چکیده:
در این مطالعه برآوردِ مسیر بهینه تولید از میدان نفتی یادآوران و عملیات حفاری آن که بهدلیل مجاورت با کشور عراق از اهمیت ویژهای برخوردار است، با استفاده از دادههای واقعی میدان و بهوسیله الگوریتم SQP توسط نرمافزار متلب بررسی شدهاست. ابتدا تابع هدف، قیود هر مدل قراردادی، و هزینه تعریف شده و بر پایه دادههای میدان بیان شدهاند. برای تابع هدف، قیمت نفت بر اساس سناریوی قیمتی مرجع و با تکیه بر پیشبینی اداره اطلاعات انرژی آمریکا (EIA) تعین شدهاست. تابع هزینه نیز بر اساس مدل کائو و همکاران (2009) تعریف شده با استناد به دادههای میدان و نیز اطلاعات تاریخی میدان (دوره توسعه فاز یک) با هدف کاربستِ آن برای میدان یادآوران تعدیل شده است. در نهایت مدلهای قراردادی تصریحشده بهوسیله الگوریتم SQP توسط نرمافزار متلب حل گردید. نتایج مطالعه نشان میدهد که کارآمدترین قراردادهای نفتی قراردادهای نفتی ایران با کف هزینه سرمایهای کم و بدون هیچ محدودیت تعداد چاههای حفرشده است. در این پژوهش اثبات گردید که قرارداد بیع متقابل با سقف هزینه سرمایهای غیر مناسب با ضریب بازیافت میدان کمترین کارآمدی را ثبت کرده است. همچنین اضافهنمودنِ قید تعداد چاههای حفرشده بیش از حد مناسب به کارآمدی قرارداد نفتی ایران لطمه میزند. تعیین کف هزینه سرمایهای بالا نیز باعث میشود که کارآمدی قراداد نفتی ایران کاهش یابد. بههرحال قرارداد نفتی ایران میتواند جایگزین مناسبی برای قرارداد بیع متقابل باشد.
The purpose of this study is to compare the economic efficiency of Iran's petroleum contracts, buyback contracts, and production-sharing contracts. This study also determined the optimum path for production and drilling operations in the Yadavaran oil field which has special importance because it is a joint field with Iraq. It was estimated using real field data and the SQP algorithm by MATLAB software. First, the objective function, the constraints of each contract model, and the cost function are defined and expressed based on field data. For the objective function, the oil price is determined based on the reference price scenario and based on the forecast of the US Energy Information Administration (EIA). Cao et al (2009) 's cost function model is also modified by using historical field data (first development phase data) to be applied to the study field. The results show that the most efficient oil contract is the Iran petroleum contract, with a low floor for capital costs and no limit to the number of drilled wells. it was proved that the buyback contract with the ceiling of capital costs incompatible with the recovery coefficient has recorded the lowest efficiency. Also, the Iran petroleum contract can be a good alternative to the buyback contract, because it can well solve the problems of the buyback contract, especially for joint oil fields where the priority of the objective function of the maximum cumulative production over the objective function of the maximum present value of the total profit is more desirable.
خلاصه ماشینی:
(2014), structural analysis comparing the optimal levels of investment and oil production in upstream buy back, production sharing and Iran petroleum contracts, Quarterly Economic Research, autumn 2014 , 15th year, No 58, 111-158.
(2017), Modeling the optimal technical-economic scenario of gas production in selected phases of the South Pars gas field using dynamic planning method, Quarterly Journal of Policy and Planning Energy Research, Autumn 2017, 4th year, No 12, 76-47.
Investigating the optimal path of economic extraction of oil reservoirs using buy back service contracts - a case study of one of Oil Fields of Southwest Iran, Quarterly Journal of Economic Research and Policies, Spring 2015, 24th Year, No 77, 63-94.
G. (2015), the optimal path of extraction from oil reservoirs despite the use of a buy back contract framework (a case study of one of the oil fields in Current extraction of Iran in the Persian Gulf), Economic Modeling Research Quarterly, summer 2015, No 24.
(2018), Comparison of the optimal production path of international oil companies and National Oil Company in the framework of new Iranian petroleum contracts (IPC) with an emphasis on maintenance production as a case study, Durood Oil Field, Quarterly Journal of Policy and Planning Energy Research, Winter 2018, 5th year, No 17, Pages 66-33.