Анализ организационной структуры предприятия ОАО «Сургутнефтегаз»

Руководство среднего звена - наиболее многочисленная группа - включает в себя генеральных  директоров, начальников отделов  и ведущих специалистов. Их основные обязанности: реализовывать политику и планы, выработанные руководством высшего звена, и курировать работу руководителей нижнего звена.

Последняя ступень управления отдана руководству  нижнего звена. Руководители этого  уровня контролируют и направляют деятельность работников. Это, к примеру, прораб, заведующий канцелярией или контролер  производственной линии. Обычно на эти должности назначаются идущие на повышение работники и молодые специалисты. Кроме того, руководители всех уровней исполняют свои профессиональные обязанности в таких областях, как маркетинг, финансы, техническое руководство, кадры или администрирование.

В сфере развития персонала ОАО  «Сургутнефтегаз» основывается на том, что персонал – одна из главных  его ценностей, и деятельность компании в этой области направлена на повышение  профессионального уровня сотрудников, обеспечение полной реализации их потенциала и создании личной заинтересованности в достижении компанией поставленных целей.

Ежегодно, реализуемая программа «Кадры» включает в себя мероприятия по осуществлению качественного подбора работников, обучению и повышению квалификации персонала, работе с молодыми специалистами, совершенствованию системы морального и материального стимулирования кадров, созданию условий для участия сотрудников в рационализаторской и научно-исследовательской деятельности. Комплектование кадрами осуществляется методом свободного набора с внешнего рынка трудовых ресурсов г.Сургута, Сургутского района и других регионов России. Приток специалистов по требуемым направлениям во многом обеспечивает целевая подготовка кадров, которая формируется путем отбора претендентов на обучение, организации и проведения всех видов практик, предоставления рабочих мест в ОАО «Сургутнефтегаз» после окончания образовательного учреждения. Ежегодно каждый третий сотрудник ОАО «Сургутнефтегаз» проходит учебный цикл по повышению квалификации, для этого используются все доступные способы обучения: дистанционные программы, стажировка персонала, выездные семинары и тренинги по программе Master of Business Administration (MBA). Знания, приобретаемые в процессе обучения, создают основу для успешной профессиональной карьеры и мобилизации творческих возможностей работников. В настоящее время 41,7% сотрудников компании имеют высшее и среднее профессиональное образование, 116 человек – ученую степень. Одним из важных направлений в работе с персоналом является работа с молодежью и молодыми специалистами. В компании четко выстроена работа по профессиональной адаптации молодежи на производстве, привлечению молодых специалистов к научно-технической деятельности, повышению квалификации, обеспечению карьерного роста перспективной молодежи. Задача по обеспечению высокой мотивации персонала компании решается за счет создания эффективной системы материального и нематериального стимулирования работников. Формами материального стимулирования персонала являются оплата труда с регулярной индексацией, обеспечивающая достойный уровень жизни, а также система поощрений и премий, выплачиваемых в зависимости от качества решения поставленных задач и степени достижения запланированных результатов в производственной деятельности. Помимо материального стимулирования в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется система морального поощрения. Компания регулярно проводит различные конкурсы профессионального мастерства, представляет сотрудников к награждению государственными наградами, ведомственными знаками отличия в труде, к корпоративным наградам. Высококвалифицированные специалисты, имеющие организаторский потенциал, включаются в резерв кадров на руководящие должности (см.рис 4).

Рис.4 - Выписка из газеты «Нефть Приборья»

Глава 2 Краткая характеристика месторождения

В административном отношении Федоровское  месторождение расположено в  Сургутском районе Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области. Ближайшим крупным населенным пунктом  является город Сургут (30-35 км).

Федоровское месторождение находится в 10 км к  северо-востоку от разрабатываемого месторождения - Западно-Сургутского. В 35-45 км от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск.

Район работ представляет собой слабо  пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к  широтному течению р. Оби.

В геологическом строении месторождений  принимают участие породы палеозойского фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла, сложенного песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Доюрский фундамент

Породы  доюрского фундамента представлены диабазовыми порфиритами и трещиноватыми  кристаллическими базальтами, относящимися по возрасту к палеозойской группе.

Мезозойская группа. Юрская система

Отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Мощность этих отложений колеблется от 60 до 380 м. Нижний отдел представлен Тоарским ярусом. Отложения этого возраста представлены Тюменской,Абалакской , Георгиевской и Баженовской свитами.

Отложения Тюменской свиты несогласно залегают на породах полеозойского фундамента.

Тюменская свита, представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелкозернистые, алевролиты серые, аркозовые и полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, к низу переходящие в полимиктовые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков и прослойки угля. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистые, иногда углистые. Встречаются прослои угля и углистого сидерита. Глинистые породы свит обогащены ОВ, содержание которого достигает 3%.В верхней части тюменской свиты прослеживается нефтеносный пласт. Мощность тюменской свиты изменяется от 0 до 300 м.

Нефтегазоносность

К настоящему времени в пределах Сургутского  свода открыто более 40 месторождений  нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений –  многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская, васюганская  и баженовская свиты), меловые  отложения (мегионская свита (ачимовская толща, пласты БС10`-14) и вартовская свита (пласты БС1-2 и АС4-9)).

Промышленные  скопления нефти Федоровского месторождения  приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС101 ), готерива (пласты БС2. БС1), баррема (пласты AC9, AC7-8, АС61,АС5-8, AC4). Общий  этаж нефтеносности составляет 1000 м.

В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в  пласте БС16 на собственно Федоровской  площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки. Нефтенасыщенные толщины  изменяются от 0,8 до 6,6 м.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе  которой выделяется продуктивный пласт  БС10. Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим  контуром нефтеносности почти все  осложняющие Федоровскую структуру  купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных  относительно глубоким прогибом. Пласт  БС10 литологически неоднороден, фациально  изменчив как по разрезу, так и  по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин  пласт разделяется на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя пачка  представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в  восточной и западной частях месторождения  различен по сравнению с центральной. В восточной части месторождения (Восточно-моховая площадь) общая  толщина верхней пачки не превышает 8-17м. Уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до 2м., в западной части месторождения (Федоровская площадь) верхняя пачка  имеет общую толщину 10-13м. В центральной  части (Моховая площадь) общая толщина  резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней  пачки по месторождению 27,5 м..

Нижняя  пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах песчаники  нижней пачки целиком замещаются глинами. Нефтенасыщенные толщины  изменяются от 0 до 19 м.

Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке –2242 (±3) м. Коллекторские  свойства пласта: пористость 24%, нефтенасыщенность 0.68, коэффициент песчанистости от 0,43 до 0,56, проницаемость (443-571)х103 мкм2. Залежь пластово-сводовая высотой 70 м. площадь 38 х 47 км.

В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт БС101. Песчаники пласта распространены по всем поднятиям Федоровского месторождения, но нефтенасыщены коллекторы только на собственно Федоровском и Восточно-Моховом  поднятиях. На Федоровском поднятии пласт БС101 имеет сложное линзовидное  строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших  залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184 м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте БС101 выделяется три залежи. Уровень  ВНК принят на абсолютной отметке -2198м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Федоровской площади  коэффициенты пористости от 12 до 24%, нефтенасыщенности 0,63, песчанистости 0,34, проницаемости 0,206мкм2, нефтенасыщенные толщины до 10,2 м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м.. Пласт ВС101 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Федоровской площади).

К нижней подсвите вартовской свиты (нижний отдел меловой системы) относятся  нефтеносные пласты БС1-2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и  объединяются в единый гидродинамический  резервуар. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке -1970 ± 5 м. для  Федоровской площади, и -1962 ± 4 м. для  Моховой.

Пласт БС2 присутствует на Федоровской и  Моховой площадях. Разведочными и  добывающими скважинами вскрыты  в пласте несколько различных  по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Федоровской  площади, три - к Моховой. Коллекторские  свойства пласта: пористость 27%, нефтенасыщенность 0,66 – 0,71 коэффициент песчанистости 0,54-0,65. проницаемость 0,717 мкм2. Нефтенасыщенные  толщины изменяются от 0,8 до 14 м. среднее  значение 4,9 м..

Залежи  пласта БС1 выявлены на Федоровском, Моховом  и Северо-Сургутском поднятиях. На большей  части площади пласт имеет  сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2,5 – 4 м.. Наибольшие толщины вскрыты  на Северо-Сургутской площади до 6 м.. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: пористость 25 - 26%, нефтенасыщенность 0,66 – 0,71, коэффициент песчанистости 0,45 – 0,60 , проницаемость 0,621 мкм2.

В разрезе верхней подсвите вартовской свиты выделяется ряд песчаных пластов, шесть из которых являются на Федоровском  месторождении нефтеносными: АС4, АС5-6, АС7-8, АС9.

Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью как по разрезу, так и по площади. На собственно Федоровском  поднятии выделяются три отдельные  залежи, кроме того, на сочленении Федоровской  и Моховой площадей выделены еще  две небольшие водонефтяные залежи.

На  юге Федоровской площади пласт  более мощный по толщине, к северу расчленяется на несколько проницаемых  прослоев. Уровень ВНК по залежам  изменяется в метрах от 1846 до 1861 в  абсолютных отметках .

Газовую шапку имеет лишь одна залежь. ГНК  отбивается на абс.отм.-1844-1845,8 м. Размеры  её небольшие – 1,75х1,4 км..

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористость 26 -27%, нефтенасыщенность 0,62 – 0,70, коэффициент  песчанистости 0,47 – 0,59 , проницаемость 0,609 – 0,943 мкм2. Нефтенасыщенные толщины  по залежам изменяются от 0,4 до 15,2 м. среднее значение 4-5 м. Газонасыщенная толщина 4,1 м.

Залежи  пластов АС7-8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют  толщину 20 м. На Федоровском поднятии в пласте образовались две самостоятельные  залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов  надежным глинистым разделом. В связи  с этим пласты имеют свои ВНК и  ГНК (-1839,4 ± 4 м. и –1836,2 ± 1,2 м. соответственно). На остальных площадях месторождения  они объединяются в одну гидродинамическую  систему с пластами AC5-6, поэтому  выделены в единый подсчетный объект AC5-8.

Пласты  АС7-8 по геофизическим данным имеют  низкие коллекторские свойства: пористость - 24%, нефтенасыщенность – 0,54 , коэффициент  песчанистости 0,54 – 0,65, проницаемость 0,106 – 0,162 мкм2. Нефтенасышенные толщины  достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь) и 5,9 м (Моховая  площадь), газонасыщенные - 16 м., в среднем 6,8 м.

Залежи  пластов AC5-6 практически занимают всю  площадь Федоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы AC5-6 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамически взаимосвязаны  с пластами AC5-8 Федоровской площади  и объединяются общим уровнем  ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Федоровской площади –1809,8 м., а для Моховой и Восточно-Моховой –1808,7 м.. Средние отметки ВНК по площадям составили -1818 м., -1822 м. и -1829 м., соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.

Добывающие  скважины вскрыли продуктивные зоны в разрезе пластов AC5-6, где присутствует трехфазное насыщение: сверху - газ, затем  нефть, внизу – вода.

Коллекторские свойства пласта: пористость 26%, нефтенасыщенность 0,65, коэффициент песчанистости до 0,52 – 0,65, проницаемость 0,377 – 0,726 мкм2. Нефтенасыщенные  толщины в пределах залежи составили 0,4-19,3 м., газонасыщенные 0,6 – 30,6 м..

Залежь  пласта AC5-6 пластово-сводовая, площадь  ее 31,5 х 41 км., высота 55 м..

Залежь  пласта АС4 газонефтяная, пластово-сводового  типа, по размерам самая крупная  на Федоровском месторождении, размеры  её 51,2x 36.4 км, высота залежи 65 м. Начальная  нефтенасыщенность пласта 0,61-0,67 пористость 26% коэффициент песчанистости 0,47 проницаемость 0,450 мкм2 Эффективная газонасыщенная толщина колеьлется от 0,4 до 21,6м, неытенасыщенные  толщины изменяются от 0 до 11,1 м. От нижележащих  пластов AC5-8, пласт АС4 отделен глинистой  перемычкой, которая не выдержана  по толщине и площади, поэтому  в скважинах, где происходит слияние  этих пластов, принята условная граница  раздела.

По  материалам ГИС, в среднем, ГНК принят на абсолютной отметке 1810 метров. Средняя отметка ВНК для Федоровской площади –1821,6 м., для Моховой -1817 м., для Восточно-Моховой -1820 етров.

В 1983 году на Федоровском месторождении  был достигнут максимальный уровень  добычи нефти, а в феврале 1985 года добыта 250-миллионная тонна нефти. В 2004 году была добыта 500-миллионная тонна нефти с начала эксплуатации.

За  абсолютным максимумом в 1983 году снижение добычи продолжалось до 1996 года. Однако ситуацию удалось переломить благодаря  вводу в эксплуатацию трудно извлекаемых  запасов, которые при нынешнем уровне техники, технологии и экономических  условиях разрабатывать стало рентабельно.