIISS OOFF TTHHEE CCUURRRREENNTT SSTTAATTEE OOFF TTHHEE
PPEETTRROOLLEEUUMM AANNDD GGAASS EEXXTTRRAACCTTIIOONN
IINNDDUUSSTTRRYY In an increasingly globalized economy, the energetic
strategy of a country is determined by the context of the
situations, changes and evolutions that are taking place all
over the world at present. The major objectives of our
energetic strategies comply with the New Energetic Policy
of the European Union.
As regards energetic safety, we should specify from
the beginning that the total energetic demand in 2030 will
be approximately 50 % higher than it was in 2003, and the
demand for petroleum will increase by about 46 %. In
addition, our dependence on the import of petroleum from
the EU is expected to increase from 82 %, as it is today, to
93 % in 2030 [1-5]. In this context, it is obviously necessary
8
care să reducă dependenţa faţă de unul dintre furnizorii
principali şi cel mai puţin previzibil: Federaţia Rusă.
Legat de dezvoltarea durabilă trebuie remarcat, în
primul rând, faptul că la nivelul UE, sectorul energetic este
unul dintre principalii producători de gaze cu efect de seră.
Emisiile de CO2, la nivel planetar, sunt enorme: de ordinal
a 25 miliarde de tone /an. În termeni de volum, emisiile de
CO2 reprezintă aproximativ 80 % din emisiile mondiale
(aproximativ 70 % dintre acestea provin din ţările
industrializate [8]).
Alte gaze care absorb razele infraroşii emise de
Terra provin din rejeturile aferente unor activităţi umane,
mai cu seamă în ţările puternic industrializate: metanul,
oxidul nitros, compuşii fluoraţi etc. Deşi emisiile de CH4
sunt relativ reduse, comparativ cu cele de CO2
(aproximativ 10 % din volumul emisiilor totale),
contribuţia lor la procesul de încălzire globală este de 21
de ori mai mare decât cea a dioxidului de carbon. Oxidul
nitros N2O, a cărui putere vizavi de încălzirea globală este
to seek alternative resources that should reduce dependence
on one of the major and the least reliable suppliers: the
Russian Federation.
As far as sustainable development is concerned, we
should principally note that the energetic sector in the
European Union is one of the main generators of the
greenhouse gas effect. The worldwide CO2 emissions are
enormous: around 25 billion tons per year. CO2 emissions
represent approximately 80 % of the volume of world gas
emissions (70 % of these emissions are generated by the
industrialized countries [8]).
Other gases that absorb infrared radiation emitted
from the Earth are generated by household waste,
especially in industrialized countries: methane, nitrous
oxide, fluorine compounds, etc. Although the CH4
emissions are relatively low compared to those of CO2
(about 10% of the total emissions), their contribution to
global warming is 21 times higher than the one caused
by carbon dioxide. Nitric oxide N2O, whose
contribution to global warming is 310 times higher than
9
de 310 ori mai mare decât cea a dioxidului de carbon,
provine din îngrăşămintele cu azot, consumul de energie
din transporturi şi din cadrul unor procedee industriale
specifice. Ponderea N2O din cadrul emisiilor globale este
de aproximativ 13 %. În fine, compuşii fluoraţi corespund
unor emisii reduse ca volum, dar impactul lor asupra
mediului ambiant este deosebit, dată fiind nocivitatea lor
cu mult superioară celei aferente dioxidului de carbon.
În ceea ce priveşte competitivitatea, piaţa internă de
energie a Uniunii Europene asigură, principial, stabilirea
unor preţuri corecte şi competitive aferente energiei,
stimulează economisirea de energie şi atrage investiţii în
sectoarele specifice. Obiectivele cuprinse în Noua Politică
Energetică a UE se referă, în principal, la:
- reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20 %
până în anul 2020, în comparaţie cu cele din anul 1990;
- creşterea ponderii energiei regenerabile în totalul
consumului energetic de la aproximativ 7 % în anul 2006,
la 20 % în 2020;
- reducerea consumului global de energie primară cu
the one generated by carbon dioxide, comes from nitric
fertilizers, energy consumption resulting from transport
and some specific industrial processes. N2O represents
approximately 13 % of the global emissions. Finally,
fluorine compounds correspond to low volume
emissions, but their impact on the environment is
considerable because of their much more harmful effect
than the one of carbon dioxide.
As regards competitiveness, the internal energetic
market of the European Union, in principle, establishes
correct and competitive prices related to energy, stimulates
energy saving and attracts investments in specific sectors.
The objectives included in the New Energetic Policy of the
European Union mainly refer to the following:
- reducing the greenhouse gas emissions by 20 % by
the year 2020, in comparion with the emissions of 1990;
- increasing the share of renewable energy in the
overall energy consumption from approximately 7 % in to
20 % in 2020;
- reducing the global consumption of primary energy
10
20 %, până în anul 2020;
- creşterea ponderii biocombustibililor la cel puţin
10 % din totalul combustibililor utilizaţi în anul 2020 etc.
În ceea ce priveşte România, privitor la strategia
energetică se au în vedere următoarele obiective:
• promovarea unor proiecte multinaţionale care să
asigure diversificarea accesului la resursele energetice de
materii prime, în special de gaze şi petrol (proiectul
Nabucco şi conducta de petrol Constanţa – Trieste);
• creşterea capacităţilor de înmagazinare a gazelor
naturale;
• interconectarea Sistemului Naţional de Transport Gaze
Naturale cu sistemele similare din ţările vecine: interconectarea
cu Ungaria pe relaţia Arad-Szeged; interconectarea cu Bulgaria
pe relaţia Giurgiu-Ruse; interconectarea cu Ucraina pe relaţia
Cernăuţi-Siret; interconectarea cu Moldova pe traseul Drochia-
Ungheni.
Crizele din anii 1973 şi 1978-1980, ca şi creşterile
de preţuri din 2004 şi 2005, ca să nu mai vorbim de
înspăimântătoarele dereglări din anii 2008 şi 2011, ne
by 20 % by the year 2020;
- increasing the share of biofuels to at least 10 % of
the total amount of fuels used in the year 2020, etc.
As far as Romania is concerned, the energetic
strategy aims at the following:
• Promoting certain multinational projects able to
diversify the access to raw material energetic resources,
especially gas and petroleum (the Nabucco project and the
Constanţa – Trieste oil pipeline);
• Increasing gas storage capacity;
• Interconnecting the National Gas Transport System with
the similar systems in the neighbouring countries: interconnection
with Hungary via Arad-Szeged; interconnection with Bulgaria
via Giurgiu-Ruse; interconnection with Ukraine via Cernǎuţi-
Siret; interconnection with The Republic of Moldova via
Drochia-Ungheni.
The crises in 1973 and between 1978 and 1980, as well
as the price increases in 2004 and 2005, leaving aside the
frightening oil market dysfunctions in 2008 and 2011, again
11
readuc în faţă temerile justificate legate de viitorul
industriei extractive de petrol. Valoarea reală a rezervelor
disponibile, ca şi funcţionarea ca atare a pieţelor mondiale,
suscită, fireşte, nelinişti. Evoluţia tehnică a altor sectoare
energetice – gaze naturale, cărbune, energii reînnoibile,
domeniul nuclear, hidrogenul ş.c.l. – aduc cu ele şi o
nedisimulată speranţă pentru viitor.
Şi totuşi, în ciuda pesimismului multor observatori,
acel temut peak oil final - moment de dinaintea declinului
final al producţiei de petrol şi gaze – nu reprezintă o
ameninţare imediată.
Desigur, înainte de a prezenta situaţia actuală a
producţiei de petrol din lume, trebuie să admitem că există
numeroşi parametri şi numeroase incertitudini legate de
rezervele de petrol ca atare.
a. Care este credibilitatea reală a informaţiilor
legate de rezerve? Rezervele probate reprezintă informaţii
strategice atât pentru companiile petroliere cât şi pentru
ţările producătoare, atât sub aspect etnic cât şi financiar.
b. Care sunt progresele realizate în ceea ce priveşte
bring to the fore the well-grounded fears related to the future of
the petroleum extraction industry. The real value of the available
oil reserves, as well as the functioning of the global market as
such, surely causes worries. Technical development of the other
energy sources - natural gas, coal, renewable energy, nuclear
field, hydrogen a.s.o - bring with them an unconcealed hope for
the future.
Nevertheless, despite the pessimism of many
observers, that feared final peak oil - the moment before the
final decline of oil and gas production - is not an immediate
threat.
Certainly, before presenting the current state of world
oil production, we must admit that there are many
parameters and numerous uncertainties related to oil
reserves as such.
a. What is the real credibility of the information
related to oil reserves? Proven reserves represent strategic
information for both oil companies and producing
countries, from both an ethnic and a financial point of view.
b. What progress has been made regarding the
12
recuperarea rezervelor dintr-un zăcământ dat? În cadrul
industriei petroliere s-au realizat progrese considerabile în
ceea ce priveşte tehnicile de stimulare aferente sondelor
vechi, în activitate. Injecţia de vapori de apă sau de CO2
permite să se recupereze procente de 50 % sau mai mari de
ţiţei, comparativ cu 30 % pentru tehnicile aferente pompajului
clasic. În mod logic, prioritatea o reprezintă, aşadar,
creşterea factorului de extracţie pentru zăcămintele de ţiţei
cunoscute. Deloc de neglijat sunt, desigur, noile progrese
tehnologice.
c. Ce eforturi reale s-au depus de către companiile
petroliere pentru descoperirea de noi zăcăminte? Cum îşi
concentrează actualmente marile companii eforturile, mai
ales asupra maximizării producţiei din zăcămintele
cunoscute, respectiv asupra dezvoltării câmpurilor
petrolifere identificate, teama privind descoperirea
resurselor viitoare, ca şi tensiunile puternice legate de
evoluţiile preţurilor (vezi situaţia de la sfârşitul anului
2008) constituie probleme la ordinea zilei.
d. Se poate prevedea, cu precizie, evoluţia
recovery of oil from a given reservoir? Remarkable
progress has been made within the petroleum industry
concerning the stimulation techniques related to old rigs
that are still functioning. The injection of water vapours or
CO2 enables the recovery of 50 % or more of crude oil in
comparison with 30 % of oil recovery which is characteristic
of the classic pumping techniques. Logically, the priority
lies in increasing the extraction factor for the already known
oil reservoirs. The new technological progress should not be
underestimated.
c. What genuine efforts have been made by oil
companies in order to discover new oil reserves? Due to
the fact that the great companies are concentrating their
efforts on maximizing the production of the known
reservoirs, that is on the development of identified oil
fields, our concerns about the discovery of future
resources, as well as the strong dissentions connected to
price evolutions (see the situation at the end of 2008)
constitute vital issues today.
d. Can the evolution of the consumption of oil
13
consumului de produse petroliere? Previziunile legate de
consumul produselor petroliere suferă de mari
incertitudini. În fapt, creşterea anuală a consumului este
strâns legată de creşterea economică. În ciuda puternicei
dominaţii actuale a produselor petroliere în domeniul
transporturilor, carburanţii de substituire, de tip
biocarburanţi, s-ar putea să-şi pună amprenta mult mai
devreme decât ne-am aştepta.
Analizând datele din revistele de specialitate ale
ultimilor ani [5], se poate aprecia, ca o medie a rezervelor
dovedite, valoarea de 1200 de miliarde de barili. Cum
media consumului zilnic, în lume, în ultimii ani este de
ordinul a 80 de milioane de barili/zi, ar rezulta o producţie
stabilă de aproximativ 41 de ani, la nivelul consumului
actual. Iar dacă la cele 1200 de miliarde de barili de petrol
convenţional adăugăm aproximativ 600 miliarde de barili
provenite din resursele neconvenţionale (ţiţeiul extragreu
din Venezuela, nisipurile asfaltice din Canada etc.),
ajungem la o valoare a producţiei stabile de 61 de ani, la
nivelul consumului actual.
products be precisely predicted? The forecasts related to
the consumption of oil products are rather uncertain. As a
matter of fact, the annual increase in consumption is tightly
related to the economic growth. In spite of the strong
present domination of oil products in transport, substitution
fuels, especially the biofuel type, might become popular
much sooner than expected.
After analysing the data in specialized journals in the
last few years [5], we can state that the amount of 1200
billion of oil barrels represents the average amount of the
proven reserves. Because the average world daily
consumption in recent years is around 80 million barrels per
day, we can estimate that there will be a stable production
of about 41 years at current consumption levels. And if we
add about 600 billion barrels from unconventional resources
(extra heavy oil of Venezuela, tar sands of Canada, etc.) to
the 1200 billion barrels of conventional oil, we will reach a
stable value of production for 61 years at the current
consumption level.
14
La ora actuală, OPEP controlează circa 40 % din
producţia mondială de petrol şi deţine aproximativ 75 %
din rezerve. Întrebări fireşti: influenţa ei se va reduce în
viitor, sau din contră, va creşte? Marile companii
petroliere, prevenite de primul şoc petrolier, sunt oare
actualmente în stare să « slăbească » menghina producţiei?
ş.a.m.d.
Ţările producătoare care nu sunt membre OPEP
furnizează 60 % din producţia mondială prin intermediul
companiilor naţionale sau multinaţionale – Exxon-Mobil,
BP, Shell, Total, ChevronTexaco etc. – care se vor impune
în viitor mai ales în ceea ce priveşte asistenţa tehnică
privitoare la foraj, extracţie, rafinare şi distribuţie.
Primul producător mondial (cifrele din paranteze, în
milioane de tone anual, sunt aproximative), Arabia Saudită
(500), continuă să-şi mărească producţia (cu peste 20 %
faţă de 1994) şi, cu siguranţă, va juca un rol important atât
în viitorul apropiat, cât şi în cel îndepărtat.
Rusia, al doilea producător mondial (300), posedă
marje de producţie considerabile. De fapt, ţările din ex-
At present, OPEP controls about 40 % of the world oil
production and holds approximately 75 % of oil reserves.
Some simple questions: will its influence diminish in the
future, or, on the contrary, will it increase? Can we state
that the great oil companies, which were warned by the
first oil shock, are now able to weaken the “vice” of
production?
Producing countries, which are not OPEP members,
provide 60 % of the world production by means of the
national and multinational companies such as Exxon-Mobil,
BP, Shell, Total, ChevronTexaco, etc. These will prevail in
the future especially in terms of technical assistance related
to drilling, extraction, refining and distribution.
The world’s first oil producer (the figures in brackets,
which represent millions of tons per year, are approximate),
Saudi Arabia (500), continues to increase oil production (by
over 20 % in comparison with 1994) and will certainly play
an important role in the near or remote future.
Russia, the world’s second oil producer (300),
possesses significant production quantities. In fact, the
15
URSS, în care includem şi Rusia, îşi pun din ce în ce mai
acut amprenta în ceea ce priveşte dominaţia asupra
producţiei mondiale. Producţia lor a crescut cu
aproximativ 50 % în ultimii zece ani. Sau, mai mult,
producţia s-a triplat (cazul Kazahstan). În paranteză fie
spus, Rusia îşi asigură astăzi peste 60 % din necesarul de
valută forte prin exportul de ţiţei şi gaze, mai ales în
Europa de Vest şi în Europa Centrală, în scopul reînnoirii
tehnologice a industriei petroliere şi a reducerii decalajului
de productivitate faţă de ţările avansate [6]. Se pune,
desigur, întrebarea firească: cât de pregătite sunt
companiile de petrol pentru a face faţă unor surprize
inerente în ceea ce priveşte criza petrolului? Istoria
crizelor petroliere de după 1973 a dovedit limpede
neputinţa companiilor petroliere de a face faţă crizelor fără
sprijinul politic şi chiar militar al marilor puteri
industrializate ale lumii (Agenţia Internaţională de
Energie, Rezervele Strategice de Petrol ale SUA,
Rezervele Strategice de Petrol ale Germaniei, Rezervele
Strategice de Petrol ale Japoniei etc. [6]).
countries of the former USSR, Russia being included too,
are exerting more and more influence as regards their
dominance on the world’s oil market. Their production
has increased by about 50 % over the last ten years. In
addition, production has tripled (in Kazahstan's case).
Let us mention too that Russia now provides over 60 %
of hard currency by exporting oil and gas, especially in
Western and Central Europe, with the aim of renewing
the oil industry technology and of closing its
productivity gap with the advanced countries [6].
Therefore, the natural question: How well prepared are
oil companies for coping with the inherent risks in an oil
crisis? The history of the oil crises after 1973 clearly
demonstrated the inability of oil companies to face them
without the political and even military support of the
industrialized powers of the world (International Energy
Agency, the U.S. strategic oil reserves, the strategic oil
reserves of Germany, the strategic oil reserves of Japan,
etc. [6]).
16
Iranul este al treilea producător mondial (240).
Urmează SUA (220) care, pentru a-şi conserva
rezervele strategice, şi-a redus producţia cu aproximativ
15 % în ultimii zece ani. Bineînţeles, Statele Unite, cu un
consum de aproximativ 25 % din cel mondial (aproximativ
20 de milioane de barili pe zi), sunt de departe cei mai
mari « consumatori » de petrol din lume (cu titlu
informativ, partea Franţei este 2,5 % din consumaţia
mondială, a Germaniei 3,3 %, a Japoniei 6,4 % ş.a.m.d.).
Mexicul, al cincilea producător mondial (190), şi-a
crescut producţia cu 25 % în zece ani.
China (170), al şaselea producător mondial, este de
departe primul producător în Asia (dacă producţiile
Tailandei (40) şi cele ale Vietnamului (21) sunt în
continuă creştere, cele ale Indonezei (55), din contră, au
început să scadă). Un fenomen major care trebuie
semnalat este acela al creşterii importante a consumului
de petrol din China. În anul 1994, producţia chineză
acoperea consumul naţional. Zece ani mai târziu, în 2004,
consumul din China era de două ori mai mare decât
Iran is the world’s third oil producer (240).
The following one is the U.S.A (220) which, in order to
preserve its strategic reserves, has reduced production by about
15 % over the last decade. Certainly, the United States, whose
oil consumption represents about 25 % of the total world oil
consumption (about 20 million barrels per day), is by far the
largest oil "consumer" in the world (to complete the data,
France’s share is 2.5 % of the world oil consumption,
Germany’s share is 3.3%, Japan’s share is 6.4 %, etc.).
Mexico is the world’s fifth oil producer and its
production has risen by 25 % over the last ten years.
China (170), the world’s sixth producer, is by far the
leading producer in Asia (if the production of Thailand (40)
and that of Vietnam (21) are increasing, that of Indonesia
(55), by contrast, has begun to decline). A major
phenomenon that should be mentioned is China’s
significant increase in oil consumption. In 1994, Chinese
production covered national consumption. Ten years later,
in 2004, consumption in China was two times higher than
its production. Consequently, China imported 3.4 million
17
producţia sa. În consecinţă, China a importat 3,4 milioane
de barili pe zi, import provenind din Orientul Mijlociu
(37 %), Asia Pacificului (24 %), Africa de Vest (16 %) şi
ţările din ex-URSS (11 %). Oricum, evoluţia dezvoltării
Chinei reprezintă, în viitor, un parametru decisiv al
evoluţiei pieţelor petroliere.
Pe locul şapte pare a se situa Venezuela (160), a
cărei producţie a crescut destul de lent în ultimul timp.
Urmează Norvegia, al optulea producător mondial
cu aproximativ 150 milioane tone (Regatul Unit al Marii
Britanii, cu cele circa 95 de milioane de tone, rămâne la
rându-i un producător european important, deşi în ultimii
zece ani producţia s-a redus cu aproximativ 25 %). Se
poate aprecia că, în ultimii zece ani, consumul aferent
Uniunii Europene a crescut relativ puţin (aproximativ
2 %), dar producţia s-a redus cu circa 14 %. Dependenţa sa
vizavi de Orientul Mijlociu s-a diminuat dar, în viitor,
aproximativ 43 % din importurile sale sunt legate de Rusia
şi de alte ţări din ex-URSS.
În Africa, Nigeria, al nouălea producător mondial,
barrels per day from the Middle East (37 %), Asia Pacific
(24 %), West Africa (16 %) and from the ex-USSR
countries (11 %). However, China's development will
represent a decisive parameter of the oil market evolution.
The seventh position seems to belong to Venezuela
(160), whose production has slowly grown lately.
Norway has been ranked as the eighth largest producer
because it extracts about 150 million tons of crude oil (in its
turn, the United Kingdom of Great Britain remains an important
European producer due to the fact hat it produces about 95
million tons, although its production has decreased by about
25 % over the past decade). It is estimated that, over the last ten
years, consumption in the European Union has grown relatively
slowly (by about 2 %), while production has fallen by about
14 %. Its dependence on the Middle East has decreased, but in
the future about 43% of its imports will be related to Russia and
other ex-USSR countries.
In Africa, Nigeria, the ninth largest producer, extracts
18
extrage aproximativ 120 de milioane de tone anual ş.a.m.d.
Date oarecum similare găsim şi în lucrarea [6], în
care rezervele mondiale dovedite sunt defalcate pe ţări,
printre care şi România (tabelul 1.1). Tabelul 1.1. Rezerve mondiale de petrol [6]
Zona [Milioane tone] SUA 3 700
Canada 800 Mexic 4 000
Total America de nord 8 500 America de Sud +Caraibe 13 600
Danemarca 100 Italia 100
Norvegia 1 200 România 200
Marea Britanie 700 Alte ţări 200
Total Europa 2 500 Fosta URSS 9 000
Orientul Mijlociu 92 500 Africa 10 000
Asia-Pacific 6 000 Total mondial 142 100
Precum se ştie, România figurează printre puţinele
ţări cu rezerve de petrol dovedite din Europa, la nivelul a
200 000 tone exploatabile. Dintre acestea, 47,8 % sunt
rezerve primare, cu grad ridicat de certitudine şi se pot
120 million tons annually, etc.
We may find somewhat similar data in paper [6],
where the world's proven reserves are grouped by countries,
Romania being included too (Table 1.1). Table 1.1. Global oil reserves [6]
Zone [Million tons] USA 3 700
Canada 800 Mexico 4 000
North America, Total 8 500 South America +Carribean 13 600
Denmark 100 Italy 100
Norway 1 200 Romania 200
Great Britain 700 Other countries 200 Europe, Total 2 500 Former USSR 9 000 Middle East 92 500
Africa 10 000 Asia-Pacific 6 000
World, Total 142 100
As known, Romania is among the few countries in
Europe possessing proven oil reserves, at the level of
200 000 exploitable tons. Of these, 47.8 % are primary
reserves with a high degree of certainty which can be
19
exploata prin energia proprie a zăcământului; restul,
52,2 % sunt rezerve secundare, care se pot exploata prin
suplimentarea energiei zăcământului.
Capacitatea de prelucrare a ţiţeiului în România, în
anii ’89, era de circa 34 milioane tone /an. La ora actuală
este funcţională doar o capacitate de aproximativ 18,8
milioane tone /an, distribuită conform tabelului 1.2 [6].
Din analiza datelor aferente tabelului 1.1 putem
concluziona următoarele [6]:
- rezervele dovedite de ţiţei sunt distribuite
neuniform pe glob, ponderea maximă (peste 60 % din
acestea) deţinându-o Orientul Mijlociu, urmat de America
de Sud + Caraibe, Africa, ex-URSS etc.; rezultă, de aici,
dependenţa celorlalte zone geografice de importul de ţiţei
din aceste zone excedentare;
- ca urmare a puternicei dezvoltări industriale şi
sociale din America de Nord şi Europa, ca şi a ritmului
accelerat al industrializării zonei Asia-Pacific, aceste zone
în care se consumă mai mult petrol decât se produce, sunt
net importatoare de ţiţei;
exploited through the energy of the deposit; the rest of
52.2 % represents secondary reserves, which can be
exploited by supplementing the energy of the deposit.
Romania’s capacity to process crude oil in 1989 was
around 34 million tons per year. At present its functional
capacity is only about 18.8 million tons per year, distributed
according to Table 1.2 [6].
From the analysis of the data in Table 1.1, we can
draw the following conclusions [6]:
- proven oil reserves are unevenly distributed across
the Earth, the majority of them (over 60 %) being located in
the Middle East, followed by South America + Caribbean,
Africa, the former USSR, etc.; as a consequence, the other
geographical areas depend on the oil import from these
regions;
- owing to the strong industrial and social
development in North America and Europe, as well as to
the accelerated rhythm of industrialization in the Asia-
Pacific region, these areas, in which oil consumption is
higher than its production, are crude oil importers;
20
- capacităţile de rafinare primară a ţiţeiului sunt în concordanţă cu consumul de petrol al zonelor geografice respective, excepţie făcând Europa Centrală şi fosta URSS, unde se constată un excedent de capacitate de rafinare a petrolului (explicaţia trebuie căutată, între altele, în dificultăţile economice generate de tranziţia la economia de piaţă).
Rezervele potenţiale de petrol care ar putea fi exploatate în perspectivă sunt de aproximativ 252 milioane tone. Ţiţeiurile româneşti sunt predominant parafino-naftenice, putând fi utilizate atât pentru obţinerea carburanţilor, cât şi a uleiurilor şi a hidrocarburilor aromatice [6].
Tabelul 1.2. Capacităţi actuale de prelucrare a ţiţeiului în România [5, 6]
Capacităţi de prelucrare [Milioane tone /an] SNP Petrom OMW: Sucursala « Arpechim » 3,50 Sucursala « Petrobrazi » 4,50 Rompetrol S.A. : « Petromidia » 4,00 « Vega » 0,45 « Petrotel Lukoil » S.A. 2,50 « Rafo » Oneşti 3,50 Dărmăneşti - Suplacu de Barcău - « Steaua Română » 0,35 « Astra » Ploieşti - Total 18,8
- primary oil refining capacities are in line with the oil consumption of these geographical areas, with the exception of Central Europe and the former USSR, where there is a surplus of oil refining capacity (the explanation must reside, inter alia, in the economic difficulties caused by the transition to the market economy).
The potential oil reserves that could be exploited in the future are about 252 million tons. Romanian crude oils are predominantly paraffino-naphthenic, being used for obtaining fuels, as well as oils and aromatic hydrocarbons [6].
Table 1.2. Current crude oil processing capacities in Romania [5, 6]
Processing Capacities [Million tons /year] SNP Petrom OMW: « Arpechim »Branch 3,50 « Petrobrazi »Branch 4,50 Rompetrol S.A. « Petromidia » 4,00 « Vega » 0,45 « Petrotel Lukoil » S.A. 2,50 « Rafo » Oneşti 3,50 Dărmăneşti - Suplacu de Barcău - « Steaua Română » 0,35 « Astra » Ploieşti - Total 18,8
21
Cantitatea de ţiţei prelucrată astăzi în România este
calculată pe criterii de asigurare a consumului energetic şi
numai în subsidiar pentru chimizarea acesteia. Prognoza
producţiei de ţiţei, gazolină şi etan pe perioada 2008 - 2015, nu
este deloc încurajatoare. Producţia anuală de ţiţei va scădea de
la 5,8 milioane tone la 4 milioane tone, producţia de gazolină
de la 167 000 t la 109 000 t, iar cea de etan de la 74 000 t la
42 000 t. În tabelul 1.3 este prezentată o comparaţie între
produsele petrochimice de bază fabricate în România şi unele
ţări din Europa Centrală şi de Est [5, 6]. Tabelul 1.3. Produse petrochimice de bază în 2007 [mii
tone /an] – elemente comparative [6]
Ţara Rusia Turcia Polonia România Cehia Ungaria Serbia Bulgaria
Milioane locuitori
150 64,3 38,7 22,5 10,3 10,1 10 8,3
Etilenă 2830 400 660 200 485 350/650 200 450/250 Propilenă 1260 182 330 126 280 290 80 200/92 LDPE 548 180/400 155 80/40 - 120 45 71 HDPE 500 60/90 - 30 134 200 - 20
OE/MEG 250 100 110 24 - - - 100 P.S. 170 - - - 90 165 - 49 PVC 130 197 411 160 135 330 40 - PP 300 80 115 60 250 285 40 80
Ox. Alc. - 60 167 55 - - - 20 CAN 150 92 - 80 - - - 28 P.O. 50 - 25 20 - - - -
TDI/MDI 60 - 40 - - 60 - - SBR - - 130 150/40 75 - 45 35
The criteria for calculating the amount of crude oil
processed in Romania today mainly consist in ensuring energy
consumption, and only secondly in its chemical treatment. The
forecast of crude oil, gasoline and ethane production is not at all
encouraging for the period 2008-2015. Annual oil production
will decline from 5.8 million tons to 4 million tons, gasoline
production from 167 000 t to 109 000 t, and ethane production
from 74,000 t to 42,000 t. Table 1.3 presents a comparison
between the basic petrochemical products manufactured in
Romania and some countries of Central and Eastern Europe. Table 1.3. Basic petrochemicals in 2007 [thousand
tons / year] - comparative elements [6]
Country Russia Turky Poland Romania Czech
RepublicHungary Serbia Bulgaria
Million of people
150 64,3 38,7 22,5 10,3 10,1 10 8,3
Ethylene 2830 400 660 200 485 350/650 200 450/250 Propylene 1260 182 330 126 280 290 80 200/92 LDPE 548 180/400 155 80/40 - 120 45 71 HDPE 500 60/90 - 30 134 200 - 20 OE/MEG 250 100 110 24 - - - 100 P.S. 170 - - - 90 165 - 49 PVC 130 197 411 160 135 330 40 - PP 300 80 115 60 250 285 40 80 Ox. Alc. - 60 167 55 - - - 20 CAN 150 92 - 80 - - - 28 P.O. 50 - 25 20 - - - - TDI/MDI 60 - 40 - - 60 - - SBR - - 130 150/40 75 - 45 35
22
Concluzia imediată care se poate trage în urma
examinării datelor din tabelul 1.3 este aceea că, în pofida
tradiţiei, experienţei şi a rezervelor proprii de petrol,
România se află mult în urma unor ţări care, până mai ieri,
dispuneau de capacităţi reduse de rafinare şi prelucrare:
Ungaria, Cehia, Polonia, Bulgaria etc. Mai mult, ca urmare a
uzurii fizice a instalaţiilor, efectului de scară (capacităţi sub
limita economică), tehnologiilor învechite, costului ridicat al
materiilor prime şi al energiei, productivităţii scăzute etc.,
produsele petrochimice indigene sunt adesea necompetitive
nu numai pe piaţa externă, dar şi pe cea internă. Explicaţii, de
ordin politic, economic, social ş.a. se pot găsi cu duiumul. Dar
o întrebare rămâne totuşi stăruitoare în conştiinţa noastră: care
ar fi fost situaţia actuală a petrochimiei româneşti dacă ea s-ar
fi bucurat de aprecieri similare cu cele din Polonia, Ungaria
sau Cehia?
Să revenim la realitate. Exportul de carburanţi şi
creşterea masivă a importului de produse petrochimice pentru
consumul intern explică gradul scăzut de chimizare a petrolului
în România în ultimii ani. La o prelucrare de circa 13,4
The immediate conclusion that can be drawn after
examining the data in Table 1.3 is that, despite our tradition,
experience and our own oil reserves, Romania is far behind
some countries that, not long ago, had a limited oil refining
and processing capacity: Hungary, the Czech Republic,
Poland, Bulgaria, etc. Moreover, due to the physical wear of
rigs, the scale effect (capacity below economic limit),
obsolete technologies, high cost of raw materials and
energy, low productivity, etc., indigenous petrochemicals
are often uncompetitive not only on the domestic market
but also on the external one. In order to explain this state of
affairs, we could invoke a lot of factors (political,
economic, social, etc). But a question still remains in our
consciousness: which would Romania’s petrochemical
current state have been if the country had received the same
appreciation as Poland, Hungary or the Czech Republic?
Let's return to reality. The fuel exports and the
massive increase in the imports of petrochemical products
for domestic consumption explain the low degree of oil
processing in Romania in recent years. The processing of
23
milioane t de ţiţei pe an, din care importul reprezintă
aproximativ 9 milioane t/an, se obţin circa 4,8 milioane t de
benzină şi 4,4 milioane t de motorină, adică un total de
aproximativ 9,2 t de carburanţi de bază anual, din care se
exportă circa 4,5 milioane t de benzină şi motorină, iar restul de
4,7 milioane t de carburanţi se consumă pe piaţa internă din
România [6]. Este de subliniat şi faptul că, din cele 9 milioane
tone de petrol importat, se exportă 50 % sub formă de
carburanţi (cu un profit minor şi discutabil, dacă luăm în
considerare creşterea continuă a preţului ţiţeiului care a atins pe
11 iulie 2008 pragul critic de $ 147,27 pe baril!). Dacă
echivalentul în hidrocarburi al celor 4,5 milioane tone de
carburanţi exportaţi s-ar prelucra în petrochimie, s-ar putea
reduce importul de produse petrochimice care se ridică astăzi la
aproximativ 1,2 miliarde Euro /an pentru produse precum:
cauciuc, amoniac, îngrăşăminte chimice, metanol, sodă
caustică, sodă calcinată, lacuri şi vopsele, fire şi fibre
sintetice, anvelope etc. [6].
O paranteză. Istoria explorării platformei
continentale româneşti a Mării Negre marchează deja 34
about 13.4 million tons of crude oil per year, from which
export represents only about 9 million tons per year, means
obtaining about 4.8 million tons of gasoline and 4.4 million
tons of diesel oil, whereas the remaining 4.7 million tons of
fuels are consumed on the domestic market in Romania [6].
We should also emphasize the fact that out of the 9 million
tons of imported oil, 50 % are exported as fuel (with a
minor and questionable profit, if we take into consideration
the continuous increase in oil prices which reached a critical
threshold of $ 147.27 per barrel on the 11th of July, in
2008!). If the hydrocarbon equivalent of 4.5 million tons of
exported fuels were processed in petrochemistry, we might
reduce the import of petrochemicals amounting today to
approximately € 1.2 billion per year, for products such as
rubber, ammonia, fertilizers, methanol, sodium hydroxide,
calcinated soda, paints and varnishes, synthetic yarns and
fibers and tires, etc. [6].
Let us mention now some historic landmarks of the
exploration of the Romanian Black Sea continental shelf. It
24
de ani de la înregistrarea primelor secţiuni seismice şi 27
de ani de la săparea primului foraj de prospecţiune. Până
în prezent au fost însumaţi aproximativ 75 000 km de
secţiuni seismice, acoperind o suprafaţă de 33 160 km2. În
acelaşi timp au fost săpate peste 120 de sonde dintre care
aproximativ 60 de sonde de cercetare geologică.
De asemenea, obţinerea în ultima lună a unor noi
posibile perimetre exploatabile, la nivelul cărora sunt deja
cunoscute indicaţii de hidrocarburi (structura Doina), cu debite
de până la 200 000 m3 gaze pe zi la adâncimi de mai puţin de
1500 m, pe arealul de 9 700 km2 aflat anterior în litigiu, au
sporit gradul de interes pentru această zonă. În figura 1.1 este
prezentată harta perimetrelor de exploatare petroliferă din
România, cu detaliul aferent perimetrelor din Marea Neagră.
is 34 years since the first recording of seismic sections and 27
years since drilling the first prospecting well in this area. Up to
now, there have been achieved approximately 75 000 km of
seismic sections covering an area of 33,160 km2. At the same
time, over 120 wells have been drilled, out of which about 60
are prospecting geological wells.
At the same time, the interest in this area has increased
because there have been recently discovered new potentially
exploitable perimeters which already indicate the existence of
Doina structured hydrocarbons with flows up to 200 000 m3 of
gas per day at depths of less than 1500 m, in the area of
9 700 km2 which was previously in dispute. Figure 1.1 shows
the map of the oil exploitation perimeters in Romania, with
details of the perimeters of the Black Sea.
25
Fig. 1.1. Harta exploatărilor petrolifere din România
Structura geologică a platformei continentale
dobrogene include aceleaşi unităţi majore ca şi uscatul
adiacent: Orogenul Nord-Dobrogean, Bazinul Babadag
şi Platforma Moesică cu subdiviziunile sale, Dobrogea
Centrală şi Dobrogea Meridională (Săndulescu, 1984).
Formaţiunile sedimentare interceptate până în
prezent aparţin intervalului Ordovician-Pliocen,
formaţiunile de interes pentru hidrocarburi fiind cele
Fig. 1.1. The map of oil exploitation in Romania
The geological structure of the Dobrogea
continental platform includes the same major units as
the adjacent land: the orogenic North Dobrogea, the
Babadag Basin and the Moesic Platform with its
subdivisions, Central Dobrogea and Southern Dobrogea
(Săndulescu, 1984).
The sedimentary formations discovered so far
belong to the Ordovician-Pliocene interval, while the
formations containing hydrocarbons belong to
26
aparţinând Cretacicului, Eocenului şi Neogenului
(prognozat). Din punct de vedere tectonic, arealul
acvatorial continuă structura uscatului, putând fi puse
în evidenţă structuri cu capcane legate de existenţa
variaţiilor faciale şi a faliilor care ecranează
potenţialele rezervoare (fig. 1.2).
Fig. 1.2. Arealul tectonic aferent Mării Negre
Resursele de prognoză pot fi estimate la circa
25 000 000 t ţiţei şi circa 70 miliarde m3 gaze, dar pot
varia în limite largi în funcţie de limitările tehnologice, în
special adâncimea fundului apei.
Cretaceous, Eocene and Neogen (according to some
forecasts). As concerns the tectonic structure, the sea
area continues the structure of the land displaying
trapping structures related to the existence of facies
variations and faults that shield potential reservoirs
(Fig. 1.2).
Fig. 1.2. The tectonic area related to the Black Sea
The forecast resources are estimated at about 25
million tons of crude oil and 70 billion m3 of gas, but can
widely vary depending on the technological limitations,
particularly on the depth of the sea bottom.
27
2.
PPAARRTTAAJJAARREEAA DDOOMMEENNIIUULLUUII OOFFFFSSHHOORREE Moto: La Terre devrait plutôt s`appeler la Mer
Yvonne Rebeyrol
Volumul total al mărilor globului (1 362 200 000 km3)
reprezintă 97,3 % din apa Planetei. Apa de mare conţine,
în principal, următoarele elemente:
• clorură de sodiu: 35/1000 - în medie; 40/1000 - în
Marea Roşie; 30/1000 - în zonele septentrionale din Siberia;
• magneziu: 2 milioane de miliarde tone;
• potasiu: 600 000 miliarde tone;
• brom: 100 000 miliarde tone;
• cupru: 5 miliarde tone;
• uraniu: 5 miliarde tone;
• nichel: 3 miliarde tone;
• argint: 600 milioane tone;
• aur: 6 milioane tone.
2.
OOFFFFSSHHOORREE DDOOMMAAIINN SSHHAARRIINNGG Moto: La Terre devrait plutôt s`appeler la Mer
Yvonne Rebeyrol
The total volume of the Earth’s seas (1 362 200 000 km3)
represents 97,3 % of the water on the planet. Sea water
mostly contains the following elements:
• sodium chloride: 35/1000 - on average; 40/1000 –
in the Red Sea; 30/1000 - in the northern areas of Siberia ;
• magnesium: 2 million billion tons;
• potassium: 600 000 billion tons;
• bromine: 100 000 billion tons;
• copper: 5 billion tons;
• uranium : 5 billion tons ;
• nickel: 3 billion tons;
• silver: 600 million tons ;
• gold: 6 million tons.
28
Amintim că 71% din suprafaţa globului (362
milioane km2) este acoperită de apele Oceanului. Din
această suprafaţă totală, platoului continental îi revin 72
milioane km2, pantei continentale 73 milioane km2, iar
domeniului oceanic - 217 milioane km2. În figura 2.1 sunt
prezentate câteva caracteristici privitoare la partajarea
domeniului offshore.
Conform Convenţiei privind drepturile asupra mării
(votată la 30 aprilie 1982 şi semnată la 10 decembrie
1982), domeniul offshore a fost împărţit în patru zone: A -
marea teritorială; B - zona de contiguitate (învecinare); C -
zona economică exclusivă; D - apele internaţionale.
Marea teritorială. Măsurată către larg începând cu
„liniile de bază” (basse mer), marea teritorială nu poate
excede 12 mile marine (22,22 km). Statul cotier se bucură,
în marea sa teritorială, de drepturi importante, dar nu este
în întregime suveran (precum în cazul apelor din interiorul
ţării); el este obligat să tolereze trecerea navelor străine
(nave de război care posedă o autorizaţie prealabilă).
Let us remember that 71% of the Earth’s surface (362
million km2) is covered with oceans. Out of this total
surface, the continental shelf represents 72 million km2, the
continental slope 73 million km2 and the ocean area 217
million km2. In Figure 2.1 there are some characteristics
regarding the sharing of the offshore field.
According to the Convention on the Law of the Sea
(voted on the 30th of April in 1982 and signed on the 10th of
December in 1982), the offshore domain was divided into
four zones: A - territorial sea; B - area of contiguity; C -
exclusive economic zone, D - international waters.
The territorial sea. Measured from side to side
starting with the baselines (basse mer), the territorial sea
cannot exceed 12 nautical miles (22.22 km). The coastal
state has important rights over its territorial sea, but it is not
entirely sovereign (as in the case of inland water); it is
forced to tolerate the passage of foreign ships (warships
which have prior authorisation).
29
Onshore Inshore Offshore Marginea continentală
Prag continental
Pantă continentală
Treaptă continentală
Plan abisal
Medie 65 - 100 km
15 - 30 km -
Distanţă Şir (rând) 1 - 1200
km 15 - 100
km 0 - 600
km
Medie 133 m 1830 m -
Adâncime Şir (rând) 50 - 550 m 1000 - 5000 m
1400 - 5000
Adâncime medie: 3795 m
Gradient Şir (rând) 0º-1º 2º-6º - Adâncime maximă: 11304 m
Suprafaţă % din ocean
6,7%
11%
3,1%
79,2%
Fig. 2.1. Partajarea domeniului offshore [9]
Zona contiguă (vecină). Cuprinde 12 mile marine,
de la marea teritorială la zona economică exclusivă. Statul
cotier poate exercita controale duaniere, fiscale, sanitare
sau de imigrare, poate preveni sau reprima infracţiunile
conform reglementărilor în vigoare privitoare la teritoriul
său naţional sau la mările sale teritoriale.
Fig. 2.1. Offshore domain sharing [9]
The area of contiguity. It contains 12 nautical miles
from the territorial sea to the exclusive economic zone. The
coastal state can exercise customs, fiscal, sanitary or
immigration controls, can prevent or suppress crime
according to the enforcement of regulations regarding its
national territory or its territorial sea.
Uscat Linie de coastă
Prag continental ccon Pantă continentală
Treaptă continentală
Plan abisal
Ape continentale
30
Zona economică exclusivă. Cuprinde 188 mile
marine, de la mările teritoriale la apele internaţionale.
Statul cotier se bucură de drepturi suverane şi
exclusive asupra resurselor vii şi minerale ale apelor,
solului şi subsolului. El dispune, de asemenea, de
diverse drepturi care îi permit să prevină şi să combată
poluarea mării, respectiv să reglementeze cercetarea
ştiinţifică pentru zona respectivă. Sunt libere, totodată,
navigaţia şi survolul. Cel mai adesea, 200 de mile
corespund platoului continental. Dacă platoul
continental depăşeşte 200 de mile, limita sa juridică
exterioară se va fixa astfel:
• fie la distanţa de 350 de mile (648,2 km)
(maximum) de la cotă;
• fie la distanţa de 100 de mile (185,2 km),
măsurată către larg, plecându-se de la izobata de
2500 m;
• fie la linia unde grosimea sedimentelor
acumulate pe taluz este egală cu cel puţin o sutime din
distanţa dintre această linie şi piciorul taluzului
The exclusive economic zone. It contains 188
nautical miles from the territorial sea to the
international sea. The coastal state has exclusive and
sovereign rights over the living and mineral resources
of the sea, soil and subsoil. It has also various rights
that enable it to prevent and combat the pollution of the
sea as well as to regulate the scientific research for the
respective area. Navigation and overflight are also
permitted. Most often, 200 miles correspond to the
continental shelf. If the continental shelf is more than
200 miles, its exterior legal limit is established as
follows:
• either at the distance of 350 miles (648.2 km)
(maximum) from the mark;
• or at a distance of 100 miles (185.2 km),
measured towards the high sea, and starting from the
2500 m isobath;
• or at the line where the thickness of the
accumulated sediments on the talus at least equals a
hundredth of the distance between this line and the
31
continental.
Apele internaţionale. În principiu, în această
zonă oricine poate circula liber, survola, poate efectua
cercetări ştiinţifice şi pescui fără restricţii. Totuşi, în
cadrul Convenţiei, „Zona” (patrimoniu comun al
umanităţii) este gerată de aşa numita Autoritate.
Această autoritate va elibera licenţe de explorare
„investitorilor pionieri”. În această categorie intră, pe
de o parte, Franţa, Japonia, India - sau una dintre
întreprinderile lor publice sau private - iar pe de altă
parte, cele patru consorţii internaţionale în cadrul
cărora societăţile americane, germane, belgiene,
britanice şi italiene au o pondere determinantă.
Observaţie: Cine poate deveni, totuşi, „investitor-
pionier”? Condiţiile de bază cerute presupun următoarele:
- să fi investit cel puţin 30 milioane de dolari
înainte de 1 ianuarie 1983;
- să se găsească, pentru consorţii, printre ţările de
origine ale membrilor lor, unul sau mai multe state
semnatare ale Convenţiei, pentru certificare.
continental talus.
International waters. In principle, in this area
anyone can move freely, can overfly, can undertake
scientific research and fish without restrictions.
Nevertheless, according to the Convention, the “Zone”
(common patrimony of humanity) is managed by the so-
called Authority. This authority will issue exploration
licenses to the “pioneer investors”. On the one hand,
this category includes France, Japan and India or one of
their public or private companies, and on the other hand
the four international consortia in which American,
German, Belgian, British and Italian companies hold a
significant share.
Remark: However, who can become a “pioneer
investor”? The basic requirements are:
- to have invested at least $ 30 million before the 1st
of January 1983;
- to find, for consortia, one or more signatories of
the Convention among the countries of origin of their
members, for certification.
32
Totodată, pentru ţările în curs de dezvoltare
care au semnat Convenţia, condiţia de „investitor
pionier” presupune să se fi investit, în studiul
diverselor module, 30 de milioane de dolari înainte de
1 ianuarie 1989.
At the same time, for the developing countries
which have signed the Convention, the condition of a
“pioneer investor” requires having invested $ 30 million
in the study of various modules before the 1st of
January 1989.
33
3.
FFOORRAAJJUULL ÎÎNN AAPPEE AADDÂÂNNCCII ŞŞII UULLTTRRAA
AADDÂÂNNCCII –– GGEENNEERRAALLIITTĂĂŢŢII
Un volum important de resurse de petrol se află în
zonele situate în ape adânci şi foarte adânci, la limita de
adâncime a activităţilor actuale (experienţa ultimilor 10
ani ne arată că, odată atins un record de operare în ceea ce
priveşte adâncimea apei, acesta este imediat depăşit -
precum în sport!).
Sunt considerate ape adânci, din punctul de vedere
al activităţii petrolifere, apele cu adâncimi mai mari de
400 m, iar ultra adânci cele care depăşesc 1 500 m (peste
1 600 m după MMS [9]).
Operatorii din industria extractivă de petrol se
orientează tot mai mult către adâncimile mari de apă
deoarece aici se află resurse importante care asigură
producţii mari. Unele sonde din aceste zone petrolifere pot
3.
DDRRIILLLLIINNGG IINN DDEEEEPP AANNDD UULLTTRRAA DDEEEEPP
WWAATTEERR GGEENNEERRAALL PPRREESSEENNTTAATTIIOONN
A significant amount of oil resources are located in
deep and very deep water areas, at the depth limit of current
activities (our experience over the last ten years shows that,
once a record for operating at a certain water depth has been
reached, it is immediately broken - as in sports!).
In terms of oil activity, deep water refers to depths
exceeding 400 m, and ultra deep water refers to depths
exceeding 1500 m (over 1600 m after MMS [9]).
Oil extraction operators are increasingly oriented
towards great water depths because there are important
resources that ensure high levels of oil production. Some oil
wells in these areas can produce 8000 m3 of oil per day,
34
produce 8 000 m3 ţiţei/zi, fapt care justifică cheltuielile
suplimentare şi riscurile asumate.
Proiectele de exploatare aferente locaţiilor situate la
adâncimi de apă de peste 2 000 m din Golful Mexic,
Offshore Brazilia şi vestul Africii erau de neimaginat acum
15 … 20 de ani. În ultima vreme însă s-au forat mai multe
sonde la adâncimi mari de apă, recordul de 3 050 m fiind
depăşit la sfârşitul anului 2 003, în Golful Mexic.
Noile tehnologii permit exploatarea petrolului din
zone situate la distanţe mari de uscat, uneori de peste 200
mile marine (circa 370,6 km). Aceasta presupune, desigur,
construcţia unor platforme mari şi complexe, modificarea
procedurilor de foraj existente şi aplicarea unor noi
reglementări de mediu.
Ca urmare a numărului mare de prospecţiuni
geologice şi geofizice, atractive economic, în zone cu
adâncimi mari de apă, cele mai multe instalaţii de foraj
sunt contractate pe termen lung de către diferiţii operatori
din domeniul complex al explorării şi exploatării
zăcămintelor de petrol şi gaze. Creşterea adâncimilor de
which justifies the additional costs and risks.
Projects for exploiting the areas located at a depth of
over 2000 m in the Gulf of Mexico, offshore Brazil and
West Africa were unimaginable 15-20 years ago. Recently,
however, wells have been drilled at greater depths, the
record of 3050 m being broken in the Gulf of Mexico at the
end of 2003.
New technologies allow oil exploitation in areas
situated far away from the shore, sometimes at over 200 sea
miles (approximately 370.6 km). This implies, however, the
construction of large and complex platforms, the
modification of the existing drilling procedures and the
application of new environmental regulations.
Due to a large number of economically attractive
geological and geophysical prospecting at great water
depths, most long-term drilling installations are used by
various operators in the complex sector of oil and gas
exploration and exploitation. The increase in water depths
has entailed the re-technologization of a large number of
35
apă a condus la re-tehnologizarea unui număr important de
instalaţii de foraj, ca şi la construirea altora noi. Cele mai
importante schimbări în privinţa programelor de
construcţie ale acestor sonde sunt legate atât de adâncimile
mari de apă, cât şi de condiţiile de fund, mediul ostil ş.a.,
în care se desfăşoară activitatea: valuri de peste 30 m
înălţime; vânturi care ating 80 noduri (148,2 km/h);
temperaturi ale aerului de -15 °C; temperatura ale apei
mării sub 0 °C; curenţi marini de 3 noduri (5,5 km/h);
prezenţa aisbergurilor (în anumite zone ale Canadei,
Groenlanda etc.); prezenţa frecventă a zăpezii, ploii sau
ceţii etc.
În zonele cu ape adânci, activitatea de foraj se poate
realiza numai cu ajutorul platformelor marine
semisubmersibile, poziţionate dinamic, şi al vaselor de
foraj. Aşa cum am mai amintit, cu ajutorul platformelor
ancorate, convenţionale, s-a forat şi în zone cu ape adânci
de 1836 m, în Golful Mexic. În alte părţi ale globului,
condiţiile pot fi însă diferite de cele din Golful Mexic, iar
prezenţa curenţilor de fund face dificil managementul
drilling installations, as well as the construction of new
ones. The most important changes in the construction
programmes of these wells are equally connected with great
water depths, bottom conditions, hostile environment and
others, as well as to the conditions in which they operate:
waves over 30 feet high, winds which reach 80 knots
(148.2 km / h), air temperatures of -15° C, temperatures of
sea water below 0° C, marine currents of 3 knots
(5.5 km / h), the presence of icebergs (in some areas of
Canada, Greenland, etc.) frequent presence of snow, rain or
fog, etc.
In deep water areas, drilling activities can be
achieved only by means of offshore semi-submersible
platforms, which are dynamically positioned, and of drilling
vessels. As we have already mentioned, drilling operations
were performed in deep water areas of 1836 m in the Gulf
of Mexico by using conventional anchored platforms. In
other parts of the world, the conditions may be different
from those in the Gulf of Mexico, and the presence of the
36
sistemului de raizere. Pentru menţinerea poziţiei sub
efectul acţiunii curenţilor mari, respectiv pentru a stoca
volumul suplimentar de noroi, ca şi raizerele necesare
pentru construcţia sondei, sunt cerute, tot mai des,
platforme largi, cu putere disponibilă suplimentară.
Întrucât operaţiile şi echipamentele sunt diferite de
cele utilizate în cazul apelor puţin adânci, regulamentele,
standardele şi procedurile aferente nu pot fi aplicate direct
în cea mai mare parte a operaţiilor specifice apelor adânci.
Siguranţa sondei, a operaţiilor, ca şi testarea formaţiunilor
sunt fundamental diferite în raport cu echipamentele de
fund care vor fi utilizate în zonele cu ape adânci.
Evoluţia, în timp, a adâncimii maxime de apă pentru
forajele de explorare şi producţie este prezentată în
figura 3.1.
bottom currents makes the riser system management
difficult. In order to maintain the position under the effect of
the action of high currents, namely to store the additional
volume of mud, as well as the risers necessary for the
construction of the well, more often, large platforms, endowed
with additional available power, are required.
As the equipment and operations are different from
those used for shallow water, regulations, standards and
procedures cannot be applied directly to the most part of the
operations specific to deep water. The safety of the well and
operations, as well as the testing of formations is
fundamentally different from those characteristic of the
bottom equipment that will be used in deep water areas.
The evolution over time of the maximum water depth
for exploration and production drilling operations is shown
in Figure 3.1.
37
Fig. 3.1. Evoluţia, în timp, a adâncimilor maxime de apă pentru forajele de explorare şi producţie [11]
Câteva dintre cele mai importante direcţii de
activitate, care trebuie avute în vedere pentru forajul în
zonele cu ape adânci, se referă la [9, 11]: proceduri
pentru prevenirea şi combaterea manifestărilor
eruptive în timpul forajului; cercetări privind creşterea
rezistenţei materialelor şi reducerea greutăţii lor;
metode de control ale hidraţilor ce pot apare în timpul
operaţiilor la sondele care forează în zone cu adâncimi
Fig. 3.1. The evolution over time of the maximum water depth for exploratory and production drilling operations [11]
Some of the most important directions of activity
to be considered when drilling in deep water areas refer
to [9, 11]: procedures for preventing and combating
eruptive events during drilling; research on increasing
the strength of materials and reducing their weight;
methods of controlling hydrates that may occur during
deep water drilling operations; methods of controlling
paraffins during deep water drilling operations; research
38
mari de apă; metode de control al parafinelor pentru
operaţiile din sondele cu adâncime mare de apă;
cercetări cu privire la integritatea conductelor
amplasate la mare adâncime de apă; modelarea forţelor
care acţionează asupra structurilor şi conductelor în
apele adânci; analiza comportamentală în cazul
poluărilor cu ţiţei şi măsurile de evaluare a
manifestărilor eruptive de fund etc.
Un volum mare de informaţii este achiziţionat în
faza exploratorie. Acesta este legat atât de natura
geologică, forajul propriu-zis şi probele de producţie,
cât şi de informaţiile legate de mediu – curenţi marini,
valuri, viteza vânturilor etc.
O analiză atentă a sondelor forate în ape cu
adâncimi mari (fig. 3.2), referitoare la ponderea
operaţiile de foraj, ca durată, scoate în evidenţă faptul
că echipamentului de manevră îi revine 55 % din
totalul operaţiilor (mobilizare, manevre ale
materialului tubular, marşuri, introducerea coloanelor
de burlane etc.).
on the integrity of pipelines located at great water
depths; modelling the forces acting on structures and
pipelines in deep water; behavioural analysis in case of
oil pollution and measures to evaluate the eruptive
events at the bottom, etc.
A great deal of information is acquired during the
exploratory stage. This is related to both geological
nature, that is to say drilling proper and production
tests, and the environmental information – marine
currents, waves, wind speed, etc.
A careful analysis of the wells drilled at great
water depths (Fig. 3.2), which refers to the
preponderance of drilling operations in terms of
duration, points out that the operating equipment is
55 % of the total of operations (mobilization,
manoeuvres of the tubular material, trips, the
introduction of column pipes, etc.).
39
Totodată, colectarea datelor în faza exploratorie
duce la salvarea unor importante costuri în etapa de
exploatare, chiar şi atunci când viitoarele foraje se
amplasează în zone îndepărtate de forajul de explorare
(pentru cele mai multe proiecte, costul forajelor de
explorare reprezintă circa 50 – 60 % din costul total al
proiectului).
Fig. 3.2. Analiza ponderii operaţiilor de foraj [12]
Furthermore, collecting data during the
exploratory phase leads to saving significant costs
during the operational phase, even when future wells
are located far from the exploration drilling area (for
most projects, the cost of development drilling is
50 - 60 % of the total project cost).
Fig. 3.2. Analysis of drilling operation preponderance [12]
40
Aceasta va constitui una dintre direcţiile de acţiune
pentru creşterea eficienţei platformelor. Mai mult, seria actuală
de platforme (generaţia a-6-a) este dotată cu echipamente de
foraj automate şi activitate duală, sisteme performante de
propulsie, modele noi de raizere etc.
This will be one of the directions of action in order to
increase the efficiency of oil platforms. Moreover, the current
set of platforms (the 6th generation) is equipped with
automatic drilling equipment and dual activity, performant
systems of propulsion, new riser models, etc.
41
4.
AACCTTIIVVIITTAATTEEAA DDEE FFOORRAAJJ
44..11.. GGeenneerraalliittăăţţ ii
Sistemul complex de exploatare a zăcămintelor de
hidrocarburi este format din două mari elemente definite
tot ca sistem: activitatea aferentă punerii în evidenţă de
noi rezerve, în care forajul de cercetare geologică este
determinant şi activitatea de exploatare propriu-zisă, în
care forajul de exploatare constituie imput-ul. În acest
context, forajul se împarte, în funcţie de obiectiv, în foraj
geologic (activitatea de cercetare, investigarea geologică şi
geofizică) şi foraj de exploatare.
Forajul geologic are ca obiectiv obţinerea unui
sistem informaţional eficient necesar caracterizării
complete a formaţiunilor traversate, atât sub aspect
calitativ cât şi cantitativ.
Cu cât volumul de date obţinute prin investigare
4.
TTHHEE DDRRIILLLLIINNGG AACCTTIIVVIITTYY
44..11.. GGeenneerraall PPrreesseennttaattiioonn
The complex system of exploiting hydrocarbon
deposits is made up of two great elements that are also
defined by means of the term system: the activity related to
highlighting new reserves, in which geological research
drilling is essential and the exploitation activity proper, in
which exploitation drilling is the input. In this context, the
drilling activity is divided, according to the objective, in
geological drilling (the research activity, the geological and
geophysical investigation) and exploitation drilling.
Geological drilling aims at obtaining an efficient
information system necessary for the thorough
characterization of the crossed formations in terms of both
quality and quantity.
The larger the amount of data obtained from the
42
geologică (carote mecanice, probe de producţie etc.) este mai
mare, cu atât sistemul informaţional geologic va fi mai eficient.
Sub aspect calitativ, sistemului informaţional
geologic i se impun două cerinţe: precizia datelor şi a
vitezelor de prelucrare şi de transmitere. Aceste două
aspecte ale sistemului informaţional geologic se
întrepătrund şi au ca efect imediat volumul optim de
lucrări geologice, respectiv investiţiile necesare
descoperirii de noi rezerve.
În condiţiile forajului geologic, activitatea de foraj
nu poate fi supusă unei normări riguroase, unei retribuiri în
funcţie de metrul forat, deoarece necunoaşterea factorului
geologic face imposibilă fundamentarea ştiinţifică a
normelor de timp.
Forajul de cercetare geologică impune şi cercetarea
sistemelor tehnice şi tehnologice astfel ca, prin intermediul
sistemelor informaţionale adecvate, să se creeze premisele
desfăşurării forajului de exploatare în condiţii de stăpânire
a factorului natural şi de optimizare a factorilor tehnici şi a
tehnologiei de lucru. Beneficiarul forajului geologic –
geological investigation is (mechanical core, production
tests, etc.) the more efficient the information system will be.
Qualitatively, there are two requirements for the
geological information system: the accuracy of data and the
speed of data processing and transmission. These two aspects
of the geological information system overlap and have as an
immediate effect the optimum volume of geological works,
namely the investments necessary for discovering new
reserves.
In the case of geological drilling, the drilling activity
cannot be subjected to rigorous standardization, to
remuneration based on drilled meters, because the fact that
the geological factor is not known makes it impossible to
found time norms on scientific principles.
Geological research drilling also requires the study of
technical and technological systems so that, by means of
adequate information systems, we can create the premises
for performing exploitation drilling activities while
controlling the natural factor and optimizing the technical
factors and the working technology. The beneficiary of
43
geologul – trebuie să subordoneze activitatea de foraj
obiectivului urmărit: efort minim (număr minim de locaţii)
şi efect maxim (creşterea volumului de rezerve de
hidrocarburi).
Forajul de exploatare are ca obiectiv realizarea
unei construcţii perfecte din punct de vedere
hidrodinamic, cu un cost cât mai redus, în vederea
optimizării investiţiilor aferente exploatării propriu-
zise. O construcţie perfectă din punct de vedere
hidrodinamic impune o legătură de sistem între forajul
propriu-zis şi punerea în producţie a sondei. Astfel, de
modul traversării şi investigării stratului productiv va
depinde comportarea în exploatare a fiecărei sonde,
cumulativul de ţiţei extras şi investiţia aferentă
construcţiei de sondă.
Forajul de exploatare se desfăşoară în condiţiile
unui sistem aproape deterministic, beneficiind de
stăpânirea factorului geologic, de posibilitatea optimizării
condiţiilor tehnice şi tehnologice, de posibilitatea unei
organizări riguroase a producţiei şi a muncii. Astfel,
geological drilling – the geologist – must subordinate the
drilling activity to the following target: minimum effort
(minimum number of sites) and maximum effect
(increasing the volume of hydrocarbon reserves).
Exploitation drilling aims at making a perfect
construction from the hydrodynamic point of view, with the
lowest possible cost, in order to optimize the investments in the
exploitation proper. A perfect construction from the
hydrodynamic point of view requires a systemic connection
between the drilling operation proper and putting the well into
production. Thus, the functioning of each well during the
exploitation period, the cumulative extracted crude oil and the
investment in the construction of the well will depend on the
way in which the productive layer is crossed/ drilled and
investigated.
Exploitation drilling is carried out under an almost
deterministic system, benefitting from the control of the
geological factor, the possibility of optimizing the technical
and technological conditions, and the opportunity to
organize work and production rigorously. Thus, the
44
fundamentarea ştiinţifică a proiectării construcţiilor de sonde
face posibilă atât fundamentarea ştiinţifică a normelor de timp
aferente forajului de exploatare, cât şi şi programarea
riguroasă a desfăşurării tuturor operaţiilor conform unei
diagrame de foraj (graficul tehnologic al forajului).
44..22.. SSttrruuccttuurraa ggeenneerraallăă aa pprroocceessuulluuii ddee ffoorraarree aa ssoonnddeelloorr
În figura 4.1 este prezentată structura generală a
procesului de forare a sondelor.
Realizarea unui model matematic privind procesul
de forare a sondelor pleacă de la premisa că poate fi
acceptată, pentru proces, schema structurală derivată din
tabelul 4.1, iar politica economică justifică adoptarea, în
principal, a costului drept criteriu de optimizare.
De asemenea, se acceptă că subsistemele 1, 2 şi 9
din tabelul 4.1 nu sunt influenţate de regimul de lucru din
celelalte subsisteme dar influenţează, prin costul lor, costul
procesului general.
scientific base of designing well constructions enables both
the scientific base of the time norms related to exploitation
drilling and the rigorous planning of all operations,
according to a drilling diagram (technological chart of
drilling).
44..22.. TThhee GGeenneerraall SSttrruuccttuurree ooff tthhee WWeellll--DDrriill ll iinngg PPrroocceessss
Figure 4.1 shows the general structure of the well-
drilling process.
Making a mathematic model for the well-drilling
process starts from the premise that the structural scheme
derived from table 4.1 can be accepted and that the
economic policy justifies adopting the cost as an
optimization criterion.
At the same time, it is accepted that subsystems 1,
2 and 9 from table 4.1 are not influenced by the working
status of the other subsystems, but that they influence the
cost of the overall process, through their cost.
45
Tabelul 4.1. Structura generală a procesului de forare a sondelor
Nr. crt.
Denumirea sistemului
Denumirea proceselor componente
1 Pregătirea locaţiei Pregătirea locaţiei Pregătirea drumurilor de acces
2 Montaj Transportul instalaţiei şi al utilajelor Montaj Probe de montaj
3 Forajul sondei Dislocarea la talpă Circulaţia fluidului Manevra materialului tubular Antrenarea dispozitivului de dislocare Curăţirea fluidelor
4 Consolidarea sondei Pregătirea pentru consolidare Tubaj Cimentare Verificarea consolidării
5 Cercetarea geologo-tehnică
Probe mecanice şi de urmărire Cercetare electro-radio-sonometrică Teste de dislocare Experimente
6 Prevenirea şi combaterea complicaţiilor
Prevenire Combatere
7 Deschideri de strate - probe
Traversarea formaţiunilor productive Perforarea formaţiunilor productive Probe de producţie
8 Aprovizionarea tehnică
Aprovizionare continuă Aprovizionare accidentală
9 Demontaj Demontaj 10
Managementul sistemului
Proiecte – informare Decizii de adaptare Reglare
Scopul modelului matematic este acela de a permite
proiectarea regimului de foraj optim la forarea fiecărei
sonde de petrol şi gaze. Modelul se limitează la sonda de
Table 4.1. The general structure of the well-drilling process
Crt. No.
Name of the system Name of the process components
1 Preparation of site Preparation of the site Preparation of access roads
2 Rigging up
Transport of installation and equipment Rigging up Rigging up tests
3 Well-drilling Bottom Dislocation Fluid circulation Trip of the tubular material Setting the dislocation system in motion Cleaning the fluids
4 Well consolidation Preparation for consolidation Casing Cementing Consolidation check
5 Geological and technical research
Mechanical and surveillance tests Electro-radio-sound level meter research Dislocation tests Experiments
6 Preventing and combating complications
Preventing Combating
7 Opening of layers - tests Crossing productive formations Perforation of productive formations Production tests
8 Technical supply Continuous supply Occasional supply
9 Rigging down Rigging down 10 System management Projects - information
Adaptation decisions Adjustment
The purpose of the mathematic model is to allow the
designing of the optimum drilling regime for drilling each
oil and gas well. The model is limited to the well and must
46
foraj şi trebuie să ţină seama de relaţiile de
interdependenţă dintre subsisteme.
Desigur, complexitatea sistemului va impune şi
găsirea echipei optime de management al forajului
(fig. 4.1).
Fig. 4.1. Echipa de management al forajului
take into account the interdependencies among subsystems.
Of course, the complexity of the system requires
finding the best drilling management team (Fig. 4.1).
Fig. 4.1. The drilling management team
47
5.
EELLEEMMEENNTTEE DDEE EEFFIICCIIEENNŢŢĂĂ EECCOONNOOMMIICCĂĂ ÎÎNN
AACCTTIIVVIITTAATTEEAA DDEE FFOORRAAJJ Eficienţa tehnico-economică a activităţii de foraj se
apreciază cu ajutorul unor mărimi absolute sau relative
denumite indicatori ai forajului. Aceştia pot fi calitativi
sau cantitativi.
Indicatorii calitativi se referă la obţinerea unor
calităţi sau scopuri specifice:
• evitarea contaminării sau degradării
caracteristicilor fizico-chimice ale stratelor productive;
• alegerea corespunzătoare a fluidelor de foraj,
respectiv stabilirea unor valori adecvate pentru densitate,
vâscozitate, alcalinitate, limitele de curgere ş.a.;
• păstrarea, în limite admisibile, a devierii sondei;
• realizarea de investigaţii geologo-geofizice de
calitate;
5.
EELLEEMMEENNTTSS OOFF EECCOONNOOMMIICC EEFFFFIICCIIEENNCCYY OOFF
DDRRIILLLLIINNGG OOPPEERRAATTIIOONNSS The technical and economic efficiency of drilling
operations is evaluated by using absolute or relative values
called drilling indicators. These can be qualitative or
quantitative.
Qualitative indicators refer to achieving specific
goals or qualities:
• avoiding the contamination or degradation of
physical and chemical characteristics of productive layers;
• the appropriate selection of drilling fluids, namely
the establishment of appropriate values for density,
viscosity, alkalinity, flow limits, etc.;
• maintaining the deviation of the well within
reasonable limits;
• carrying out high quality geological-geophysical
investigations;
48
• atingerea obiectivului final fără avarii sau
complicaţii;
• realizarea unei exploatări raţionale, în condiţii
optime, sub aspect tehnic şi economic.
Indicatorii cantitativi sunt mărimi fizico-chimice,
mecanice sau economice care evidenţiază consumurile de
materiale, energie, timpi, volume, număr de produse,
viteze, costuri etc.
Alegerea criteriului de optimizare este o problemă
esenţială în cadrul proiectării oricărui sistem. Se apreciază
că, destul de rar, conducerea unui sistem ia în considerare
un singur criteriu. În majoritatea cazurilor se urmăreşte
optimizarea după două sau mai multe criterii.
Viteza mecanică Matematic, în valoare absolută, viteza mecanică
medie pe sapă
s
m thv = , (5.1)
unde h este adâncimea iar ts - timpul de lucru efectiv
al sapei pe talpă (timpul de săpare).
• achieving final objectives without damage or
complications;
• achieving a rational exploitation, in optimal
conditions, from a technical and economic point of view.
Quantitative indicators are physical and chemical,
mechanical or economic values which refer to the
consumption of materials, energy, time, volume, number of
products, speed, costs, etc.
The choice of the optimization criterion is a key issue
in designing any system. It is estimated that, quite rarely,
the management of a system takes into consideration a
single criterion. In most cases, optimization according to
two or more criteria is aimed at.
Mechanical Speed As a mathematical absolute value, the average speed
of the bit is
s
m thv = , (5.1)
where h is the depth and ts - the real operating time of
the bottom hole (drilling time).
49
Intrinsec, viteza mecanică este o funcţie complexă,
care depinde nu numai de h şi ts ci
( )FDKDthQvnGfv ffcossjsm ,,,,,,,,,,,,, 0τηρσ= , (5.2)
în care: Gs este apăsarea pe sapă; n - turaţia; vj -
viteza jeturilor de fluid; Q - debitul de fluid; Ds - diametrul
sapei; σco - rezistenţa la compresiune a rocii; K -
coeficientul de abrazivitate al rocii; D - uzura sapei; ρf, ηf,
τ0, F - caracteristicile fluidului de foraj (densitate,
vâscozitate, tensiune dinamică de forfecare, filtrare).
În general, efectele acestor factori se
intercondiţionează şi nu pot fi întotdeauna individualizate.
Există, în schimb, numeroase observaţii de şantier şi
cercetări de laborator ale căror rezultate sunt, în prezent,
mult mai convingătoare.
Intrinsically, the mechanical speed is a complex
function that depends not only on h and ts but also on
( )FDKDthQvnGfv ffcossjsm ,,,,,,,,,,,,, 0τηρσ= , (5.2)
where: Gs is the weight on the drill bit; n – rotation; -
vj - speed of fluid jets; Q – fluid flow; Ds – drill bit
diameter; σco - rock resistance to compression; K - rock
abrasion coefficient; D – drill bit wear; ρf, ηf, τ0, F - drilling
fluid characteristics (density, viscosity, dynamic shear
tension, filtering).
In general, the effects of these factors are interrelated
and cannot always be individualized. There are, however,
many drilling site observations and laboratory research
whose results now are much more convincing.
50
Viteza operativă Viteza operativă v0 ia în considerare şi timpii
necesari introducerii, extragerii şi schimbării sapei,
adăugării bucăţilor de avansare, tratării şi omogenizării
fluidului de foraj, corectării pereţilor găurii de sondă,
manevrelor din timpul forajului ş.a., într-un cuvânt tm.
Desigur, ponderea principală o are timpul de
manevră a garniturii (de aceea, simplificat, se spune că tm
reprezintă timpul de manevră).
Aşadar,
ms tth
thv
+==
00 . (5.3)
Criteriul este preferabil atunci când rapiditatea
execuţiei constituie un factor esenţial (de exemplu, la
forajul de exploatare pentru creşterea rapidă a producţiei
de hidrocarburi, la sondelor de salvare sau la cele de
alimentare cu apă ş.a.).
Utilitatea acestui indicator constă în faptul că, prin
Operational Speed The operational speed v0 takes into consideration the
time needed to introduce, extract and change the drilling bit,
to add singles, to treat and homogenize the drilling fluid, to
correct the sheath of oil wells and the manoeuvres during
the drilling process, etc., in a word, tm.
Of course, the manoeuvre time of the drill string has
the main role (and therefore, to put it simply, it is said that
tm is the manoeuvre time).
Therefore,
ms tth
thv
+==
00 . (5.3)
The criterion is preferable when the execution
velocity is an essential factor (for example, in the case of
exploitation drilling to quickly increase the production of
hydrocarbons, in the case of safety wells or of water supply
wells, etc.).
The usefulness of this indicator consists in the fact
51
intermediul său, se poate stabili timpul optim de lucru al
sapei pe talpă. În acest scop se pune condiţia ca viteza
operativă să fie optimă, adică
ms tt
hthv
+==
00 = max.
Viteza tehnică
Viteza tehnică reprezintă avansarea totală H, ce ar
putea fi realizată într-o lună de o instalaţie montată pe
poziţie, dacă s-ar efectua numai operaţiile productive
necesare:
[ ]ILpmT
Hvp
t /720= . (5.4)
Semnificaţii: 720 reprezintă numărul mediu de ore
dintr-o lună (24 ore/zi x 30 zile = 720 ore); Tp – timpul
productiv, în ore, referitor la: săpare, manevră, măsurarea
devierii, investigarea găurii de sondă, probarea stratelor,
carotaje mecanice, marşuri de control, tubare, cimentare,
that it can determine the optimum operating time of the
bottom hole. For this purpose, the condition is that the
operational speed be optimal, i.e.
ms tt
hthv
+==
00 = max.
Technical Speed H is the total advancement of the technical speed that
could be achieved by an installed drilling rig during a
month, if the necessary production operations were
performed:
[ ]ILpmT
Hvp
t /720= . (5.4)
Meanings: 720 is the average number of hours a
month (24 hours / day x 30 days = 720 hours); Tp – that is
the productive time in hours referring to: drilling,
manoeuvering, deviation measurement, investigation of the
oil well/oil well investigation, layer testing, mechanical
52
perforarea coloanelor de burlane, revizii ale instalaţiei,
schimbarea cablului de foraj, măsuri de prevenire şi
combatere a dificultăţilor în foraj ş.a.; ILp – instalaţie lună
productivă.
Viteza comercială (de lucru sau fizică) Viteza comercială exprimă avansarea totală efectivă
H realizată într-o lună de către o instalaţie montată:
[ ]ILLmT
Hvc
c /720= , (5.5)
unde:
mpc TTT += , (5.6)
relaţii în care:
Tc este timpul calendaristic, ore;
Tn – timpul neproductiv, în ore, compus din
opriri tehnice (rezolvarea unor accidente sau complicaţii,
reparaţii la instalaţie sau anexele acesteia ş.a.) şi opriri
organizatorice (lipsă de burlane, ciment, sape, combustibil,
coring, control trips, tubing, cementing, boring pipe
columns, revision of the oil installation, change of the cable
drilling, measures to prevent and control drilling
difficulties, etc.; ILp – the drilling installation per
productive month.
Commercial Speed Commercial speed expresses the actual total
advancement H achieved by an installed drilling rig during
a month:
[ ]ILLmT
Hvc
c /720= , (5.5)
where:
mpc TTT += , (5.6)
relationships in which:
Tc is the calendar time, expressed in hours;
Tn – the unproductive time, expressed in hours
and composed of technical stops (resolution of accidents or
complications, repairs of installation or of its annexes, etc.)
and of organizational stops (lack of pipes, cement, bits, fuel,
53
materiale pentru prepararea fluidului de foraj etc.);
ILL – instalaţie lună în lucru.
Viteza ciclică
Viteza ciclică exprimă avansarea totală efectivă H
realizată într-o lună de o instalaţie montată, prin luarea în
considerare şi a timpului necesar montării şi demontării
acesteia:
[ ],/720 ILLmT
Hvciclic
ciclica = (5.7)
unde Tciclic este exprimat în ore şi este compus din
timpul calendaristic şi timpul pentru montaje - demontaje.
Viteza ciclică poate fi calculată pe o sondă sau pe întreaga
unitate de foraj. În acest din urmă caz, viteza ciclică
IAAmvciclica = , (5.8)
unde IAA este indicatorul instalaţie an activă.
materials for preparation of the drilling fluid, etc.);
ILL – the drilling installation operating during a month.
Cyclical Speed The cyclical speed expresses the actual total
advancement H achieved by an installed drilling rig during
a month, also taking into account the time required for
installing and dismantling it:
[ ],/720 ILLmT
Hvciclic
ciclica = (5.7)
where Tcyclical is expressed in hours and consists of the
calendar time and the time needed to rig up and down.
The cyclical speed can be calculated for a well or the entire
drilling unit. In the latter case, the cyclical speed is
IAAmvciclica = , (5.8)
where IAA is the indicator of the active installation
during one year.
54
Costul mediu pe metru forat a. Costul mediu pe metru forat pentru o sapă:
]/[)(
mleih
ttcccc msiffs
m
+++= , (5.9)
în care:
cs reprezintă costul unei sape, lei;
cff – costul fluidului de foraj, lei;
ci – costul orar al instalatiei şi personalului de
execuţie, lei/oră.
Note.
1. Relaţia (5.9) rămâne valabilă şi pentru cazul în
care se apreciază eficienta forajului pe un
interval H; în acest caz se ţine seama de numărul
de sape n aferent intervalului respectiv.
2. Adeseori, costul cff este inclus în ci.
Expresia (5.9) poate fi scrisă şi sub forma:
ofsm v
Caac ++= , (5.10)
The Average Cost per Drilled Meter a. The average cost per meter drilled by a bit
]/[)(
mleih
ttcccc msiffs
m
+++= , (5.9)
where:
cs represents the cost of a bit in lei;
cff – cost of drilling fluid in lei;
ci – hourly cost of drilling installation and executive
staff, expressed in lei per hour.
Notes.
1. Relation (5.9) also remains valid for the case in which
drilling effectiveness is estimated for an interval H; in
this case, the number of bits n related to this interval is
taken into account.
2. The cost cff is often included in ci.
The expression (5.9) can be written as:
ofsm v
Caac ++= , (5.10)
55
în care:
as reprezintă costul unitar al sapei, lei/m;
af – costul unitar al fluidului de foraj, lei/m;
C – costul pe instalaţie zi în lucru, lei/I·zi;
vo – viteza operativă, m/I·zi.
b. Costul mediu al metrului forat pe întreaga sondă:
HTCCCCCCC
C cippatcfmdsm
'' ++++++= , (5.11)
în care:
Cs’ este costul lucrărilor de suprafaţă, lei;
Cmd – costul lucrărilor de montaj-demontaj, lei; Cf – costul forajului propriu-zis, lei; Ctc – costul operaţiilor de tubare şi cimentare, lei; Ca – costul operaţiilor auxiliare (măsurarea
devierii, investigaţii geofizice, perforarea coloanelor, probarea stratelor etc.), lei;
Cpp – costul punerii în producţie (uneori, calcul acestei mărimi se efectuează separat), lei;
Ci’ – costul orar pe instalaţie, inclusiv energia, lei/oră;
where
as is the unit cost of the bit in lei / m;
af – unit cost of drilling fluid lei / m;
C – cost of drilling installation per working day;
vo – operational speed, m/I per day.
b. The average cost of a drilled meter per entire well:
HTCCCCCCC
C cippatcfmdsm
'' ++++++= , (5.11)
where
Cs’ is the cost of surface operations in lei;
Cmd – cost of assembling-disassembling/ rigging in and out operations in lei;
Cf – cost of actual drilling in lei; Ctc – cost of casing and cementing operations in lei; Ca – cost of auxiliary operations (deviation
measurement, geophysical investigations, drilling columns, testing layers, etc.), expressed in lei;
Cpp – cost of putting into production (sometimes the calculation of this value is done separately), in lei;
Ci’ – hourly cost per drilling installation, in lei per hour;
56
Tc – timpul total calendaristic, ore; H – adâncimea, m. Costul metrului forat constituie, în fapt, indicatorul
sintetic de exprimare a eficienţei economice. Într-un anume sens, costul unitar reprezintă o generalizare a celorlalte criterii. El permite alegerea valorilor optime ale parametrilor regimului mecanic de foraj (apăsarea Gs şi turaţia n) prin minimizarea expresiei costului unitar. În literatura de specialitate [2, 9-12] sunt prezentate, detaliat, diverse metode de optimizare a parametrilor mecanici de foraj, multe dintre ele având la bază criteriul costului minim pe metru forat. Iată câteva dintre aceste metode: Galle – Woods, Preston – Moore, Young – Don Murphy, Young – Bourgoyne, Orlov, Pogarski, Langston, ICPPG Câmpina ş.a.
În afara criteriului costului minim pe metru forat se mai admit, frecvent, drept criterii de optimizare: criteriul vitezei operative maxime pe marş, criteriul vitezei mecanice limitate, criteriul vitezei operative maxime pe sondă, criteriul metrajului maxim pe sapă. Aceste criterii au fost stabilite în funcţie de descrierea dată procesului de către autorii metodelor.
Tc – total calendar time, in hours; H – depth, m. The cost of the drilled meter is in fact the synthetic
indicator of economic efficiency. In a sense, the unit cost represents a generalization of the other criteria. It allows choosing the optimal values of the parameters of the mechanical drilling system (weight Gs and speed n) by minimizing the expression of the unit cost. Literature [2, 9-12] presents in detail various methods of optimizing mechanical drilling parameters, many of them based on the criterion of the minimum cost per drilled meter. Here are some of these methods: Galle – Woods, Preston – Moore, Young – Don Murphy, Young – Bourgoyne, Orlov, Pogarski, Langston, ICPPG Câmpina, etc.
Apart from the criterion of the minimum cost per drilled
meter, the following criteria are also frequently admitted as optimization criteria: the criterion of the maximum operational speed per trip, the criterion of the limited mechanical speed, the criterion of the maximum operational speed well, the criterion of maximum drilled meters per bit. These criteria have been established according to the description given by the authors of these methods.
57
6.
CCAALLCCUULLUULL CCAAPPAACCIITTĂĂŢŢIIII DDEE PPRROODDUUCCŢŢIIEE
ÎÎNNTTRR--OO UUNNIITTAATTEEAA DDEE FFOORRAAJJ
Relaţia generală pentru calculul capacităţii de
producţie este
iedp IICC = , (6.1)
unde:
Cp este capacitatea de producţie (t/an; barili/an;
m3/an, m/an etc.);
Cd – caracteristica dimensională (masă, volum,
debit, timp etc.);
Ie – indicator de utilizare extensivă a capacităţii de
producţie (fond de timp, ore/an);
Ii – indicator de utilizare intensivă a capacităţii de producţie (randamentul instalaţiei, utilajului etc.).
Capacitatea de producţie la o unitate de foraj
reprezintă metrii foraţi în condiţiile utilizării intensive şi
extensive a instalaţiei de foraj.
6.
CCAALLCCUULLAATTIINNGG TTHHEE PPRROODDUUCCTTIIOONN
CCAAPPAACCIITTYY IINN AA DDRRIILLLLIINNGG UUNNIITT
The general relation for calculating the production
capacity is
iedp IICC = , (6.1)
where
Cp is the production capacity (t/year; barrels/ year;
m3/year, m/year, etc.);
Cd – dimensional characteristics (mass, volume, flow,
time, etc.);
Ie – indicator of extensive use of production capacity
(time, hours/year);
Ii – indicator of intensive use of production capacity (efficiency of installation, equipment, etc.)
The production capacity of a drilling unit
represents the meters drilled under the intensive and
extensive use of the drilling rig.
58
Indicatori de utilizare extensivă a instalaţiei de foraj
O instalaţie de foraj poate fi activă (montaj,
transport, foraj, probe de producţie, demontaj) sau inactivă
(reparaţie capitală, aşteptare, disponibilă sau în rezervă).
Pentru calculul capacităţii de producţie prezintă importanţă
numai instalaţia activă.
Se numeşte coeficient de utilizare a instalaţiilor din
patrimoniu Kp, raportul dintre timpul cât instalaţia este
activă în lucru şi timpul total calendaristic:
ILPILLK p = , (6.2)
unde:
ILL reprezintă instalaţii luni în lucru;
ILP – instalaţii luni patrimoniu.
Urmează apoi defalcarea timpilor: productivi,
neproductivi etc.
Indicators of extensive use of the drilling rig A drilling installation can be active (rigging up,
transport, drilling, production samples/cores, rigging
down) or inactive (overhaul, pending further activities,
available installation or in reserve). For the calculation of
the production capacity only the active installation is
important.
Kp is called the working asset coefficient and
represents the ratio of the time when the installation is
active to the overall calendar time:
ILPILLK p = , (6.2)
where:
ILL represents the installations whose
operational period is expressed in months;
ILP – the working asset expressed in months.
Then comes the breakdown of time: productive,
unproductive, etc.
59
Indicatori de utilizare intensivă a instalaţiei de foraj
Indicatorii de utilizare intensivă a instalaţiei de foraj
sunt reprezentaţi de vitezele de foraj. Pentru o unitate de
foraj interesează, în primul rând, viteza tehnică vt.
Caracteristica dimensională pentru calculul
capacităţii de producţie o reprezintă ILP (instalaţii luni
patrimoniu).
În aceste condiţii, relaţia (6.1) ne conduce la
m = ILP Kp vt. (6.3)
Observaţii:
1) Ca şi în cazul extracţiei, capacitatea de producţie
la foraj nu este constantă în timp, ci variază în funcţie de
condiţiile geologo-tehnice; apare astfel necesitatea
introducerii noţiunii de metru forat sau om ore normate.
2) Metrul forat reprezintă un indicator care
omogenizează condiţiile geologice de lucru (litologie,
tectonică, adâncime), calculându-se prin intermediul unui
indice de echivalenţă care aduce la acelaşi numitor aceste
Indicators of intensive use of the drilling rig The indicators of intensive use of the drilling rig are
represented by drilling speeds. In a drilling unit, what
matters most of all is the technical speed vt.
The dimensional characteristic for the calculation of
the production capacity is ILP (the working asset expressed
in months).
Under these conditions, equation (6.1) leads to
m = ILP Kp vt. (6.3)
Remarks:
1) Just like in the case of extraction, the production
capacity varies over time depending on the geological and
technical conditions; thus, the necessity to introduce the notion
of drilled meter or standardized working hours per worker.
2) The drilled meter is an indicator that makes
homogeneous the geological working conditions (lithology,
tectonics, depth) and is calculated through an index of
equivalence that brings these different working conditions
60
condiţii diferite de lucru:
eech imm = , (6.4)
unde
tn
tce v
vi = , (6.5)
în care:
vtc reprezintă viteza tehnică convenţională [m/ILLc];
vtn – viteza tehnică normată [m/ILLn].
Condiţiile diferite de lucru din punct de vedere
geologic se oglindesc, finalmente, la nivelul vitezelor de
lucru. Aceasta impune ca indicele de echivalenţă să fie
calculat prin raportul a două viteze tehnice de lucru, şi
anume viteza tehnică a unei sonde luată ca etalon, deci o
viteză convenţională, şi viteza tehnică normată a sondei
sau structurii la care ne raportăm.
to a common denominator:
eech imm = , (6.4)
where
tn
tce v
vi = , (6.5)
in which:
vtc is the conventional technical speed [m/ILLc];
vtn – standardized technical speed [m/ILLn].
The different conditions from geological point of view
are eventually reflected in the level of the working speed. This
requires the calculation of the equivalence index by means of the
ratio of two technical working speeds, namely the ratio of the
technical speed of a well taken as a standard, therefore a
conventional speed, to the standardized technical speed of the
probe or structure that we are referring to.
61
Aplicaţia 6.1. Să se determine coeficientul de
utilizare a fondului sondelor de exploatare în semestrul I al
anului 2010, la Schela de producţie « X », cunoscându-se:
A. Sonde active de gaze 30 În producţie 21 Oprite 9 B. Sonde active de petrol 10 În producţie 1 Oprite 9 C. Sonde inactive 5 D. Sonde în probe de producţie 5 E. Sonde pentru injecţie 2 F. Sonde în conservare 3 G. Sonde abandonate 5 Soluţie. Fondul sondelor de exploatare
Fse = Sa + Si = (30 + 10) + 5 = 45.
Coeficientul de utilizare a fondului sondelor
89,04540 ==
+==
ia
a
se
au SS
SFSK .
Aplicaţia 6.2. Fie următoarea balanţă de timp a
fondului sondelor active în semestrul I al anului 2011 la
Application 6.1. Determine the coefficient of using
the fund of the exploitation wells in the production field
« X » in the first semester of the year 2010, knowing the
following:
A. Active gas wells 30 In production 21 Stopped 9 B. Active oil wells 10 In production 1 Stopped 9 C. Inactive wells 5 D. Wells in production testing 5 E. Injection wells 2 F. Wells in conservation 3 G. Abandoned wells 5 Solution. The fund of the exploitation wells
Fse = Sa + Si = (30 + 10) + 5 = 45.
The coefficient of the fund of the exploitation wells
89,04540 ==
+==
ia
a
se
au SS
SFSK .
Application 6.2. Consider the following time balance
of the fund of the active wells in the production field « Y »
62
sonda « Y » (timpii sunt exprimaţi în sonde ore, respectiv,
în paranteză în sonde luni):
A. Timp productiv 900 000 (1 250)
B. Timp neproductiv:
- reparaţii la sonde 10 200 (14,2)
- intervenţii şi instrumentaţii 8 500 (11,8)
- opriri organizatorice 7 350 (10,2)
Se cere să se calculeze coeficientul de exploatare.
Soluţie.
Timpul neproductiv tn = 10 200 + 8 500 + 7 350 =
26 050 sonde ore (36,2 sonde luni).
Timpul calendaristic reprezintă suma timpului
productiv şi a celui neproductiv:
tc = tp + tn = 900 000 + 26 050 = 926 050 sonde ore
(1 286 sonde luni).
În aceste condiţii, coeficientul de exploatare
Kc = 0,97.
in the first semester of the year 2011 (the periods of time
are expressed in operating hours of wells, and in brackets,
in operating months of wells):
A. Productive time 900 000 (1 250)
B. Unproductive time:
- repairs of wells 10 200 (14,2)
- fishing job 8 500 (11,8)
- organizational downtime 7 350 (10,2)
Calculate the exploitation coefficient.
Solution.
Unproductive time tn = 10 200 + 8 500 + 7 350 =
26 050 operating hours of wells (36,2 operating months of
wells).
The calendar time is the sum between productive and
unproductive time:
tc = tp + tn = 900 000 + 26 050 = 926 050 operating
hours of wells (1 286 operating months of wells).
Under these conditions, the exploitation coefficient is
Kc = 0,97.
63
7.
MMEETTOODDEE ŞŞII TTEEHHNNIICCII DDEE MMAANNAAGGEEMMEENNTT
În tabelul 7.1 sunt prezentate, sintetizat, relaţiile
între problemele şi tehnicile managementului ştiinţific
aferente industriei extractive de petrol şi gaze (repere: T.J.
– teoria jocurilor; P.M. – programare matematică; T.S. –
teoria stocurilor).
Tabelul 7.1. Relaţiile între problemele şi tehnicile
managementului ştiinţific
Tabele de decizie
Arbori de
decizie
T.J. Prevedere P.M. PERT/ CMP
Lanţuri Markov
T.S. Teoria firelor de aşteptare
Alocare ∗ ∗ ∗ Distribuţie ∗
Grafuri ∗ Luarea
deciziilor în mediu
competitiv
∗
Stocuri ∗ ∗ Fire de
aşteptare ∗
Prevederea comportării sistemelor
∗ ∗ ∗ ∗ ∗
7.
MMAANNAAGGEEMMEENNTT MMEETTHHOODDSS AANNDD
TTEECCHHNNIIQQUUEESS Table 7.1 presents the synthesis of the relations
between the problems and the techniques of the scientific
management related to the oil and gas extraction industry
(repers: G.T. - game theory; M.P. - mathematical
programming; T.S - theory of stocks).
Table 7.1. The relations between the problems and the
techniques of scientific management
Decision tables
Decision trees
G.T Forecast M.P PERT/ CMP
Markov chains
T.S.
Queueing Theory
Allocation/Allowance
∗ ∗ ∗
Distribuţie Distribution
∗
Graphs ∗ Making decisions in a competitive environment
∗
Stocks ∗ ∗ Queueing ∗ Forecast of system behaviour
∗ ∗ ∗ ∗ ∗
64
77..11.. TTaabbeellee ddee ddeecciizziiee
Elementele procesului decizional sunt următoarele:
obiectivul (obiectivele); decidentul (individual sau
colectiv); variantele (strategiile, alternativele); mulţimea
criteriilor de apreciere a variantelor posibile de către
decident; mulţimea consecinţelor; stările naturii.
În cadrul tabelelor de decizie ne interesează,
finalmente, patru elemente de bază: variantele, stările
naturii, probabilitatea de apariţie a stărilor naturii şi
mulţimea consecinţelor.
Variantele V1, V2, …, Vm, pot fi finite sau infinite.
Stabilirea justă a variantelor posibile constituie o etapă de
maximă importanţă în fundamentarea deciziei.
Stările naturii S1, S2, …, Sn reprezintă totalitatea
condiţiilor interne şi externe ale întreprinderii.
Probabilitatea de apariţie a stărilor naturii pi se
asociază stării naturii Si, iar
11
=∑=
n
iip . (7.1)
Prin asocierea unei variante cu o stare specifică a
77..11.. DDeecciissiioonn TTaabblleess
The elements of the decision-making process are as
follows: objective(s), the decision-maker (individual or
collective), variants (strategies, alternatives), the set of criteria
for assessing the possible variants by the decision-maker, the
multitude of consequences, and the states of nature.
Eventually, four basic elements in the decision table
are of interest to us: variants, the states of nature, the
probability of occurrence of the states of nature, the
multitude of consequences.
The variants V1, V2, …, Vm, can be finite or infinite.
The correct establishing of the possible variants constitutes
a phase of utmost importance in substantiating decisions.
The states of nature S1, S2, …, Sn represent all
internal and external conditions of the company.
The probability of occurrence of the states of nature
pi is associated with the state of nature Si, and
11
=∑=
n
iip . (7.1)
A so-called consequence aij results from the
65
naturii rezultă o aşa numită consecinţă aij.
Finalmente, în tabelul de decizie (tabelul 7.2) se
sintetizează datele cantitative ale situaţiilor de decizie.
Tabelul 7.2. Structura generală a unui tabel de decizie
Stările naturii şi probabilităţile de apariţie/
Varianta de decizie
S1 p1
S2 . . . p2 . . .
Sn pn
V1 a11 a12 . . a1n V2 . . .
a21 a22 . . . a2n
Vm am1 amj . . . amn
Pentru rezolvarea problemelor cu ajutorul tabelelor
de decizie se utilizează metoda valorii probabile aşteptate
şi metoda regretului minim.
Metoda valorii probabile aşteptate
Valoarea probabilă aşteptată corespunzătoare fiecărei
alternative de acţiune se calculează prin însumarea, pe fiecare
linie, a produsului dintre rezultatul fiecărei variante şi
probabilitatea de apariţie a acestei variante:
VAi = ai1 ⋅ p1 + ai2 ⋅ p2 + … ain ⋅ pn. (7.2)
association of a variant with a specific state of nature.
Finally, the decision table (Table 7.2) synthesizes the
quantitative data of the decision-making situations.
Table 7.2. The general structure of a decision table
States of nature and probability of their occurrence /
Decision variant
S1 p1
S2 . . . p2 . . .
Sn pn
V1 a11 a12 . . a1n V2 . . .
a21 a22 . . . a2n
Vm am1 amj . . . amn
In order to solve problems by means of decision
tables, we use the probable expected value method and the
minimum regret method.
The Probable Expected Value Method
The probable expected value corresponding to each
alternative action is calculated on each line by summing the
product between the result of each variable and the
probability of occurrence of this variable:
VAi = ai1 ⋅ p1 + ai2 ⋅ p2 + … ain ⋅ pn. (7.2)
66
Varianta optimă de decizie va corespunde valorii
probabile aşteptate maxime.
În cazul în care consecinţele aij sunt costuri, metoda
valorii probabile aşteptate va însemna varianta de decizie
care are costul minim în raport cu decizia dorită.
Aplicaţia 7.1. O companie doreşte să investească o
sumă de bani în una din următoarele trei alternative:
• exploatarea unui câmp petrolifer;
• acţiuni ale unei corporaţii bancare;
• depozite bancare la termen.
Obiectivul companiei este acela de a obţine un
profit maxim din investirea banilor. Situaţia economică
incertă a impus efectuarea unor « cercetări » economice în
urma cărora s-au obţinut următoarele rezultate în ceea ce
priveşte investirea banilor vizavi de cele trei alternative:
• creştere economică cu o probabilitate de 40 %;
• stagnare economică cu o probabilitate de 35 %;
The optimal decision variant will correspond to the
maximum probable expected value.
If the consequences aij are costs, the probable
expected value method will signify the decision variant that
has the minimum cost in comparison with the decision that
may be preferred.
Application 7.1. A company wants to invest a sum of
money in one of the following three alternatives:
• exploitation of an oil field;
• shares of a banking corporation;
• term bank deposits.
The company's goal is to achieve a maximum profit
from investing money. Due to the uncertain economic
situation some economic "research" was necessary and the
results concerning the money investment in the case of the
three alternatives are as follows:
• economic growth with a probability of 40 %;
• economic stagnation with a probability of 35 %;
67
• inflaţie cu o probabilitate de 25 %.
Ţinându-se seama de situaţia economică
prognozată, managerul companiei estimează că rezultatele
obţinute în urma investirii banilor în oricare din cele trei
alternative vor fi:
• pentru creşterea economică:
- exploatarea unui câmp petrolifer – creştere 15 %;
- acţiuni ale unei corporaţii bancare – creştere 17 %;
- depozite bancare la termen – creştere 10 %;
• pentru stagnare economică:
- exploatarea unui câmp petrolifer – creştere 8 %;
- acţiuni ale unei corporaţii bancare – creştere 11 %;
- depozite bancare la termen – creştere 10 %;
• pentru inflaţie:
- exploatarea unui câmp petrolifer – creştere 7 %;
- acţiuni ale unei corporaţii bancare – pierdere 2 %;
- depozite bancare la termen – creştere 10 %;
Se cere să se stabilească varianta optimă de decizie.
• inflation with a probability of 25 %.
Taking into account the expected economic situation,
the manager of the company estimates that the results
obtained from investing money in any of the three
alternatives will be the following:
• for economic growth:
- exploitation of an oil field – 15 % increase;
- shares of a banking corporation – 17 % increase;
- term bank deposits – 10 % increase;
• for economic stagnation:
- exploitation of an oil field – 8 % increase;
- shares of a banking corporation – 11 % increase;
- term bank deposits – 10 % increase;
• for inflation:
- exploitation of an oil field – 7 % increase;
- shares of a banking corporation – 2 % decrease;
- term bank deposits – 10 % increase;
Find the optimal decision variant.
68
Soluţie.
Elementele tabelului de decizie sunt următoarele:
Variantele:
V1 – exploatarea unui câmp petrolifer;
V2 – acţiuni ale unei corporaţii bancare;
V3 – depozite bancare la termen.
Criteriile de apreciere a variantelor:
C1 – creştere economică;
C2 – stagnare economică;
C3 – inflaţie.
Pentru a determina varianta optimă de decizie se
sintetizează datele problemei în tabelul de decizie 7.3.
Tabelul 7.3. Matricea consecinţelor
C1 p1 = 0,40
C2 p1 = 0,35
C3 p1 = 0,25
V1 15 8 7 V2 17 11 -2 V3 10 10 10
Se calculează valoarea probabilă aşteptată
corespunzătoare fiecărei alternative de acţiune (se
Solution.
The elements of the decision table are:
Variants:
V1 – exploitation of an oil field;
V2 – shares of a banking corporation;
V3 – term bank deposits;
The criteria for assessing the alternatives:
C1 – economic growth;
C2 – economic stagnation;
C3 – inflation.
To determine the optimal decision variant we
synthesize the data of the problem in decision table 7.3.
Table 7.3. Matrix of consequences
C1 p1 = 0,40
C2 p1 = 0,35
C3 p1 = 0,25
V1 15 8 7 V2 17 11 -2 V3 10 10 10
We calculate the probable expected value
corresponding to each alternative action (by summing on
69
însumează pe fiecare linie produsul dintre rezultatul
fiecărei variante şi probabilitatea de apariţie a acestei
variante):
VAi = ai1 ⋅ p1 + ai2 ⋅ p2 + … ain ⋅ pn.
Concret, se obţin următoarele rezultate:
VA1 = 15⋅0,40 + 8⋅0,35 + 7⋅0,25 = 10,55,
VA2 = 17⋅0,40 + 11⋅0,35 + (-2)⋅0,25 = 10,15,
VA3 = 10⋅0,40 + 10⋅0,35 + 10⋅0,25 = 10.
Aşadar, VA1 > VA2 > VA3, prin urmare valoarea
probabilă aşteptată maximă corespunde variantei V1:
exploatarea unui câmp petrolifer.
Metoda regretului minim
Metoda regretului minim are la bază principiul
conform căruia este considerată optimă alternativa pentru
care regretul (pierderea) are valoarea minimă.
each line the product between the result of each variant and
the probability of occurrence of this variant):
VAi = ai1 ⋅ p1 + ai2 ⋅ p2 + … ain ⋅ pn.
The following results are obtained:
VA1 = 15⋅0,40 + 8⋅0,35 + 7⋅0,25 = 10,55,
VA2 = 17⋅0,40 + 11⋅0,35 + (-2)⋅0,25 = 10,15,
VA3 = 10⋅0,40 + 10⋅0,35 + 10⋅0,25 = 10.
Therefore VA1 > VA2 > VA3, so the probable
expected value corresponds to the variant V1: exploitation
of an oil field.
The Minimal Regret Method
The minimal regret method is based on the principle
that the best alternative is the one in which regret (loss) has
the minimum value.
70
Există trei etape esenţiale care stau la baza selectării
alternativei decizionale.
1) Stabilirea regretelor ca diferenţă între valoarea
maximă (în cazul problemelor de maximizare a
rezultatelor) şi valoarea fiecărei consecinţe (pe coloană,
pentru fiecare stare în parte) conform relaţiei:
rij(Vi, Sj) = max(a1j, amj) - aij. (7.3)
În cazul problemelor de minimizare a costurilor,
regretul va fi calculat ca diferenţă între valoarea minimă şi
valoarea fiecărei consecinţe din coloană:
rij(Vi, Sj) = min(a1j, amj) - aij. (7.4)
2) Stabilirea, pentru fiecare linie, a regretului
(pierderii) cu ajutorul relaţiei
Rj = ri1 ⋅ p1 + ri2 ⋅ p2 + … + rin ⋅ pn. (7.5)
3) Alternativa decizională optimă corespunde
There are three basic stages that provide the basis for
selecting a decisional alternative.
1) Establishing regrets as the difference between the
maximum value (in the case of result maximization
problems) and the value of each consequence (in the
column, for each state) according to the relation:
rij(Vi, Sj) = max(a1j, amj) - aij. (7.3)
In the case of cost minimization problems, regret will
be calculated as the difference between the minimum value
and the value of each consequence in the column:
rij(Vi, Sj) = min(a1j, amj) - aij. (7.4)
2) Establishing regret (loss) for each line of the
column using the relation
Rj = ri1 ⋅ p1 + ri2 ⋅ p2 + … + rin ⋅ pn. (7.5)
3) The optimal decision alternative corresponds to the
71
coloanei cu cel mai mic regret.
Aplicaţia 7.2. Să se calculeze varianta optimă de
decizie cu ajutorul metodei regretului minim pentru
condiţiile din problema 7.1.
Soluţie.
Se calculează regretele pentru fiecare coloană.
În cazul creşterii economice, varianta cu rezultatul
cel mai bun este V2 (a12 = 17). Regretele pentru cele trei
variante în cazul creşterii economice sunt:
r11 = 17 – 15 = 2,
r21 = 17 – 17 = 0,
r31 = 17 – 10 = 7.
Pentru situaţia stagnării economice, calculul
regretelor se face pornindu-se de la rezultatul variantei V2
(a22 = 11), cel mai bun pentru această stare a naturii:
r12 = 11 – 8 = 3,
column of the lowest regret.
Application 7.2. Determine the optimal decision
variant by means of the minimal regret method for the
conditions of problem 7.1.
Solution.
We calculate the regrets for each column.
For economic growth, the variant with the best result
is V2 (a12 = 17). The regrets for the three variants in the case
of economic growth are:
r11 = 17 – 15 = 2,
r21 = 17 – 17 = 0,
r31 = 17 – 10 = 7.
In the case of economic stagnation, the regrets are
calculated starting from the result of variant V2 (a22 = 11),
the best result for this state of nature:
r12 = 11 – 8 = 3,
72
r22 = 11 – 11 = 0,
r32 = 11 – 10 = 1.
Pentru starea naturii de inflaţie, cel mai bun rezultat
se obţine pentru varianta V3 (a22 = 10). Regretele, în acest
caz sunt următoarele:
r13 = 10 – 7 = 3,
r23 = 10 – (-2) = 12,
r33 = 10 – 10 = 0.
Matricea consecinţelor pentru regretul minim este
redată în tabelul 7.4. Tabelul 7.4. Matricea regretului minim
Stările naturii/
Variante de decizie
S1 p1 = 0,40
S2 p1 = 0,35
S3 p1 = 0,25
V1 2 3 3 V2 0 0 12 V3 7 1 0
r22 = 11 – 11 = 0,
r32 = 11 – 10 = 1.
For the state of the nature of inflation, the best result
is obtained for the variant V3 (a22 = 10). The regrets in this
case are:
r13 = 10 – 7 = 3,
r23 = 10 – (-2) = 12,
r33 = 10 – 10 = 0.
The consequence matrix for the minimum regret is
shown in table 7.4. Table 7.4. Minimum regret matrix
States of nature/
Decision variants
S1 p1 = 0,40
S2 p1 = 0,35
S3 p1 = 0,25
V1 2 3 3 V2 0 0 12 V3 7 1 0
73
Se stabileşte acum valoarea regretului pentru fiecare
variantă de acţiune (pe linie):
R1 = 2 ⋅ 0,40 + 3 ⋅ 0,35 + 3 ⋅ 0,25 = 2,60,
R2 = 0 ⋅ 0,40 + 0 ⋅ 0,35 + 12 ⋅ 0,25 = 3,
R3 = 7 ⋅ 0,40 + 1 ⋅ 0,35 + 0 ⋅ 0,25 = 3,15.
Rezultă, aşadar, relaţia
R1 < R2 < R3.
Cu alte cuvinte, varianta optimă (regretul minim)
este V1, adică exploatarea unui câmp petrolifer.
Observaţie. Cele două metode, valoarea probabilă
aşteptată şi regretul minim conduc la acelaşi rezultat, cu
alte cuvinte sunt compatibile.
The regret value is now determined for each variant
of action (on the line):
R1 = 2 ⋅ 0,40 + 3 ⋅ 0,35 + 3 ⋅ 0,25 = 2,60,
R2 = 0 ⋅ 0,40 + 0 ⋅ 0,35 + 12 ⋅ 0,25 = 3,
R3 = 7 ⋅ 0,40 + 1 ⋅ 0,35 + 0 ⋅ 0,25 = 3,15.
Therefore it follows the relationship
R1 < R2 < R3.
In other words, the optimal variant (the minimum
regret) is V1, or the exploitation of an oil field.
Note. The two methods, namely the probable
expected value and the minimum regret lead to the same
result, in other words, they are compatible.
74
Probleme propuse
1. Trei companii de foraj vor acorda în condiţii
diferite de lucru – bune, medii şi nefavorabile –
următoarele dividende, în procente, la aceeaşi valoare a
profitului:
• condiţii bune de lucru:
Compania 1 20 %;
Compania 2 18 %;
Compania 3 16,5 %;
• condiţii medii de lucru:
Compania 1 10 %;
Compania 2 13 %;
Compania 3 11,5 %;
• condiţii nefavorabile de lucru:
Compania 1 8 %;
Compania 2 7 %;
Compania 3 9,5 %.
Problems Proposed
1. Under different working conditions (good, average
and unfavourable), three drilling companies will provide
the following dividends, expressed as percentages and
having the same profit value:
• good working conditions:
Company 1 20 %;
Company 2 18 %;
Company 3 16,5 %;
• average working conditions:
Company 1 10 %;
Company 2 13 %;
Company 3 11,5 %;
• unfavourable working conditions:
Company 1 8 %;
Company 2 7 %;
Company 3 9,5 %.
75
Pentru ce variantă trebuie să se opteze, cunoscându-
se că există probabilităţi de 0,1 pentru condiţii bune de
aprovizionare, 0,3 pentru condiţii medii şi 0,6 pentru
condiţii nefavorabile?
2. Utilizându-se metoda valorii probabile aşteptate
şi cea a regretului minim, decideţi care este varianta
optimă din cele patru prezentate în tabelul 7.5.
Tabelul 7.5. Datele problemei 2
Stările
naturii/Variante de decizie
S1 p1 = 0,22
S2 p1 = 0,32
S3 p1 = 0,50
V1 10 12 -3 V2 15 15 3 V3 12 16 5 V4 13 18 3
77..22.. MMăăssuurraarreeaa rriissccuulluuii
În cazul în care decizia nu poate fi luată numai cu
ajutorul metodei valorii aşteptate ori a regretului minim, se
apelează, de obicei, la analiza de risc.
Precum se ştie, scopul oricărei investiţii este acela
What variant should be chosen, knowing that there
are probabilities of 0.1 for good supply conditions, 0.3 for
average conditions and 0.6 for unfavourable conditions?
2. Using the probable expected value method and the
probable minimum regret method, decide which of the four
variants shown in table 7.5 is the best.
Table 7.5. The data of problem 2
States of
nature/Decision variants
S1 p1 = 0,22
S2 p1 = 0,32
S3 p1 = 0,50
V1 10 12 -3 V2 15 15 3 V3 12 16 5 V4 13 18 3
77..22.. RRiisskk MMeeaassuurreemmeenntt
If the decision cannot be taken only by means of the
expected value method or of the minimum regret method,
we usually resort to the risk analysis.
As is known, the purpose of any investment is to
76
de a obţine profit, de a fi rentabilă. Pentru un proiect de
investiţii, rentabilitatea R se obţine din fluxurile monetare
într-un timp viitor şi din creşterea valorii pe piaţă a
proiectului: ( ) 100
1
1 ⋅−+=−
−
t
tt
pppDR , [%] (7.6)
unde: D reprezintă valoarea dividendelor;
pt – preţul pe piaţă a acţiunilor la momentul t;
pt-1 - preţul pe piaţă a acţiunilor la momentul t – 1.
În general, o distribuţie probabilistică se
caracterizează prin două mărimi:
- valoarea medie aşteptată, care exprimă gradul de
grupare a valorilor posibile;
- dispersia σ2, care exprimă gradul de împrăştiere
a valorilor faţă de valoarea medie.
În cadrul tabelelor de decizie prezentate anterior,
elementele de tip aij reprezintă, în astfel de situaţii, valori
monetare pentru diferite variante de decizie Vi şi diverse
stări ale naturii Si. Şi, aşa cum am mai amintit, suma
make a profit, to be profitable. For an investment project,
profitability R is obtained from the future cash flows and
from the increase in the market value of the project:
( ) 100
1
1 ⋅−+=−
−
t
tt
pppDR , [%] (7.6)
where: D represents the value of the dividends;
pt – market price of shares at time t;
pt-1 – market price of shares at time t - 1.
In general, a probabilistic distribution is characterized
by two values:
- the average expected value, which expresses the
degree of grouping of the possible values;
- the dispersion σ2, which expresses the degree of
dispersion of the values around their average value.
In the above-mentioned decision tables, the elements
of type aij represent, in such circumstances, monetary
values for different decision variants Vi and different states
of nature Si. And as we have mentioned before, the sum of
77
probabilităţilor stărilor naturii este 1.
Pentru măsurarea riscului se estimează:
• valoarea monetară aşteptată pentru alternativa i:
( )∑=
⋅=k
jjiji paVM
1; (7.7)
• măsura riscului absolut:
( )∑=
⋅−=k
jjiiji pVMa
1
2σ , (7.8)
unde σ este abaterea medie pătratică şi reprezintă, în
acelaşi timp, o măsură a riscului absolut.
Cu cât valorile monetare aşteptate sunt mai dispersate în
jurul valorii medii, cu atât proiectul este mai riscant (fig. 7.1).
the probabilities of all states of nature is 1.
For risk measurement the following are calculated:
• the expected monetary value for the alternative i:
( )∑=
⋅=k
jjiji paVM
1; (7.7)
• the measurement of absolute risk:
( )∑=
⋅−=k
jjiiji pVMa
1
2σ , (7.8)
where σ is the average square deviation and, at the
same time, it represents a measure of absolute risk.
The more dispersed around the average value the
expected monetary values are, the riskier the project is (Fig. 7.1).
78
Fig. 7.1. Dispersia valorilor în jurul valorii medii:
proiectul 1 este mai riscant decât proiectul 2
În cazul în care se investeşte în două sau mai multe
proiecte, atunci se constituie aşa numitul portofoliu de
investiţie. Analiza de risc presupune, în această situaţie,
măsurarea riscului atât pentru fiecare proiect în parte, cât
şi pentru portofoliul de investiţie în ansamblul său.
Aplicaţia 7.3. Se consideră o investiţie în proiectele
de foraj A şi B, care comportă o distribuţie probabilistică a
rentabilităţii conformă cu tabelul 7.6.
Se cere să se aprecieze care dintre cele două
proiecte este mai riscant.
Fig. 7.1. Dispersion of values around the average value:
project 1 is riskier than project 2
If investments are made in two or more projects, then
the so-called investment portfolio is created. In this case, the
risk analysis involves the measurement of the risk for each
project as well as for the investment portfolio as a whole.
Application 7.3. Let us consider an investment in
drilling projects A and B, which involves a probability
distribution of profitability according to table 7.6.
You are required to determine which of the two
projects is riskier.
79
Tabelul 7.6. Datele aferente aplicaţiei 7.3
Proiect A Proiect B
pA RA (aij), %
pB RB (aij), %
0,04 11 0,06 3 0,25 16 0,26 11 0,50 20 0,40 20 0,20 25 0,25 28 0,06 32 0,06 40
Soluţie.
Se calculează, mai întâi, valoarea monetară aşteptată
pentru cele două alternative (în fapt rentabilitatea medie):
=AR ( )∑=
⋅=k
jjiji paVM
1,
=AR 11⋅0,04 + 16⋅0,25 + 20⋅0,50 + 25⋅0,20 + 32⋅0,06 = 21,36,
=BR 3⋅0,06 + 11⋅0,26 + 20⋅0,40 + 28⋅0,25 + 40⋅0,06 = 20,44.
Pe de altă parte, măsura riscului absolut
Table 7.6. Data for application 7.3
Project A Project B
pA RA (aij), %
pB RB (aij), %
0,04 11 0,06 3 0,25 16 0,26 11 0,50 20 0,40 20 0,20 25 0,25 28 0,06 32 0,06 40
Solution.
First, the expected monetary value for the two
alternatives (in fact, the average profitability) is calculated:
=AR ( )∑=
⋅=k
jjiji paVM
1,
=AR 11⋅0,04 + 16⋅0,25 + 20⋅0,50 + 25⋅0,20 + 32⋅0,06 = 21,36,
=BR 3⋅0,06 + 11⋅0,26 + 20⋅0,40 + 28⋅0,25 + 40⋅0,06 = 20,44.
On the other hand, the absolute risk measurement
80
( )∑=
⋅−=k
jjiiji pVMa
1
2σ ,
respectiv
+⋅−+⋅−+⋅−= 25,0)36,2120(25,0)36,2116(04,0)36,2111( 222Aσ
06,0)36,2132(04,0)36,2125( 22 ⋅−+⋅−+ = 4,39,
+⋅−+⋅−+⋅−= 40,0)44,2020(26,0)44,2011(06,0)44,203( 222Bσ
06,0)44,2040(25,0)44,2028( 22 ⋅−+⋅−+ = 8,87
Cum, pe de o parte, rentabilitatea medie în cazul
proiectului A este mai mare decât cea aferentă proiectului
B, iar pe de altă parte σB > σA, evident că proiectul B este
mai riscant decât proiectul A.
Problemă propusă
Se consideră două proiecte de investiţii A şi B.
Cercetările economice au condus la următoarele
estimări (tabelul 7.7). Se cere să se aprecieze care dintre
proiecte este mai rentabil.
( )∑=
⋅−=k
jjiiji pVMa
1
2σ ,
that is
+⋅−+⋅−+⋅−= 25,0)36,2120(25,0)36,2116(04,0)36,2111( 222Aσ
06,0)36,2132(04,0)36,2125( 22 ⋅−+⋅−+ = 4,39,
+⋅−+⋅−+⋅−= 40,0)44,2020(26,0)44,2011(06,0)44,203( 222Bσ
06,0)44,2040(25,0)44,2028( 22 ⋅−+⋅−+ = 8,87
As, on the one hand, the average profitability of
project A is higher than the one of project B, and, on the
other hand σB > σA, it follows that project B is obviously
riskier than project A.
Proposed Problem
Let us consider two investment projects A and B.
Economic research led to the following estimates
(Table 7.7). Which of the two projects is more profitable?
81
Tabelul 7.7. Datele problemei propuse
Proiect A Proiect B pA ProfitA,
% pB ProfitB,
% 0,10 11 0,05 3 0,55 17 0,20 11 0,50 20 0,40 20 0,15 25 0,25 28 0,09 32 0,06 37
77..33.. MMeettooddee şş ii tteehhnniiccii ddee pprrooggnnoozzăă
La modul general, metodele de prognoză se bazează
pe analiza şi interpretarea statistico-matematică a modului
cum au evoluat fenomenele în trecut.
Dintre acestea, cea mai utilizată este metoda
extrapolării care constă, în esenţă, în prelungirea în viitor
a evoluţiei constante din trecut.
Un alt grup de metode îl reprezintă aşa-zisele
metode normative. Dintre acestea, un loc important îl
ocupă metoda arborilor de pertinenţă (relevance tree).
Metoda urmăreşte evitarea omisiunilor, construind riguros
toate elementele care condiţionează evoluţia unui
fenomen. Pornindu-se de la obiectivul stabilit, se prezintă
Table 7.7. The data of the proposed problem
Project A Project B pA ProfitA,
% pB ProfitB,
% 0,10 11 0,05 3 0,55 17 0,20 11 0,50 20 0,40 20 0,15 25 0,25 28 0,09 32 0,06 37
77..33.. FFoorreeccaasstt MMeetthhooddss aanndd TTeecchhnniiqquueess
In general, forecast methods are based on statistical
and mathematical analysis and interpretation of the way in
which the phenomena evolved in the past.
Of these, the extrapolation method is most
commonly used and consists essentially in the future
extension of the past constant evolution.
Another group of methods is represented by the so-
called normative methods. Out of these, the one that holds
an important place is the relevance tree method (relevance
tree). The method aims to avoid omissions by rigorously
building all the elements which determine the evolution of a
phenomenon. Starting from the established target, a tree
82
pe un arbore toate activităţile, ierarhizându-se obiectivele
care trebuie atinse succesiv, la anumite intervale de timp.
În figura 7.2 este prezentat un caz general, şi anume acela
al prevederii căilor de creştere a productivităţii muncii în
următorii ani.
Un alt exemplu vizează construcţia arborelui de
pertinenţă pentru prognoza dezvoltării industriei extractive
de petrol. În acest caz, arborele are cinci nivele, având
următoarele semnificaţii: (1) - obiectivul principal; (2) –
obiectivele mari; (3) – obiectivele secundare; (4) –
mijloacele de realizare; (5) – cercetările şi dezvoltările
necesare desfăşurării programului conform figurii 7.3.
presents all activities prioritizing the objectives to be
achieved sequentially at certain intervals. Figure 7.2
presents a general case, namely the forecasting of the ways
to increase labour productivity in the coming years.
Another example concerns the construction of the
relevance tree to forecast the oil extractive industry
development. In this case, the tree has five levels, with the
following meanings: (1) - the main objective, (2) - major
objectives, (3) - secondary objectives, (4) - the means of
implementation, (5) - research and development necessary
to realize the programme according to figure 7.3.
83
Fig. 7.2. Arbore de pertinenţă pentru prevederea căilor de creştere a productivităţii muncii
Se poate constata că, pe lângă zăcămintele în
exploatare, în calculul de prognoză al producţiei, dat fiind
orizontul mare de timp la care se referă o astfel de
prognoză, se impune luarea în considerare a zăcămintelor
noi ce vor fi puse în exploatare.
Fig. 7.2. Relevance tree for forecasting the ways to increase productivity
We may notice that, besides the deposits in
exploitation, the production forecast calculation must also
take into account the new deposits that will be exploited
because of the large time spam to which such a forecast
refers.
84
Fig. 7.3. Arbore de pertinenţă pentru dezvoltarea industriei
extractive de petrol
O altă metodă de prognoză este aceea a anchetei
interactive Delphi, care foloseşte studiile previzionale pe
termen lung. Caracteristica principală a metodei o
constituie utilizarea feed-back-ului de opinie prin
consultarea inter-reciprocă a unor specialişti.
Tehnica de lucru constă în elaborarea unor
chestionare, care se trimit unor experţi ce sunt solicitaţi să
Fig. 7.3. Relevance tree for the oil extractive industry
development
Another forecast method is the Delphi interactive
investigation, which uses long-term forecasting studies.
The main feature of the method lies in the use of feed-back
on opinions through inter and mutual consultations of
experts.
The working technique consists in developing
questionnaires that are sent to experts who are asked to
85
răspundă într-un anumit interval de timp. După primirea
tuturor răspunsurilor, consultarea se repetă, trimiţându-se,
de data aceasta, fiecărui participant, răspunsurile
nominalízate ale tuturor participanţilor. După o a doua
consultare (sau, dacă este cazul, după mai multe), se va
obţine o stabilizare a rezultatelor. Se apreciază că nu
răspunsurile majoritare aduc noul dorit, ci tocmai cele
singulare.
În industria extractivă de petrol şi gaze, dată fiind
complexitatea procesului de exploatare a hidrocarburilor, lista
specialiştilor consultaţi trebuie să reprezinte un colectiv
multidisciplinar, alcătuit din geologi, ingineri de zăcământ,
chimişti, matematicieni, fizicieni, economişti etc. (v. şi fig. 5.1)
Tot în acest context trebuie amintită şi metoda
morfologică. Aceasta pleacă de la ideea că orice obiect
poate fi considerat ca un ansamblu compus dintr-un număr
oarecare de părţi finite şi îşi propune să găsească, prin
analiza combinatorie, acea structură a obiectului care să
corespundă unor criterii specifice de optimizare.
respond in a certain period of time. After receiving all
responses, the consultation is repeated, this time sending the
nominated responses of all participants to each and every
one of them. After a second consultation (or, if necessary,
after several consultations), we will get a stabilization of the
results. It is estimated that the new solutions wanted are not
provided by the majority of the responses but, on the
contrary, by those that are unique.
Given the complexity of the hydrocarbon exploitation,
the list of consultative experts in the oil and gas extraction
industry must be a multidisciplinary team composed of
geologists, reservoir engineers, chemists, mathematicians,
physicists, economists, etc. (see also fig. 5.1)
In this context, we should also mention the
morphological method. This is based on the idea that any
object can be considered as an ensemble composed of any
number of finite parts. By combinatorial analysis, this
method aims to find that structure of the object
corresponding to certain specific optimization criteria.
86
77..44.. MMeettooddee mmooddeerrnnee ddee pprrooggrraammaarree aa pprroodduuccţţ iieeii
Metoda cea mai răspândită de programare a
producţiei, până la dezvoltarea planificării în reţea, a
constituit-o diagrama în benzi (diagrama Gantt).
Această diagramă o considerăm depăşită întrucât nu
permite distingerea dependenţei activităţilor componente
şi nu dă indicaţii asupra activităţii şi probabilităţii de
scurtare a duratei procesului.
Aceste dezavantaje sunt înlăturate prin utilizarea
diagramei în reţea, care se bazează pe teoria grafurilor
dezvoltată de D. König, care a efectuat ample cercetări
asupra reţelelor geometrice.
Pe baza acestei teorii, M. R. Walker şi J. E. Kelly s-
au ocupat de reprezentarea unui ciclu de lucru cu ajutorul
grafului-reţea şi au determinat drumul critic, adică
succesiunea operaţiilor care sunt decisive în determinarea
duratei totale. Ei au denumit tehnica de planificare Critical
Path Method (CPM) – metoda drumului critic – aplicată
pentru prima oară la planificarea construcţiei unei fabrici
77..44.. MMooddeerrnn MMeetthhooddss ooff PPrroodduuccttiioonn SScchheedduulliinngg
Up to the development of network planning, the most
common method of production scheduling was the strip
diagram (Gantt diagram).
We consider this diagram to be obsolete as it does not
allow us to distinguish the dependence of the component
activities and does not give any indications about the
activity and probability of shortening the process.
These disadvantages can be eliminated by using the
network diagram, which is based on the graph theory
developed by D. König, who conducted extensive research
on geometric networks.
Starting from this theory, M.R. Walker and J.E. Kelly
dealt with the representation of a working cycle by means
of the network graph and determined the critical path,
that is the sequence of operations which are decisive for
determining the total duration. They called this planning
technique the Critical Path Method (CPM) and it was first
applied to planning the construction of a factory for
87
pentru produse chimice.
În paralel cu dezvoltarea metodei drumului critic,
W. Fazar a alcătuit un sistem de planificare similar,
denumit metoda PERT (Program Evaluation and Review
Technique).
Metoda PERT se deosebeşte de metoda drumului
critic în sensul că, pentru durata fiecărei activităţi se
presupune o repartiţie de probabilitate (de la durata
pesimistă la cea optimistă), în timp ce metoda drumului
critic presupune o durată constantă a activităţilor din
cadrul procesului respectiv.
Elementul comun constă în întocmirea unui plan
detaliat de desfăşurare a procesului sau proiectului, în care
se reprezintă activităţile respective cu legăturile reciproce
într-un grafic reţea, calculându-se durata activităţilor
respective, adică termenele procesului (proiectului).
Potrivit logicii succesiunii şi condiţionării
operaţiilor, metoda PERT cuprinde (fig. 7.4):
• evenimente (i, j);
chemical products.
In parallel with the development of the critical path
method, W. Fazar created a similar planning system, called
the PERT method (Program Evaluation and Review
Technique).
The PERT method differs from the critical path
approach in the sense that the former assumes a distribution
of probability (from the pessimistic duration to the
optimistic one) for the duration of each activity, while the
latter assumes a constant duration of the activities within
the respective process.
The common element lies in the preparation of a
detailed plan for the development of the process or project;
this plan will include the respective activities with their
mutual links in a network graph, calculating the duration of
these activities, namely the terms of the process or project.
According to the logic of the sequence and
conditioning of operations, PERT method includes
(fig. 7.4):
• events (i, j);
88
• durata T (task time):
64 bmaT ++= , (7.9)
unde:
a este aprecierea optimistă a duratei;
b – aprecierea pesimistă;
m – aprecierea cea mai probabilă.
• momentul minim de terminare (timpul cel
mai devreme –minimum finishing time)
mf = ms + T, (7.10)
respectiv, pentru mai multe intrări,
mf = max (msi + Ti), (7.11)
unde ms este momentul minim de start;
• momentul maxim de start (timpul cel mai
târziu de începere a activităţii - maximum time for start)
Ms = Mf – T, (7.12)
• duration T (task time):
64 bmaT ++= , (7.9)
where:
a is the optimistic assessment of the duration;
b – pessimistic assessment;
m – the most likely assessment.
• the minimum finishing time (the earliest time)
mf = ms + T, (7.10)
respectively, for several entries,
mf = max (msi + Ti), (7.11)
where ms is the minimum starting time;
• the maximum starting time (the latest starting
time of an activity)
Ms = Mf – T, (7.12)
89
respectiv, pentru mai multe intrări,
Ms = min (Mfi – Ti), (7.13)
unde Mf este momentul maxim de terminare.
Fig. 7.4. Graful proiectului (metoda PERT)
Spre o mai bună înţelegere a metodei, vom aplica mai
întâi metoda într-o situaţie mult mai palpabilă: optimizarea
zborurilor dintre mai multe oraşe mari ale lumii [7].
Aplicaţia 7.4. Se cere să se determine drumul critic
(PERT) pentru optimizarea zborurilor dintre Seattle (1) şi
Pekin (8) (cargo poştal). Se vor efectua escale la: Dublin
(2), Sao Paolo (3), Miami (4), Sankt Petersburg (5),
respectively, for several entries,
Ms = min (Mfi – Ti), (7.13)
where Mf is the maximum finishing time.
Fig. 7.4. The graph of the project (the PERT method)
For a better understanding of the method, we will first
apply the method to a much more tangible situation: the
optimization of flights between several cities of the world [7].
Application 7.4. You are required to determine the
critical path (PERT) for the optimization of the flights
between Seattle (1) and Pekin (8) (postal cargo). There will
be stopovers in Dublin (2), Sao Paolo (3), Miami (4), Sankt
90
Bucureşti-Otopeni (6) şi Ierusalim (7).
Soluţie. În figura 7.5 este prezentată schema
generală a drumului critic aferentă celor 8 noduri
(evenimente).
Determinăm, mai întâi, momentele minime de
terminare mf, având în vedere nodurile complexe.
Momentul minim de terminare până la nodul
complex 4 (două intrări):
1 – 2: 0 + 6 h = 6 h;
1 – 3: 0 + 5 h = 5 h;
2 – 4: 6 h + 6 h = 12 h;
3 – 4: 5 h + 4 h = 9 h.
Nodul 4 fiind cu două intrări, mf = max (2–4; 3-4) =
12 h.
Petersburg (5), Bucharest-Otopeni (6) and Jerusalem (7).
Solution. Figure 7.5 presents the general chart of the
critical path related to the 8 nodes (events).
We first determine the minimum finishing times mf,
considering the complex nodes.
The minimum finishing time up to the complex node
4 (two entries):
1 – 2: 0 + 6 h = 6 h;
1 – 3: 0 + 5 h = 5 h;
2 – 4: 6 h + 6 h = 12 h;
3 – 4: 5 h + 4 h = 9 h.
Node 4 being with two entries, mf = max (2–4; 3-4) =
12 h.
91
Fig. 7.5. Schema generală a drumului critic (aplicaţia 7.4)
Momentul minim de terminare până la nodul
complex 6 (trei intrări):
2 – 5: 6 h + 5 h = 11 h;
2 – 6: 6 h + 3 h = 9 h;
4 – 6: 12 h + 5 h = 17 h;
5 – 6: 11 h + 4 h = 15 h.
În aceste condiţii, momentul minim de terminare
mf = max (2–6; 4-6; 5-6) = 17 h.
Momentul minim de terminare până la nodul
complex 8 (două intrări):
4 – 7: 12 h + 12 h = 24 h;
6 – 8: 17 h + 11 h = 25 h;
Fig. 7.5. The general chart of the critical path (application 7.4)
Minimum finishing time up to the complex node 6
(three entries):
2 – 5: 6 h + 5 h = 11 h;
2 – 6: 6 h + 3 h = 9 h;
4 – 6: 12 h + 5 h = 17 h;
5 – 6: 11 h + 4 h = 15 h.
Under these conditions, the minimum finishing time
mf = max (2–6; 4-6; 5-6) = 17 h.
The minimum finishing time up to complex node 8
(two entries):
4 – 7: 12 h + 12 h = 24 h;
6 – 8: 17 h + 11 h = 25 h;
92
7 – 8: 24 h + 9 h = 33 h.
Aşadar, mf = max (6–8; 7-8) = 33 h.
Cum nodul 8 este terminal (finish), se va lua şi
pentru momentul maxim de terminare aceeaşi valoare: 33h
(fig 7.6).
Fig. 7.6. Stabilirea momentelor minime de terminare
(aplicaţia 7.4)
Acum, termenii maximi de terminare se determină
în ordine inversă, de la stânga la dreapta, cu ajutorul
relaţiilor (7.12) sau (7.13):
8 – 7: 33 h - 9 h = 24 h;
8 – 6: 33 h - 11 h = 22 h;
6 – 5: 22 h - 4 h = 18 h.
7 – 8: 24 h + 9 h = 33 h.
Hence, mf = max (6–8; 7-8) = 33 h.
As node 8 is terminal, the maximum finishing time
will have the same value: 33h (Fig. 7.6).
Fig. 7.6. Establishing the minimum finishing moments
(application 7.4)
Now, the maximum finishing terms are determined in
reverse order, from left to right, using relations (7.12) or
(7.13)
8 – 7: 33 h - 9 h = 24 h;
8 – 6: 33 h - 11 h = 22 h;
6 – 5: 22 h - 4 h = 18 h.
93
Nodul 4 este complex:
7 – 4: 24 h - 12 h = 12 h; 6 – 4: 22 h - 5 h = 17 h.
Prin urmare, Ms = min (7-4; 6-4) = 12 h.
Pentru nodul simplu 3 rezultă Ms = 12 – 4 = 8 h.
Momentul maxim de terminare pentru nodul
complex 2 rezultă din:
4 – 2: 12 h - 5 h = 6 h; 6 – 2: 22 h - 3 h = 19 h; 5 – 2: 18 h - 5 h = 13 h,
respectiv Ms = min (4-2; 6-2; 5-2) = 6 h.
Drumul critic (PERT) pentru care R = M - m = 0
(fig. 7.7) va fi: 1 → 2 →4 → 7→ 8.
Fig. 7.7. Schema finală a drumului critic (aplicaţia 7.4)
Node 4 is complex:
7 – 4: 24 h - 12 h = 12 h; 6 – 4: 22 h - 5 h = 17 h. Therefore, Ms = min (7-4; 6-4) = 12 h.
It follows that for the simple node 3, Ms = 12 – 4 = 8 h.
The maximum finishing time for the complex node 2
results from:
4 – 2: 12 h - 5 h = 6 h; 6 – 2: 22 h - 3 h = 19 h; 5 – 2: 18 h - 5 h = 13 h, that is Ms = min (4-2; 6-2; 5-2) = 6 h.
The critical path (PERT) for which R = M - m = 0
(Fig. 7.7) will be: 1 → 2 →4 → 7→ 8.
Fig. 7.7. The final diagram of the critical path (application 7.4)
94
Aplicaţia 7.5. Se consideră un proiect care vizează
alimentarea cu apă a unei schele de foraj printr-o conductă
subterană. În vederea optimizării desfăşurării activităţilor
ce compun acest proiect s-au efectuat măsurători ale
timpilor necesari execuţiei fiecărei activităţi în parte
(tabelul 7.8). Se cere să se stabilească drumul critic
aferent.
Rezolvare. Printr-o descompunere sumară se obţin
următoarele activităţi simple:
A – demararea proiectului (momentul 0); B – întocmirea proiectului tehnic; C – formalităţi pentru ocuparea terenului; D – amenajarea şantierului; E – aprovizionare cu material tubular; F – săparea şanţului; G – aşezarea în şiruri a ţevilor şi efectuarea sudurii; H – lansarea materialului tubular în şanţ; I – efectuarea probelor de presiune; J – astuparea şanţului; K – încheierea proiectului.
Practic, în tabelul 7.8 au fost parcurse trei etape din
cadrul programării activităţilor: descompunerea proiectului
în activităţi simple, dependenţa dintre activităţi şi
Application 7.5. Let us consider a project that aims
to supply water to a drilling field through an underground
pipe. In order to optimize the performance of the activities
that constitute this project, the time needed for each activity
is measured (table 7.8). You are required to determine the
relating critical path.
Solution. In a summary breakdown, the following
simple activities are obtained:
A – initiating the project (moment 0); B – drawing up the technical project; C – formalities for occupying the land; D – building the drilling site; E – supplying the drilling site with tubular material; F – trench digging; G –displaying the pipes in strings/lines and welding; H – placing the tubular material in the trenches; I – performing the pressure tests; J – stoppering the trenches; K – closing the project.
Basically, table 7.8 presents three stages of the
scheduled activities: breaking down the project in simple
activities, the dependences between the activities and
95
estimarea duratei activităţilor.
Pasul următor îl constituie realizarea grafului
aferent proiectului (fig. 7.8).
În condiţiile aplicaţiei noastre avem:
msA = 0; mfB = msA + 6 = 6; mfD = 6 + 2 = 8;
mfC = 7; mfE = max (10 ; 11) = 11 ş.a.m.d.
Tabelul 7.8. Datele problemei 7.5
Activitatea
Activitatea (activităţile) precedentă
(precedente)
Durata activităţii (săptămâni)
A - 0 B A 6 C B 1 D B 2 E B, D tDE = 3; tBE = 4 F C, E tCF = 8; tEF = 7 G F 5 H F 3 I H 0,5 J F, G tFJ = 1; tGJ = 1 K I, J tIK = 0,5; tJK = 0,5
Conform teoriei cercetărilor operaţionale, se poate
considera că în nodul K nu există nici un motiv de
întârziere şi se poate aprecia că mfK = MfK = 24,5.
estimating the duration of the activities.
The next step is to make the graph for the
implementation of the project (Fig. 7.8.)
Given our application we have:
msA = 0; mfB = msA + 6 = 6; mfD = 6 + 2 = 8;
mfC = 7; mfE = max (10 ; 11) = 11 a.s.o.
Table 7.8. The data of problem 7.5
Activity
Previous activity (activities)
Duration of the activity (weeks)
A - 0 B A 6 C B 1 D B 2 E B, D tDE = 3; tBE = 4 F C, E tCF = 8; tEF = 7 G F 5 H F 3 I H 0,5 J F, G tFJ = 1; tGJ = 1 K I, J tIK = 0,5; tJK = 0,5
According to the theory of operational research, we
can consider that in node K there is no reason for delay and
we can say that mfK = MfK = 24.5.
96
Apoi:
MfJ = 24,5 – 0,5 = 24; MfI = 24; … MfF =
min (18; 23,5; 24) = 18 ş.a.m.d.
Drumul critic este drumul cu lungimea cea mai
mare pe graf, sau acela pentru care rezerva de timp Rt = M
– m este zero.
Fig. 7.8. Schema generală a drumului critic (aplicaţia 7.5)
Cu alte cuvinte, RtA = RtB = RtE = RtF = RtJ = RtK =
0, adică drumul critic este A → B → E → F → J → K, iar
activităţile A, B, E, F, J şi K se numesc critice.
Then:
MfJ = 24,5 – 0,5 = 24; MfI = 24; … MfF =
min (18; 23,5; 24) = 18 and so on.
The critical path is the one with the biggest length on
the chart, or the one for whom the time reserve Rt = M – m
is zero.
Fig. 7.8. General chart of the critical path (application 7.5)
In other words, RtA = RtB = RtE = RtF = RtJ = RtK = 0,
that is the critical path is A → B → E → F → → K J and
activities A, B, E, F, J and K are called critical.
97
8.
FFUUNNDDAAMMEENNTTAARREEAA RRAAPPOORRTTUULLUUII
PPRROODDUUCCŢŢIIEE –– RREEZZEERRVVEE –– MMEETTRRII FFOORRAAŢŢII
((GGAAZZEE))
Măsura în care rezervele R asigură, la un moment
dat, dezvoltarea producţiei necesare Q este dată de
coeficientul anual de consum
RQIc = , (8.1)
Ic fiind exprimat în procente.
Inversul acestui raport dă gradul de asigurare a
producţiei cu rezerve:
RQA = , (8.2)
A fiind exprimat în ani.
8.
EESSTTAABBLLIISSHHIINNGG TTHHEE RREELLAATTIIOONNSSHHIIPP AAMMOONNGG
PPRROODDUUCCTTIIOONN,, RREESSEERRVVEESS AANNDD DDRRIILLLLEEDD
MMEETTEERRSS OOFF GGAASS The extent to which, at some point, the reserves R
provide the development of the necessary production Q is
expressed by the annual comsumption coefficient
RQIc = , (8.1)
Ic being expressed as a percentage.
The reverse of this ratio gives the assurance level of
production with reserves:
RQA = , (8.2)
A being expressed in years.
98
Ţinându-se seama de faptul că ritmul de creştere a
producţiei de gaze este cerut de ritmul de creştere al
necesarului de gaze naturale (combustibil, materie primă,
producerea electricităţii, GNV), corelat cu piaţa
internaţională, pentru determinarea unui indice anual de
consum optim se impun trei corelaţii:
a) • corelaţia între ritmul de creştere a producţiei de gaze naturale şi ritmul de creştere a necesarului de utilizare al acestora;
b) • corelaţia între ritmul de creştere a producţiei de gaze naturale şi ritmul de creştere a rezervelor;
c) • corelaţia între ritmul de creştere a rezervelor şi ritmul lucrărilor de foraj.
a. Corelaţia între ritmul de creştere a producţiei şi ritmul de creştere a necesarului de gaze naturale
Ritmul de creştere a necesarului de gaze naturale
este dictat de interesele economiei naţionale. În acest sens,
volumul necesar de gaze naturale trebuie analizat în
funcţie de folosirea acestora în cadrul sectoarelor
industriale, rezidenţiale şi comerciale, drept combustibil,
materie primă pentru industria chimică sau produse de
Taking into account the fact that the growth rate of
gas production is required by the increased need for natural
gas use (fuel, raw material, producing electricity, GNV)
correlated with the international market, three relations are
required in order to establish an annual index of optimal
consumption:
a) • the correlation between the growth rate of natural gas production and the increased rate of the need for natural gas use;
b) • the correlation between the growth rate of natural gas production and the growth rate of reserves;
c) • the correlation between the growth rate of reserves and the rhythm of drilling operations.
a. The correlation between the growth rate of production and the growth rate of natural gas need
The growth rate of natural gas needs is determined by
the interests of the national economy. In this respect, the
necessary volume of natural gas must be analysed taking
into account its use in industrial, residential and commercial
sectors, as fuel, raw material for the chemical industry or
export products, GNV, producing electricity, etc.
99
export, GNV, producerea electricităţii etc.
Cu alte cuvinte, corelaţia dintre producţia de gaze
naturale Q şi necesarul Qg se va face prin intermediul unui
randament de utilizare
QQg
g =η . (8.3)
Altfel spus, în condiţiile unui anumit ritm de
creştere a necesarului de gaze naturale stabilit la nivelul
economiei naţionale, pentru corelaţia între acest ritm şi
ritmul de creştere a producţiei de gaze naturale, se va
acţiona asupra gradului de valorificare a gazelor naturale,
în sensul creşterii acestuia.
b. Corelaţia între ritmul de creştere a producţiei şi ritmul de creştere a rezervelor
În vederea obţinerii unui anumit nivel al indicelui de
consum, ritmul de creştere a producţiei impune, la rândul
său, un anumit ritm de creştere a rezervelor.
Din acest punct de vedere, în ipoteza considerării
unui indice de consum optim Ico, există două situaţii:
In other words, the correlation between the natural
gas production Q and the need for natural gas Qg will be
done by means of an efficiency ratio
QQg
g =η . (8.3)
In other words, under the condition of a certain
growth rate of the demand for natural gas established at the
level of the national economy, the correlation between this
rate and the growth rate of gas production will be obtained
by acting on the degree of the natural gas exploitation.
b. The correlation between the growth rate of natural gas production and the growth of reserves
In order to obtain a certain level of the consumption
index, the growth rate of production also requires a certain
growth rate of reserves.
From this point of view, if we consider an optimal
consumption index Ico, there are two situations:
100
Icn = Ico = ct sau Icn ≠ Ico.
În cazul Icn = Ico = ct, adică indicele de consum
anual al rezervelor la sfârşitul perioadei Icn este egal cu
indicele de consum anual al rezervelor la începutul
perioadei – care este chiar indicele de consum optim Ico -,
atunci: n
nqQQ ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=
10010 , (8.4)
n
nbRR ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=
10010 , (8.5)
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=−=Δ 1
100100
n
nbRRRR , (8.6)
∑=
+Δ=Δn
iit QRR
1, (8.7)
relaţii în care:
Qo este producţia care se extrage la începutul
perioadei la care ne raportăm, tone/an;
Qn – producţia care se extrage le sfârşitul perioadei,
tone/an;
Icn = Ico = ct or Icn ≠ Ico.
If Icn = Ico = ct, that is the annual consumption index
of the reserves at the end of the period, Icn is equal to the
annual consumption index of the reserves at the beginning
of the period – which is precisely the optimal consumption
index Ico -, then: n
nqQQ ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=
10010 , (8.4)
n
nbRR ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=
10010 , (8.5)
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=−=Δ 1
100100
n
nbRRRR , (8.6)
∑=
+Δ=Δn
iit QRR
1, (8.7)
relations in which:
Qo is the production extracted at the beginning
of the period which we refer to, tons/year ;
Qn – the production extracted at the end of the period,
tons/year;
101
q, b – procentele de creştere ale producţiei, respectiv
rezervelor (în acest caz q = b);
R0 – rezerva recuperabilă la începutul perioadei,
tone;
Rn – rezerva recuperabilă la sfârşitul perioadei, tone;
ΔR – creşterea de rezervă, tone;
ΔRt – creşterea totală de rezervă, tone;
∑=
n
iiQ
1- creşterile totale de producţie, tone.
În cel de-al doilea caz, adică al scăderii indicelui
anual de consum al rezervelor la o valoare impusă, deci
Icn ≠ Ico relaţiile de calcul vor fi:
n
nqQQ ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=
10010 ,
cn
conn I
IRR =` , (8.8)
on RRR −=Δ `` , (8.9)
q, b – percentages of the production growth, and of
reserves respectively (in this case q = b) ;
R0 – recoverable reserve at the beginning of the
period, tons ;
Rn – recoverable reserve at the end of the period, tons;
ΔR – reserve growth, tons;
ΔRt – total reserve growth, tons;
∑=
n
iiQ
1
- total production growth, tons.
In the second case, namely the decrease in the annual
consumption index to an imposed value, therefore Icn ≠ Ico
the calculation relations will be:
n
nqQQ ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +=
10010 ,
cn
conn I
IRR =` , (8.8)
on RRR −=Δ `` , (8.9)
102
∑=
+Δ=Δn
iit QRR
1
`` , (8.10)
unde: `nR reprezintă rezerva la sfârşitul perioadei tone (în
acest caz, Rn se calculează tot cu ajutorul relaţiei 8.5); `RΔ - creşterea de rezervă pentru al doilea caz; `tRΔ - creşterea totală de rezervă pentru al doilea caz.
Diferenţa dintre creşterea totală de rezervă în al
doilea caz `tRΔ şi creşterea totală de rezervă în primul caz
ΔRt, constituie creşterea suplimentară ΔRs, care asigură
scăderea indicelui anual de consum al rezervelor la
valoarea impusă:
nntts RRRRR −=Δ−Δ=Δ `` . (8.11)
∑=
+Δ=Δn
iit QRR
1
`` , (8.10)
where: `nR represents the reserve at the end of the period in
tons (in this case, Rn is also calculated by using relation 8.5); `RΔ - reserve growth for the second case; `tRΔ - total reserve growth for the second case.
The difference between the total reserve growth for
the second case `tRΔ and the total reserve growth for the
first case ΔRt, represents the additional growth ΔRs, which
provides the decrease in the annual consumption index to
the required value;
nntts RRRRR −=Δ−Δ=Δ `` . (8.11)
103
c. Corelaţia între ritmul de creştere a rezervelor şi ritmul lucrărilor de foraj
Creşterea totală de rezervă constituie criteriul
determinării volumului de lucrări de foraj.
Indicatorul prin care se determină volumul de
lucrări de foraj necesar unei anumite creşteri de rezerve
este producţia medie pe sondă.
În aceste condiţii, relaţia de calcul pentru numărul
de locaţii n este
nQR
s
t =Δ , (8.12)
relaţie în care Qs reprezintă producţia medie pe
sondă, tone/sondă.
Pentru o adâncime medie a sondelor hm, volumul de
lucrări de foraj (metrii foraţi)
mhnm = . (8.13)
c. The correlation between the growth rate of reserves and the rhythm of drilling operations
The total reserve growth is the criterion used for
determining the volume of drilling.
The indicator by which we determine the volume of
drilling required for a certain reserve growth is the average
production per well.
Under these conditions, the calculation relation for
the number of locations n is
nQR
s
t =Δ , (8.12)
relation in which Qs represents the average
production per well, tons/ well.
For an average depth of wells hm, the volume of
drilling (drilled meters) is
mhnm = . (8.13)
104
Desigur că, între numărul de locaţii n şi metrii
foraţi m pe structurile S, există un coeficient de reuşită
cr, care depinde atât de factori obiectivi (prospecţiuni
geofizice, repartizarea gazelor naturale în timp şi
spaţiu, mărimea rezervei şi distribuţia ei în spaţiu etc.),
cât şi subiectivi (orientarea lucrărilor geofizice,
factorii de răspundere ai plasării locaţiilor, modul de
amplasare etc.).
Aşadar, fundamentarea ştiinţifică a volumului de
lucrări de foraj constă în efectuarea unei balanţe a
rezervelor. Sintetizat, fundamentarea planului în industria
extractivă de gaze se bazează pe raportul necesar
(producţia de gaze) / posibil (structuri) (fig. 8.1).
Of course, between the number of locations n and
the drilled meters m on the structures S, there is a
success coefficient cr, which depends on both objective
factors (geophysical explorations, natural gas
distribution in place and time, the size of the reserve and
its distribution in space, etc.) and subjective factors
(orientation of geophysical works, the factors
responsible for the placement of locations, the modality
of placement, etc.).
Therefore, the scientific substantiation of the volume
of drilling consists in making a balance of reserves. In a
synthesized way, the substantiation of the plan in the gas
extraction industry is based on the ratio necessary
(production of gas) / possible (structures) (Fig. 8.1.)
105
Fig. 8.1. Metoda balanţei pentru fundamentarea planului industriei extractive de gaze.
Avându-se în vedere că mărirea rezervelor pe
calea descoperirii de noi resurse reclamă un volum
mare de investiţii, corelaţia între producţie şi rezerve
trebuie justificată, în ultima analiză, din punct de
vedere economic. O valoare optimă din punct de
vedere economic a indicelui anual de consum al
rezervelor, corelat cu piaţa internaţională, impune
determinarea unui volum optim economic al producţiei
de gaze extrase şi efectuarea unui calcul de optimizare
Fig. 8.1. The balance method for establishing the gas extraction industry plan.
Taking into account the fact that increasing the
reserves by means of discovering new resources
requires a large number of investments, the correlation
between production and reserves must be justified,
ultimately, in economic terms. An optimal economic
value of the annual consumption index of reserves,
correlated with the international market, requires
determining an optimal economic volume of extracted
gas production and performing a calculation to optimize
106
a creşterii rezervelor, în sensul alegerii variantei
optime între posibilităţile de creştere a acestora.
the growth of reserves, in the sense of choosing the
optimal variant from their growth opportunities.
107
9.
EEFFIICCIIEENNŢŢAA IINNVVEESSTTIIŢŢIIIILLOORR ÎÎNN IINNDDUUSSTTRRIIAA
EEXXTTRRAACCTTIIVVĂĂ DDEE PPEETTRROOLL ŞŞII GGAAZZEE
99..11.. GGeenneerraalliittăăţţ ii
Se poate aprecia că întreaga activitate de foraj este o
activitate de investiţii, iar lucrările de foraj se desfăşoară în
condiţii de risc şi incertitudine.
Eficienţa investiţiilor presupune luarea în
considerare a unui mecanism economic care să reflecte
particularităţile sistemului la care se raportează şi să
răspundă cerinţelor unei metodologii economico-
financiare care să reflecte eficienţa sistemului.
În industria extractivă de petrol şi gaze se realizează
investiţii pentru: lucrări geologice (descoperirea de rezerve
confirmate), construcţii de sonde de explorare şi
exploatare, utilaje specifice procesului de extracţie etc.
9.
TTHHEE EEFFFFIICCIIEENNCCYY OOFF IINNVVEESSTTMMEENNTTSS IINN TTHHEE
PPEETTRROOLLEEUUMM AANNDD GGAASS EEXXTTRRAACCTTIIOONN
IINNDDUUSSTTRRYY
99..11.. GGeenneerraall PPrreesseennttaattiioonn
We can estimate that drilling always implies
investment, and that drilling operations are performed under
risky and uncertain conditions.
The efficiency of investments involves taking into
consideration an economic mechanism which reflects the
particularities of the system it is related to, and which
responds to the requirements of an economic and financial
methodology reflecting the efficiency of the system.
In the oil and gas extraction industry, investments are
made for: geological works (discovery of confirmed
reserves), construction of exploration and exploitation
wells, equipment specific to the extraction process, etc. Out
108
Dintre toate acestea, investiţiile aferente forajului (pentru
lucrări geologice şi construcţii de sonde) deţin, de departe,
ponderea cea mai mare: peste 60 % din volumul total de
investiţii alocate industriei extractive de petrol şi gaze.
În pofida impresionantelor progrese realizate în
tehnica şi tehnologia forajului, costul acestuia rămâne încă
ridicat ca urmare a condiţiilor de lucru din ce în ce mai grele:
forajul marin în ape adânci sau ultra-adânci în zone cu
multiple dificultăţi (climă, distanţă, acţiunea mediului marin
ş.a.), forajul propriu-zis la adâncimi din ce în ce mai mari
etc.
Aşa stând lucrurile, se poate aprecia că eficienţa
investiţiilor constituie problema-cheie a dezvoltării
industriei extractive de petrol şi gaze.
99..22.. IInnddiiccaattoorriiii eeffiicciieennţţeeii eeccoonnoommiiccee aa iinnvveessttiiţţ ii ii lloorr
Principalii indicatori ai eficienţei economice a
investiţiilor sunt: investiţia specifică, preţul de cost (costul
unitar), costul marginal (suplimentar), timpul de recuperare a
investiţiilor, rentabilitatea şi actualizarea investiţiilor.
of these, the investments in drilling (for geological works
and the construction of wells) have the largest share by far:
60 % of the total investment allocated to the oil and gas
extraction industry.
In spite of the impressive advances in drilling
techniques and technology, the cost of drilling remains high
because of the more and more difficult working conditions:
drilling in deep water or ultra-deep water areas with
multiple problems (climate, distance, action of the marine
environment, etc.) as well as drilling at increasingly greater
depths, and so on.
That being so, we can say that investment efficiency
constitutes the key issue concerning the development of the
oil and gas extraction industry.
99..22.. EEccoonnoommiicc EEffffiicciieennccyy IInnddiiccaattoorrss ooff IInnvveessttmmeennttss
The main economic efficiency indicators of
investments are the following: specific investment, cost
price (unit cost), marginal (additional) cost, investment
recovery period, profitability and investment update.
109
a. Investiţia specifică
Investiţia specifică
N
II
n
ii
sp Δ=∑
=1 , (9.1)
unde:
∑=
n
iiI
1
reprezintă volumul total al investiţiilor;
ΔN – cumulativul de petrol (gaze) extras.
Investiţia specifică trebuie să se raporteze atât la
întregul proces de explorare-exploatare cât şi la fiecare
proces în parte, respectiv la cele trei mari categorii de
investiţii: Id – descoperiri de noi rezerve; Is – construcţia
sondelor de exploatare şi de injecţie; Ip – producţia
(extracţia), respectiv instalaţia de suprafaţă, echipamentul
de fund şi de suprafaţă etc.
Relaţiile de calcul aferente celor trei categorii de
investiţii specifice vor fi similare relaţiei (9.1):
a. Specific Investment
Specific investment
N
II
n
ii
sp Δ=∑
=1 , (9.1)
where:
∑=
n
iiI
1
represents the total volume of investments;
ΔN –the cumulative quantity/amount of extracted
crude oil/gas.
The specific investment must be related to both the
whole exploration and exploitation process, and to each
process separately, that is to the three major investment
categories: Id - discoveries of new reserves; Is – the
construction of operation and injection wells; Ip -
production (extraction), namely the bottom and surface
equipment, etc.
The calculation relations corresponding to the three categories
of specific investments will be similar to relation (9.1):
110
NII d
spd Δ= , (9.2)
NII s
sps Δ= , (9.3)
NI
I pspp Δ
= . (9.4)
Pe de altă parte, investiţia specifică trebuie calculată
pentru fiecare zăcământ în parte. În cazul în care calculele
de eficienţă se referă la exploatarea mai multor zăcăminte,
investiţia specifică se va calcula ca o medie ponderată a
investiţiilor specifice aferente fiecărei unităţi
hidrodinamice sau zăcământ, cu producţia obţinută din ele,
adică,
∑
∑
=
== n
ii
n
iispi
spm
Q
QII
1
1 . (9.5)
Totodată, ca urmare a duratei mari de exploatare a
zăcămintelor de petrol şi gaze (de ordinul a zeci de ani), pe
NII d
spd Δ= , (9.2)
NII s
sps Δ= , (9.3)
NI
I pspp Δ
= . (9.4)
On the other hand, the specific investment must be
calculated for each reservoir separately. If efficiency
calculations refer to the exploitation of several oil deposits,
the specific investment will be calculated as a weighted
average of each specific investment related to each
hydrodynamic unit or deposit, with production obtained
from them, namely
∑
∑
=
== n
ii
n
iispi
spm
Q
QII
1
1 . (9.5)
In addition, as a result of the long period of time
needed to exploit oil and gas deposits (tens of years) on the
111
de o parte, şi a variaţiei în timp a investiţiei specifice în
funcţie de condiţiile geologice de lucru, pe de altă parte, în
vederea scurtării timpului de imobilizare a investiţiilor şi a
diminuării efectului lui negativ, investiţia specifică trebuie
calculată în două variante:
• luarea în considerare a duratei în care se
exploatează cea mai mare parte din rezerva confirmată (de
exemplu, 10 ani);
• luarea în considerare a duratei totale de exploatare
a zăcământului.
În acelaşi timp, exploatarea eficientă a zăcămintelor
de petrol şi gaze, indiferent de scopul forajului, presupune
actualizarea investiţiei aferentă acestuia. În acest sens se
impune actualizarea investiţiei specifice atât la nivel de
ramură, cât şi la nivel de întreprindere, conform relaţiei:
αN
III sdspa Δ
+= , (9.6)
în care:
Ispa este investiţia specifică actualizată;
one hand, and of the time variation in the specific
investment due to the geological working conditions on the
other hand, in order to shorten the time required to
immobilize investments and reduce its negative effect, the
specific investment must be calculated in two ways:
• taking into account the exploitation duration
required by most of the confirmed reserves (for example 10
years);
• taking into account the total exploitation duration of
the deposit.
Moreover, the efficient exploitation of oil and gas
deposits, irrespective of the purpose of drilling, involves
updating its specific investment. That is why it is necessary
to update the specific investment at both sector and
enterprise level, according to the relation:
αN
III sdspa Δ
+= , (9.6)
where:
Ispa is the updated specific investment;
112
α – coeficientul de actualizare a investiţiilor.
Totuşi, cum investiţia specifică nu ţine seama
efectiv de durata de exploatare a zăcămintelor şi, prin
aceasta, de cheltuielile aferente de exploatare, se poate
aprecia că acest indicator nu exprimă în întregime eficienţa
economică a investiţiilor necesare exploatării zăcămintelor
de petrol şi gaze.
b. Costul unitar
Costul unitar reprezintă raportul dintre cheltuielile
cu munca vie şi munca materializată (necesare exploatării
unui zăcământ) şi cumulativul de petrol şi gaze extras.
Aşadar, costul unitar este un indicator mai complex
decât investiţia specifică, întrucât ţine seama atât de
volumul de investiţii I cât şi de cheltuielile de exploatare
Ch. Mărimea lui va determina, la un moment dat, limita
economică de exploatare a zăcământului, definindu-se
astfel factorul de extracţie (desigur, se va avea în
permanenţă în vedere preţul de vânzare al barilului sau al
tonei de ţiţei).
α –investment update coefficient.
However, as the specific investment actually ignores
the exploitation duration of oil deposits and consequently
the resulting exploitation costs, we can say that this
indicator does not fully express the economic efficiency of
investments necessary for the oil and gas exploitation.
b. Unit Cost
The unit cost is the ratio of living labour costs plus
materialized labour (necessary for the exploitation of a
deposit) to the cumulative quantity of extracted oil and gas.
Therefore, the unit cost is a more complex indicator
than the specific investment because it takes into account
both the amount of investment I and the exploitation
expenses Ch. At some point, its value will determine the
exploitation economic limit of the deposit, thus defining the
extraction factor (of course, the sale price for the barrel or
ton of crude oil will always be taken into consideration).
113
Relaţia generală de calcul a costului unitar este:
NChIp
Δ+= , (9.7)
sau, ca indicator valoric,
mPChIp += , (9.8)
unde Pm reprezintă producţia marfă exprimată în
preţuri de livrare.
Cum
esp CN
ChINI =
Δ=
Δ, , (9.9)
rezultă că:
p = Isp + Ce,
unde Ce reprezintă costul unitar al exploatării.
În cazul exploatării fără injecţie,
ee aDCaC ++= , (9.10)
unde:
a reprezintă costul unitar al tratării ţiţeiului, lei/t;
The general relation for the calculation of the unit cost is:
NChIp
Δ+= , (9.7)
or as a value indicator,
mPChIp += , (9.8)
where Pm represents the commodity production
expressed in delivery prices.
As
esp CN
ChINI =
Δ=
Δ, , (9.9)
therefore
p = Isp + Ce,
where Ce represents the unit cost of exploitation.
For the case of the exploitation without injection,
ee aDCaC ++= , (9.10)
where
a represents the unit cost of crude oil treatment, lei/t;
114
C – costul pe sondă lună, lei/SL;
D – debitul, t/SL;
ae – costul unitar al energiei, lei/t.
Dacă este vorba de exploatare cu injecţie, atunci
ggee craDCaC +++= , (9.11)
în care:
rg este raţia de injecţie a gazelor, m3/t;
cg – costul unitar al gazelor injectate, lei/m3.
După perioada în care investiţiile s-au amortizat,
costul unitar pentru cele două situaţii devine
DCaCp e +== , (9.12)
respectiv
gge crDCaCp ++== . (9.13)
Ţinându-se seama de specificul industriei extractive
de petrol – declinul de producţie -, se impune calculul
C – cost per well in a month, lei/SL;
D – flow, t/SL;
ae – unit cost of energy, lei/t.
If we refer to the exploitation with injection, then
ggee craDCaC +++= , (9.11)
where:
rg is the ratio of gas injection, m3/t;
cg – unit cost of injected gases, lei/m3.
After the period in which investments have been
amortized, the unit cost for the two situations is
DCaCp e +== , (9.12)
that is
gge crDCaCp ++== . (9.13)
Taking into account the specificity of the oil extraction
industry – the decline of production – the calculation of the
115
evoluţiei costului unitar în timp (t = 1 … n):
p1 = Isp + Ce1
p2 = Isp + Ce2 (9.14)
pn = Isp + Cen
Scăderea debitului D şi a costului C, respectiv a
raţiei rg, înseamnă o creştere a costului unitar p în timp.
Costul unitar calculat pe fiecare unitate
hidrodinamică în parte va permite, la rândul său, calculul
costului unitar pe fiecare unitate organizatorică. În acest
sens, se va proceda la calculul costului unitar ponderat cu
producţia extrasă din unităţile hidrodinamice respective,
adică
∑
∑
=
=
Δ
Δ= n
jj
n
jjj
N
Npp
1
1 , (9.15)
relaţie în care:
ΔNj reprezintă cumulativul de petrol extras
unit cost evolution is required (t = 1 … n):
p1 = Isp + Ce1
p2 = Isp + Ce2 (9.14)
pn = Isp + Cen
The decrease in flow D and cost C, respectively in
ratio rg, means an increase in the unit cost p over time.
The unit cost calculated for each hydrodynamic unit
separately will allow, in its turn, calculating the unit cost for
each organizational unit. In this respect, we will calculate
the weighted unit cost with the production extracted from
the respective hydrodynamic units, that is
∑
∑
=
=
Δ
Δ= n
jj
n
jjj
N
Npp
1
1 , (9.15)
relation in which:
ΔNj represents the cumulative quantity of
116
din unitatea hidrodinamică j;
n – numărul unităţilor hidrodinamice;
pj – costul unitar aferent fiecărei unităţi
hidrodinamice j, lei/t.
Ţinându-se seama de particularităţile eficienţei
economice a investiţiilor aferente exploatării zăcămintelor
de petrol şi gaze, respectiv de necesitatea asigurării
reproducţiei fondurilor şi a capacităţii de producţie, costul
unitar la nivel de întreprindere sau ramură trebuie
recalculat astfel:
edspasp CIIp ++= )()( , (9.16)
αspasp II =)( , (9.17)
relaţii în care:
Isp(a) reprezintă investiţia specifică actualizată;
Isp(d) – investiţia specifică aferentă declinului de
producţie;
petroleum extracted from the hydrodynamic unit j;
n – the number of hydrodynamic units;
pj – the unit cost for each hydrodynamic unit
j, lei/t.
Taking into account the particularities of the
economic efficiency of investments for the exploitation of
oil and gas deposits, namely the need to ensure the
reproduction/reinvestment of funds and the production
capacity, the unit cost at a branch or enterprise level must
be recalculated as follows:
edspasp CIIp ++= )()( , (9.16)
αspasp II =)( , (9.17)
relations in which:
Isp(a) represents the specific investment updated;
Isp(d) – specific investment related to the production
decline;
117
α – coeficientul de actualizare a investiţiei.
Reproducţia fondurilor va fi asigurată, cu prioritate,
de coeficientul de actualizare a investiţiei specifice, iar a
capacităţii de producţie de cota aferentă declinului.
c. Costul suplimentar (marginal)
Costul marginal exprimă raportul de cheltuieli,
directe şi indirecte, determinat de creşterea cu o unitate a
volumului producţiei.
Cheltuielile directe sunt cele care pot fi repartizate
pe unitatea de produs. De exemplu, la foraj, avem
cheltuieli directe cu săparea, tubarea, cimentarea etc.
Cheltuielile sunt cele care un pot fi repartizate pe
unitatea de produs. Ele pot fi de secţie sau de
întreprindere: cheltuieli generale de administraţie,
cheltuieli cu vânzarea şi distribuţia, costuri financiare,
depreciere, amortisment etc.
α – investment update coefficient.
The reproduction of funds will be provided primarily
by the update coefficient of the specific investment and the
reproduction of the production capacity by the decline ratio.
c. Additional (marginal) Cost
The marginal cost expresses the ratio of direct and
indirect expenses, being determined by an increase of one
unit in the volume of production.
Direct expenses are those that can be distributed per
product unit. For example, in the case of drilling, there are
direct expenses related to boring, tubing, cementing, etc.
Expenses are those that cannot be distributed per
product unit. They may belong to a department or to the
enterprise, and can be: general administration expenses,
selling and distribution expenses, financial costs,
depreciation, amortization, etc.
118
d. Timpul de recuperare a investiţiilor
Timpul după care investiţiile I se recuperează din
venitul net actual Vna,
QppI
VIt
vnar )( −
== , (9.18)
unde:
pv este preţul de vânzare (livrare), lei/t;
p – costul unitar, lei/t;
Q – producţia anuală, t/an.
Această relaţie ar putea fi utilizată cu succes în
condiţiile în care producţia Q şi venitul net actual Vna ar fi
constante în timp. Ori, aşa cum am mai menţionat,
specificul industriei extractive de petrol – declinul de
producţie - presupune o scădere în timp a debitului şi o
creştere a cheltuielilor de exploatare, ceea ce înseamnă o
creştere a costului unitar în timp şi, prin aceasta, o scădere
a venitului net actual.
Prin urmare, cu ajutorul relaţiei (9.18) s-ar putea
d. Investment return time
The period of time after which investments I are recovered
from the current/ actual net income Vna, is defined as
QppI
VIt
vnar )( −
== , (9.18)
where:
pv is the selling (delivery) price, lei / t;
p – unit cost, lei / t;
Q – annual production, t/year.
This relation could be used successfully if the
production Q and the current net income Vna would be
constant over time. Or, as we have mentioned, the
specificity of the oil extraction industry – the decline of
production – implies a decrease in flow over time and an
increase in exploitation expenses, which means an increase
in the unit cost over time and thereby a decrease in the
current net income.
Therefore, by using relation (9.18) we may determine
the average time necessary for investment returns, an
119
determina timpul mediu de recuperare a investiţiilor,
indicator, care, evident, nu este concludent.
De aceea, timpul de recuperare a investiţiilor se
determină pe cale grafică. Se reprezintă variaţia venitului
cumulativ Vn şi a volumului de investiţii I în timp. Din
intersecţia celor două curbe rezultă timpul de recuperare a
investiţiilor tr (fig. 9.1).
Fig. 9.1. Determinarea grafică a timpului de recuperare
a investiţiilor
e. Multiplicatorul investiţiilor
Prin definiţie, multiplicatorul investiţiilor
IVK
ΔΔ= , (9.19)
indicator which is obviously not conclusive.
For this reason, the time of the investment return is
determined by means of a graph. It shows the variation of the
cumulative income Vn and the investment volume I over time.
The time of the return on the investment recovery period/time
results from the intersection of the two curves (Fig. 9.1).
Fig. 9.1. Graphic determination of the return on investment
period/time
e. Investment Multiplication
By definition, investment multiplication
IVK
ΔΔ= , (9.19)
120
în care:
ΔV reprezintă creşterea venitului (producţiei);
ΔI – creşterea volumului de investiţii.
f. Rentabilitatea
Rentabilitatea este un indicator complex care ţine
seama, pe de o parte, de cheltuielile aferente exploatării
zăcămintelor de hidrocarburi pentru diverse niveluri de
producţie, iar pe de altă parte, de beneficiile obţinute în
urma acestora, beneficii care ţin seama de calitatea
petrolului prin valorificarea pe piaţa internă şi externă,
precum şi de cantităţile de petrol şi gaze livrate în afara
schelei de extracţie.
Rentabilitatea
100vp
BR = , (9.20)
în care:
B reprezintă beneficiul cumulativ:
( )QppB v −= , (9.21)
where:
ΔV represents the increase in income (production);
ΔI – increase in the investment volume.
f. Profitability
Profitability is a complex indicator which, on the one
hand, takes into account the costs of the exploitation of
hydrocarbon deposits at various levels of production, and
on the other hand, the benefits derived from this
exploitation, benefits that take into account the quality of
crude oil by selling it on the domestic and foreign market,
as well as the quantities of oil and gas delivered outside the
drilling scaffold.
Profitability
100vp
BR = , (9.20)
where:
B represents the cumulative benefit:
( )QppB v −= , (9.21)
121
pv – preţul de valorificare (evident, se va avea
în vedere atât valorificarea pe piaţa internă cât şi pe cea
externă);
p – costul unitar.
Rentabilitatea (gradul de rentabilitate) se poate
exprima în mai multe moduri:
- profitul obţinut pe produs;
- profitul obţinut la 100 unităţi monetare (u.m.);
- profitul obţinut la 100 u.m. capital folosit.
g. Cursul de revenire
Cursul de revenire exprimă eficienţa operaţiunilor
de export şi import. Astfel:
• pentru operaţiile de export:
e
vvre p
pC = , (9.22)
• pentru operaţiile de import:
vv
iri p
pC = , (9.23)
pv – cost recovery (obviously, both domestic
and foreign market will be considered);
p – unit cost.
Profitability (the degree of profitability) can be
expressed in several ways:
- profit per product;
- profit corresponding to 100 monetary units (m.u.);
- profit corresponding to 100 m.u. of used capital.
g. The Rate of Return
The rate of return/recovery rate expresses the
efficiency of export and import operations. Thus:
• for export operations:
e
vvre p
pC = , (9.22)
• for import operations:
vv
iri p
pC = , (9.23)
122
în care:
pvv reprezintă preţul în valută;
pe – preţul complet de export, lei;
pi – preţul intern al produsului importat, lei.
h. Actualizarea investiţiilor
Metoda pleacă de la premisa că un leu investit
astăzi nu este egal cu un leu primit mâine, mai ales
atunci când este vorba de risc şi incertitudine (cazul
industriei extractive de petrol şi gaze) şi de o tranziţie
care nu se mai termină:
( )ni+⇒
111 , (9.24)
în care:
i reprezintă indicele de actualizare, % ;
n – timpul la care ne raportăm.
Metoda va fi dezvoltată în subcapitolul următor 9.3.
where:
pvv is the price in foreign currency;
pe – full export price, lei ;
pi – domestic price of the imported product, lei.
h. Updating Investments
The method starts from the premise that one leu
invested today is not equal to one leu that you will receive
tomorrow, especially when it comes to risk and uncertainty
(as in the oil and gas extraction industry) and to a never-
ending transition:
( )ni+⇒
111 , (9.24)
where:
i is the update index, %;
n – the period of time taken into consideration.
The method will be developed in chapter 9.3.
123
99..33.. MMeettooddaa DDiissccoouunntt CCaasshh FFllooww ((DDCCFF)) ddee eessttiimmaarree aa iinnvveessttiiţţ ii ii lloorr,, cchheellttuuiieellii lloorr şş ii vveenniittuurriilloorr
Metoda modernă folosită pe plan mondial este
cunoscută sub numele de Discount Cash Flow (DCF) şi îşi
propune să reflecte corect toate mişcările, respectiv
intrările şi ieşirile din sistemul economico-financiar, astfel
încât diferenţa dintre acestea să pună în evidenţă câştigul
sau pierderea.
Caracteristica de bază a metodei DCF consistă în
eşalonarea în timp a investiţiilor, cheltuielilor şi
veniturilor, respective folosirea actualizării.
Algoritmul de calcul al metodei DCF este
următorul:
1. Se calculează volumul brut:
VB = Qt⋅pvt + Qg⋅pvg + Qgz⋅pvgz, (9.25)
unde:
Qt, Qg, Qgz reprezintă producţiile de ţiţei,
gaze, respectiv gazolină;
99..33.. TThhee DDiissccoouunntteedd CCaasshh FFllooww MMeetthhoodd ((DDCCFF)) ooff EEssttiimmaattiinngg IInnvveessttmmeenntt,, EExxppeennsseess aanndd RReevveennuuee
The modern method used worldwide is known as the
Discounted Cash Flow (DCF) and aims to accurately reflect
all economic movements, namely the inputs and outputs of
the economic and financial system so that the difference
between them reveal the gain or loss.
The basic feature of the DCF method consists in the
timing of investments, expenses and income, that is to say,
updating the figures.
The calculation algorithm of the DCF method is
the following:
1. The gross volume is calculated as follows:
VB = Qt⋅pvt + Qg⋅pvg + Qgz⋅pvgz, (9.25)
where:
Qt, Qg, Qgz represent the production of oil, gas
and gasoline;
124
pvt, pvg, pvgz – preţurile de vânzare pentru ţiţei,
gaze, respectiv gazolină.
2. Calculul venitului net înainte de taxare VNIT:
VNIT = VB – Chcash, (9.26)
în care Chcash reprezintă aşa zisele cheltuieli cash:
taxe + cheltuieli specifice.
Taxe:
a. Redevenţa R reprezintă o cotă din venitul brut
care se plăteşte proprietarului subsolului:
R = (1/8 – 1/6) VB. (9.27)
b. Taxa ad-valorem Tadv este o cotă din venitul brut
care se plăteşte proprietarului terenului:
Tadv = (1 – 2) % ⋅ VB. (9.28)
c. Taxa pe producţie Tpp. În industria petrolieră,
pvt, pvg, pvgz – selling prices for oil, gas and
gasoline.
2. The calculation of the net income before taxation
VNIT:
VNIT = VB – Chcash, (9.26)
where Chcash represents the so-called cash expenses:
taxes + specific costs.
Taxes:
a. Royalties R represent a share of gross income paid
to the owner’s subsoil:
R = (1/8 – 1/6) VB. (9.27)
b. The ad valorem tax Tadv is a share of gross income
paid to the landowner:
Tadv = (1 – 2) % ⋅ VB. (9.28)
c. The production tax Tpp. In the oil industry, this tax
125
această taxă variază de la un stat la altul. Putem să reţinem
procentele de 4,5 % pentru producţia de ţiţei, respectiv
7,5 % pentru producţia de gaze:
Tpp = 4,5 % ⋅ VBt + 7,5 % VBg. (9.29)
Cheltuieli specifice:
a. Cheltuieli over head Coh: cheltuieli cu personalul
de conducere (staff) şi cu aparatul funcţional.
b. Cheltuieli operaţionale Chop: cheltuielile curente
directe cu materiale, energie, salarii:
Chop = Cex ⋅ Qex, (9.30)
în care:
Cex reprezintă costul unitar al extracţiei, lei/t;
Qex – producţia extrasă, t.
Costul unitar al extracţiei Cex se calculează cu
ajutorul relaţiei:
Cex = atp + CSL/DSL + ae + ri⋅ci, (9.31)
varies from state to state. We can mention the percentages
of 4.5% for the production of oil, and 7.5% for the
production of gas:
Tpp = 4,5 % ⋅ VBt + 7,5 % VBg. (9.29)
Specific expenses:
a. Overhead expenses Coh: costs associated with the
managing and functional staff.
b. Operating expenses Chop: direct current expenses
on materials, energy, and wages:
Chop = Cex ⋅ Qex, (9.30)
where:
Cex is the unit cost of extraction, lei / t;
Qex – production extracted, t.
The unit cost of extraction Cex is calculated by using
the relation:
Cex = atp + CSL/DSL + ae + ri⋅ci, (9.31)
126
unde:
atp reprezintă costul unitar de tratare-pompare, lei/t;
CSL – costul pe sondă-lună, lei/SL;
DSL – debitul pe sondă-lună, t/SL;
ae – costul unitar al energiei (dacă este cazul), lei/t;
ri – raţia de injecţie a fluidului, m3/t;
ci – costul unitar al fluidului injectat, lei/m3.
3. Calculul venitului net taxabil VNT:
VNT = VNIT – DDA, (9.32)
unde DDA reprezintă aşa numitele cheltuieli non-
cash: depletare + amortizare.
Cheltuielile non-cash sunt cheltuieli cu valoare
reziduală, adică îşi transmit treptat valoarea în cursul
anilor de funcţionare.
Amortizarea se aplică întregului capital investit
pentru lucrările de construcţii-montaje, construcţia de
where:
atp is the unit cost of treatment and pumping, lei / t;
CSL – cost per well-month, lei / SL;
DSL – flow per well-month, t/SL;
ae – unit cost of energy (if necessary);
ri – ratio of fluid injection, m3/t;
ci – unit cost of injected fluid, lei/m3.
3. Calculation of the net taxable income VNT:
VNT = VNIT – DDA, (9.32)
where the DDA is the so-called non-cash expenses:
depletion + depreciation.
Non-cash expenses are the expenses on residual value
that is they gradually transmit their value during the
operational years.
Depreciation applies to the entire capital invested for
construction and assembly works, construction of wells and
127
sonde şi echipamentele de fund şi de suprafaţă. Sumele se
vor repartiza pe o perioadă de timp dată de uzura fizică şi
morală a echipamentelor.
Depletarea constituie o particularitate a industriei
extractive de petrol şi gaze definită prin cotă şi cost.
Ambele noţiuni îşi propun crearea unei provizii financiare
în vederea eliminării riscului aferent nedescoperirii de noi
rezerve. Din acest punct de vedere, depletarea reprezintă
sursa de finanţare a lucrărilor geologice.
Costul descoperirii de noi rezerve se poate calcula
aplicându-se un procent de 15 % venitului brut realizat în
urma vânzării producţiei. Pentru stabilirea cotei aferente
depletării, se acceptă ca maximum 50 % din profit să fie
acordat acestei cote.
Finalmente, se va acorda depletării valoarea maximă
dintre cota de depletare şi costul depletării.
Se poate, aşadar, aprecia că depletarea şi
amortizarea reprezintă surse de autofinanţare:
surface and bottom equipment. The amounts will be
distributed over a period of time given by the physical and
moral wear of the equipment.
Depletion represents a feature of the oil and gas
extraction industry, and is defined by the depletion rate and
the cost of depletion. Both concepts aim to create a
financial provision to eliminate the risk related to the
discovery of new reserves. From this standpoint, depletion
represents the funding source for geological works.
The cost of discovering new reserves can be
calculated by applying 15% to the gross income resulting
from the sale of production. To establish the rate of
depletion, 50% of the profit has been accepted to be applied
to this rate.
Finally, the maximum value between the rate of
depletion and the cost of depletion will be applied to
depletion.
We can therefore assume that depletion and
depreciation represent self-financing sources: depletion for
128
depletarea pentru descoperirea de noi rezerve, iar
amortizarea pentru întreţinerea şi îmbunătăţirea
echipamentelor. Este recomandabil să se aleagă metoda de
calcul prin care acestea vor avea o valoare mai mare.
Aceasta înseamnă reconstituirea rapidă a capitalului, timp
mai redus de imobilizare a acestuia, cu alte cuvinte atât o
viteză mai mare de rotaţie a capitalului, cât şi posibilităţi
mai mari de finanţare, preferabile creditelor bancare.
4. Calculul venitului net după taxare VNDT. Se are în
vedere relaţia:
VNDT = VNIT – Tprofit, (9.33)
unde Tprofit reprezintă taxa pe profit.
Taxa pe profit Tprofit se calculează ca un procent
stabilit de legislaţia în vigoare, raportat la venitul
impozabil. La rândul lui, venitul impozabil se determină ca
diferenţă între veniturile obţinute din livrarea bunurilor,
respectiv serviciilor prestate şi cheltuielile efectuate pentru
realizarea acestora într-un an fiscal, din care se scad
the discovery of new reserves and depreciation for the
maintenance and improvement of the equipment. It is
advisable to choose the calculation method by which these
will have a higher value. This means the rapid
reconstruction of the capital base and a shorter period of
time necessary to immobilize it, in other words both a
higher speed of the capital rotation and higher financing
options, which are preferred to bank loans.
4. Calculating the Net Income after Taxation:
VNDT = VNIT – Tprofit, (9.33)
where Tprofit is the tax on profit.
The profit tax is calculated as a percentage
established by law, related to the taxable income. In its turn,
the taxable income is determined as the difference between
revenues obtained from delivering supplies or services
provided and costs incurred to achieve them in a fiscal year,
minus the non-taxable income, and plus nondeductible
129
veniturile neimpozabile şi se adaugă cheltuielile
nedeductibile.
Aşadar,
Tprofit = % ⋅ VNT. (9.34)
5. Calcularea profitului – Net Cash Flow NCF:
NCF = VNDT – I, (9.35)
unde I reprezintă investiţia.
Actualizarea investiţiilor
Actualizarea investiţiilor înseamnă a aplica, pe o
scară a timpului, factorul de actualizare asupra profitului
NCF obţinut. Aşadar, metoda ia în considerare un element
esenţial: investiţia nu are numai o dimensiune cantitativă,
ci şi una temporală (eşalonarea în timp a investiţiilor şi a
veniturilor).
În aceste condiţii se determină factorul de
actualizare (v. şi relaţia 9.24)
expenses.
Therefore,
Tprofit = % ⋅ VNT. (9.34)
5. Profit calculation – Net Cash Flow NCF:
NCF = VNDT – I, (9.35)
where I represents investment.
Updating Investments
Updating investments means applying, on a time
scale, the update factor to the obtained profit NCF. Thus,
the method takes into account an essential element: the
investment is not only a quantitative dimension, but also a
temporal one (timing of investment and income).
The update factor is determined under these
conditions (see relation 9.24 too):
130
( )na if
+=
11 , (9.36)
unde:
i reprezintă rata de actualizare, %;
n – timpul la care ne raportăm, ani.
Pe de altă parte,
i = id + ii + ir, (9.37)
unde:
id este rata de actualizare a dobânzii;
ii – rata inflaţiei;
ir – rata de risc.
Profitul actualizat (Net Cash Flow actualizat) este
NCFA = NCF ⋅ fa. (9.38)
Suma profiturilor actualizate
( )na if
+=
11 , (9.36)
where
i is the update rate, %;
n – the time to which we refer, years.
On the other hand,
i = id + ii + ir, (9.37)
where
id is the update interest rate;
ii – inflation rate;
ir – risk rate.
The updated profit (updated Net Cash Flow) is
NCFA = NCF ⋅ fa. (9.38)
The sum of updated profits
131
n
n
ii NCFANCFANCFANCFA +++=∑
=
...211
, (9.39)
unde NCFAn reprezintă profitul actualizat obţinut în
anul n.
Aplicaţia 9.1
O companie doreşte să investească 5 milioane dolari
în dezvoltarea unui câmp petrolifer. Veniturile nete
obţinute după taxare, corespunzătoare următorilor trei ani,
sunt prezentate în tabelul 9.1.
Se cere să se determine suma profiturilor actualizate,
după trei ani, pentru o rată de actualizare de 17 %.
Tabelul 9.1. Datele problemei 9.1
Anul Investiţia, I VNDT - 106 $ 106 $ 0 5 0 1 - 2 2 - 2 3 - 3
n
n
ii NCFANCFANCFANCFA +++=∑
=
...211
, (9.39)
where NCFAn is the updated profit obtained in the
year n.
Application 9.1
A company wants to invest $ 5 million on developing
an oil field. The net incomes obtained after taxation,
corresponding to the following three years, are shown in
Table 9.1.
Find the sum of the updated profits after three years
corresponding to an update rate of 17 %.
Table 9.1. The data of problem 9.1.
Year Investment, I VNDT - 106 $ 106 $ 0 5 0 1 - 2 2 - 2 3 - 3
132
Soluţie.
Se calculează, mai întâi, cu ajutorul relaţiei (9.36),
factorul de actualizare pentru fiecare an:
( ) ( ) 117,01
11
1000 =
+=
+=
ifa ,
( ) ( ) 85,017,01
11
1111 =
+=
+=
ifa ,
( ) ( ) 73,017,01
11
1222 =
+=
+=
ifa ,
( ) ( ) 62,017,01
11
1333 =
+=
+=
ifa .
Profitul (Net Cash Flow) se determină cu ajutorul
relaţiei (11): NCF = VNDT – I. Astfel, se obţin valorile:
An 0: 0 – 5 = -5,
An 1: 2 – 0 = 2,
An 2: 2 – 0 = 2,
An 3: 3 – 0 = 3.
Solution
Firstly, we calculate the update factor for each year
using relation (9.36)
( ) ( ) 117,01
11
1000 =
+=
+=
ifa ,
( ) ( ) 85,017,01
11
1111 =
+=
+=
ifa ,
( ) ( ) 73,017,01
11
1222 =
+=
+=
ifa ,
( ) ( ) 62,017,01
11
1333 =
+=
+=
ifa .
Secondly, the profit (Net Cash Flow) is determined
by means of relation (11) = VNDT – I. Thus, the following
values are obtained:
Year 0: 0 – 5 = -5,
Year 1: 2 – 0 = 2,
Year 2: 2 – 0 = 2,
Year 3: 3 – 0 = 3.
133
În aceste condiţii, conform relaţiei (9.38), profitul
actualizat:
NCFA0 = NCF0 ⋅ fa0 = -5 ⋅ 1 = -5,
NCFA1 = NCF1 ⋅ fa1 = 2 ⋅ 0,85 = 1,70,
NCFA2 = NCF2 ⋅ fa2 = 2 ⋅ 0,73 = 1,46,
NCFA3 = NCF3 ⋅ fa3 = 2 ⋅ 0,62 = 1,86,
Suma profiturilor actualizate este
.02,03210
3
0=+++=∑
=
NCFANCFANCFANCFANCFAi
i
Rezultatele sunt sintetizate în tabelul 9.2.
Tabelul 9.2. Tabel centralizator pentru problema 9.1
Anul I VNDT NCF fa NCFA ∑NCFA
- 106 $ 106 $ 106 $ % 106 $ 106 $
0 5 0 -5 1,00 5,00 5,00
1 - 2 2 0,85 1,70 3,30
2 - 2 2 0,73 1,46 1,84
3 - 3 3 0,62 1,86 0,02
Under these conditions, according to relation (9.38),
the updated profit is:
NCFA0 = NCF0 ⋅ fa0 = -5 ⋅ 1 = -5,
NCFA1 = NCF1 ⋅ fa1 = 2 ⋅ 0,85 = 1,70,
NCFA2 = NCF2 ⋅ fa2 = 2 ⋅ 0,73 = 1,46,
NCFA3 = NCF3 ⋅ fa3 = 2 ⋅ 0,62 = 1,86,
The sum of the updated profits is:
.02,03210
3
0=+++=∑
=
NCFANCFANCFANCFANCFAi
i
The results are summarized in table 9.2.
Table 9.2. Summary table for problem 9.1.
Year I VNDT NCF fa NCFA ∑NCFA
- 106 $ 106 $ 106 $ % 106 $ 106$
0 5 0 -5 1,00 5,00 5,00
1 - 2 2 0,85 1,70 3,30
2 - 2 2 0,73 1,46 1,84
3 - 3 3 0,62 1,86 0,02
134
Din tabelul 9.2 se poate observa că suma profiturilor
actualizate devine pozitivă în timpul luat în calcul, deci
investiţia se recuperează din profit.
Mai precis, investiţia iniţială de 5 milioane dolari se
recuperează între anul 3 şi 4.
As can be seen from table 9.2, the sum of the updated
profits is positive for the period of time indicated, so the
investment is recovered from the profit.
More specifically, the initial investment of $ 5
million is recovered between year 3 and year 4.
135
BBIIBBLLIIOOGGRRAAFFIIEE SSEELLEECCTTIIVVĂĂ
1. Aldea, Ghe., 135 ani de activitate în domeniul forajului
sondelor şi extracţiei ţiţeiului în România, Arhiva I.C.P.T. Câmpina,
1992.
2. Avram, L., Elemente de managementul activităţii de foraj,
Editura Universal Cartfil, 1998.
3. Coroian Stoicescu, C., Management. Teorii şi tehnici, Editura
Elapis, Ploieşti, 1998.
4. Coroian Stoicescu, C., Bazele fundamentale ale
managementului, Editura Universităţii din Ploieşti, 2003.
5. Ivănuş, Ghe., Repere petrochimice, Editura Universităţii
Petrol-Gaze din Ploieşti, 2006.
6. Ivănuş, Ghe., Antonescu, N. N. ş.a., Industria de petrol şi
gaze din România, Editura AGIR, Bucureşti, 2008.
7. McCollum, J.K., Bănacu, C.S., Project Management a
practical approch, Editura Universitară Bucureşti, 2005.
8. ∗∗∗ Technologies clés 2005, Les Editions de l’Industrie, Paris,
2005.
9. Avram, L., Foraj marin, Editura Universităţii din Ploieşti,
2005.
10. Albu, M., Management. Îndrumar de laborator, Editura
Universităţii din Ploieşti, 2004.
SSEELLEECCTTIIVVEE BBIIBBLLIIOOGGRRAAPPHHYY
1. Aldea, Ghe., 135 ani de activitate în domeniul forajului
sondelor şi extracţiei ţiţeiului în România, Arhiva I.C.P.T. Câmpina,
1992.
2. Avram, L., Elemente de managementul activităţii de foraj,
Editura Universal Cartfil, 1998.
3. Coroian Stoicescu, C., Management. Teorii şi tehnici, Editura
Elapis, Ploieşti, 1998.
4. Coroian Stoicescu, C., Bazele fundamentale ale
managementului, Editura Universităţii din Ploieşti, 2003.
5. Ivănuş, Ghe., Repere petrochimice, Editura Universităţii Petrol-
Gaze din Ploieşti, 2006.
6. Ivănuş, Ghe., Antonescu, N. N. ş.a., Industria de petrol şi gaze
din România, Editura AGIR, Bucureşti, 2008.
7. McCollum, J.K., Bănacu, C.S., Project Management a practical
approch, Editura Universitară Bucureşti, 2005.
8. ∗∗∗ Technologies clés 2005, Les Editions de l’Industrie, Paris,
2005.
9. Avram, L., Foraj marin, Editura Universităţii din Ploieşti,
2005.
10. Albu, M., Management. Îndrumar de laborator, Editura
Universităţii din Ploieşti, 2004.
136
11. Nergaard, A., Strategies & Technologies for the Atlantic
Margin Ultra-Deep, Conference Deep Water International,
November, 2002.
12. Aid, P., Deepwater drilling equipment requirements,
Kingdom drilling, March, 2001.
Periodice. Jurnalul de Petrol şi Gaze; World Oil; Journal
Petroleum Technology; Oil and Gas Journal; Offshore; Revue de
l`Institut Français du Pétrole (2000 – 2010).
11. Nergaard, A., Strategies & Technologies for the Atlantic
Margin Ultra-Deep, Conference Deep Water International,
November, 2002.
12. Aid, P., Deepwater drilling equipment requirements, Kingdom
drilling, March, 2001.
Periodic. Jurnalul de Petrol şi Gaze; World Oil; Journal
Petroleum Technology; Oil and Gas Journal; Offshore; Revue de
l`Institut Français du Pétrole (2000 – 2010).