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).