Lazăr Avram E E L L E E M M E E N N T T E E D D E E M M A A N N A A G G E E M M E E N N T T U U L L F F O O R R A A J J U U L L U U I I E E L L E E M M E E N N T T S S O O F F D D R R I I L L L L I I N N G G M M A A N N A A G G E E M M E E N N T T Editura Universităţii Petrol-Gaze din Ploieşti 2011
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
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
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]
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.
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.
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.
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
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