Технология и методы анализа среды организации

Далее приведен SWOT-анализ ПФ «Севергазгеофизика».

Анализ внутреннего состояния компании и учет бизнес окружения компании позволил выделить следующие факторы деятельности компании.

Для успешной деятельности на рынке нефтесервисных услуг необходимо выполнение следующих факторов:

• Доступ к кредитным или заемным финансовым ресурсам. Без доступа компании крайне тяжело инвестиционные проекты, приобретать и обновлять основные средства производства, иметь достаточные оборотные средства;
• Наличие достаточного административного ресурса для возможности получения информации по тендерам и обеспечения возможности получения крупных контрактов и госзаказа;
• Достаточно высокий технический и технологический уровень работы компании;
• Квалифицированный управленческий и технический персонал, система повышения квалификации кадров;
• Лицензия соответствующего уровня, сертификация ISO. 

Сильные внутренние стороны:

1. Лидерство на рынке за счет клиентоориентированности компании - гибкость в отношениях с Заказчиками - наличие проектного подразделения позволяет обеспечивать многовариантность решения инженерных задач за счет использования инновационных технологий, оборудования, ноу-хау.
2. Команда высококвалифицированных специалистов.
3. Опыт работ в условиях Крайнего Севера, высокая компетентность. Наличие патентов.
4. Широкая производственная (продуктовая) линейка геофизических работ и услуг.
5. Наличие системы профессионального обучения и повышения квалификации.
6. Программа социальной ответственности.

Слабые внутренние стороны:

1. Недостаток финансовых средств (оборотных, для осуществления финансирования необходимых стратегических инициатив).
2. Непостоянство денежного потока из-за большого периода оборота дебиторской задолженности.
3. Низкая рентабельность производственной деятельности (основной) из-за слабой организации снабжения и технического сервиса механизмов.
4. Высокие издержки производства.
5. Громоздкость организационной функциональной структуры из-за отсутствия формализации процессов управления.
6. Слабая маркетинговая политика, и как следствие неритмичность и непредсказуемость получения заказов.

Сильные внешние стороны: Возможности рынка

1. Растущий рынок.
2. Возможности быстрого роста.
3. Наличие новых привлекательных географических рынков.
4. Появление новых технологий геофизических работ и услуг.
5. Приток частного и иностранного капитала в нефтегазовую отрасль.

 

 Слабые внешние стороны: Угрозы рынка

1. Доступность финансов привела к снижению и разрушению входных барьеров в отрасли.
2. Высокая конкуренция при превалировании ценовых показателей.
3. Развитие альтернативных технологий (аналогов), появление на рынке аналогов оборудования.
4. Дефицит специалистов.
5. Угроза поглощения более крупной компанией.

Распределим полученные факторы по полям матрицы.

Таблица 2.6

SWOT-анализ ПФ «Севергазгеофизика»

	СИЛЬНЫЕ СТОРОНЫ	СЛАБЫЕ СТОРОНЫ
	ВОЗМОЖНОСТИ   "O" — OPPORTUNITIES	УГРОЗЫ   "T" — THREATS
В  Н  Е  Ш  Н  Я  Я      С  Р  Е  Д  А	1. Растущий рынок.   2. Возможности быстрого роста.  3. Наличие новых привлекательных географических рынков.  4. Появление новых технологий геофизических работ и услуг.  5. Приток частного и иностранного капитала в нефтегазовую отрасль.	1. Низкая доступность финансов.  2. Высокая конкуренция.  3. Развитие альтернативных технологий и аналогов оборудования.  4. Дефицит специалистов.  5. Угроза поглощения более крупной компанией.
	ПРЕИМУЩЕСТВА   "S" — STRENGTH	НЕДОСТАТКИ   "W" — WEAKNESS
В  Н  У  Т  Р  Е  Н  Н  Я  Я      С  Р  Е  Д  А	1. Лидерство на рынке   2. Команда высококвалифицированных специалистов  4. Опыт работ в условиях Крайнего Севера  5. Широкая производственная (продуктовая) линейка геофизических работ и услуг. 6. Система профессионального обучения и повышения квалификации  7. Программа социальной ответственности	1. Недостаток финансовых средств (оборотных и для осуществления стратегических инициатив)  2. Непостоянство денежного потока из-за большого периода оборота дебиторской задолженности.  3. Низкая рентабельность производственной деятельности из-за слабой организации снабжения и технического сервиса механизмов.  4. Высокие издержки производства.   5. Громоздкость организационной функциональной структуры из-за отсутствия формализации процессов управления  6. Слабая маркетинговая политика

 

Таким образом, слабыми сторонами деятельности ПФ «Севергазгеофизика» являются недостаток финансовых средств (оборотных и для осуществления стратегических инициатив), непостоянство денежного потока из-за большого периода оборота дебиторской задолженности, низкая рентабельность производственной деятельности из-за слабой организации снабжения и технического сервиса механизмов, высокие издержки производства, громоздкость организационной функциональной структуры из-за отсутствия формализации процессов управления, слабая маркетинговая политика. 

 

2.4. Разработка рекомендаций  геофизической организации

 

На основе проведенного анализа внешней и внутренней среды  ПФ «Севергазгеофизика» в рамках данной работы предложены следующие мероприятия.

1. Снижение трудозатрат посредством  внедрения новой технологии  определения  пластового  давление в скважинах  при одновременной совместной  разработке нескольких пластов.

В настоящее время в ПФ «Севергазгеофизика» пластовое давление в эксплуатационных скважинах при одновременной совместной разработке нескольких пластов определяется селективно пластоиспытателями на трубах (КИИ-95). В настоящее время не эффективно определять пластовое давление прямыми методами по причине огромной трудоемкости процесса исследований и сомнительной достоверности получаемых результатов исследований, что, по сути, и является недостатком данной технологии. 

Актуальность внедрения новой технологии определения пластового  давление в скважинах при одновременной совместной разработке нескольких пластов представлена в табл. 2.7.

 

 

 

 

Таблица 2.7

Актуальность внедрения новой технологии определения пластового  давление в скважинах при одновременной совместной разработке нескольких пластов

ПРОБЛЕМА	ПОСЛЕДСТВИЯ	ПРЕДЛОЖЕНИЕ
В процессе  одновременно совместной разработке нескольких пластов (Приобское месторождение) отсутствует достоверный способ определения пластового давления)	Потеря имиджа Общества на рынке геофизических услуг. Не получение  дополнительных объемов работ	Закупка пакера ПГ-118 для временного разобщения пластов.

 

Для внедрения новой технологии определения пластового  давление в скважинах при одновременно совместной разработки нескольких пластов необходима закупка пакера ПГ-118 для временного разобщения пластов (1150000 руб. Без НДС).

Пакер ПГ-118 представляет собой устройство, предназначенное для герметичного длительного разобщения интервалов ствола скважины,  состоящее из: якоря - пакера ЯП-118, силового привода СП-118, ловителя, устройства для подсоединения автономного прибора с датчикам (давления, температуры). Внешний диаметр пакера 118 мм, длина около 2500 мм.  Доставляется пакер в интервал установки на геофизическом кабеле, устанавливается при помощи электрогидравлического исполнительного устройства, извлекается из скважины на трубах.       

Описание технологии, являющейся результатом проекта: при окончании строительства скважины создаются благоприятные условия для определения пластового давления. Скважина обсажена эксплуатационной колонной, закреплена, колонна не перфорирована. Исследования производятся в процессе вторичного вскрытия (перфорации) пластов. Пласты вскрываются последовательно снизу вверх. После вскрытия нижнего пласта над его кровлей устанавливается пакер с автономным прибором, затем вскрывается вышележащий и над его кровлей устанавливается следующий пакер и т.д.

Преимуществом новой технологии является то, что она не влечет за собой значительных трудозатрат. Для сравнения, если пластовое давление определять пластоиспытателем КИИ-95, то процесс исследования затянется на 10-15 суток применительно для Приобского месторождения. По новой технологии – 2-3 суток.  Снижение трудозатрат предприятия естественно влечет за собой снижение расходов предприятия на оплату труда и социальные нужды.

2. Замена колтюбинга шлангокабелем.

Сравнительно недавно на рынке появился шлангокабель позволяющий проводить как исследования скважин, так и технологические операции при ремонте скважин (закачка химических реагентов, извлечение продуктов реакции, освоение скважин, очистка призабойной зоны пласта и т.д.).

Практических наработок с применением шлангокабеля в настоящее время у сервисных предприятий нет. Необходимо наработать опыт проведения работ, занять соответствующую нишу на рынке нефтепромысловых услуг. Конечной целью мероприятия является создание привлекательных для нефтегазодобывающих предприятий технологий, сокращающих цикл ремонта скважин, снижение затрат ПФ «Севергазгеофизика» на геофизические работы (в частности затрат на оплату труда и затрат на материалы).              

Проект обеспечен необходимыми ресурсами кроме геофизического подъемника. К  показательным работам планируется привлечь на условиях аренды геофизический подъемник ООО «Нефтесервис» и установку для нагнетания газа (УНГ)         

Шлангокабель представляет из себя гибкую полимерную трубу армированную стальной плакидной лентой. Внешний диаметр трубы – 28мм, внутренний – 18мм, строительная длина 3000м. В тело трубы вмонтированы проводники электрического тока, предназначенные для передачи электрических сигналов. Низ шлангокабеля оборудован специальным наконечником для подсоединения геофизических приборов.

При исследовании скважин все технологические операции в скважине производятся с применением насосно-компрессорных труб (НКТ) при этом доля спуско-подъемных операций НКТ в общем времени исследования скважин значительна. 

В ходе реализации мероприятия создаются условия для сокращения времени исследования скважин и повышающие информативность геофизических исследований      

В настоящее время ПФ «Севергазгеофизика»  оказывает геофизические услуги с применением гибкой стальной трубы колтюбинг, неплохо зарекомендовавшей себя в нефтепромысловом сервисе в части извлечения из ствола скважины незакрепленного пропанта. На другие технологические операции колтюбинг не привлекается по причине не рациональности и дороговизны оказываемых услуг.  К прочим недостаткам колтюбинга можно отнести отсутствие токоведущих жил в теле стальной трубы, а, следовательно, отсутствие соответствующего контроля над технологическими операциями.

Колтюбинг на 12% превышает по стоимости шлангокабель, замена колтюбинга шлангокабелем приведет не только к повышению информативности и снижению трудоемкости геофизических работ, но и к снижению затрат ПФ «Севергазгеофизика» на материалы.

При использовании шлангокабеля в скважину на заданную глубину спускается шлангокабель, на поверхности в зависимости от решаемой задачи к шлангокабелю подключается установка нагнетания газа УНГ или насос для закачки химического реагента (на рису. 2.2 представлен один из вариантов компоновки с применением шлангокабеля).  При подключении УНГ снижается плотность столба жидкости, вызывается приток из пласта, происходит очистка призабойной зоны пласта, вымывается незакрепленный пропант, извлекаются продукты реакции (в зависимости от решаемой задачи). При этом проведение технологических операций постоянно контролируется скважинным геофизическим прибором, закрепленном на шлангокабеле. При необходимости выполняется комплекс геофизических исследований.

Сравнивать использование шлангокабеля с колтюбингом не вполне корректно, так как не существует полного аналога сравнения.

  3. Внедрение аппаратно-программного  комплекса «АвтоТрекер».

Аппаратно-программный комплекс «АвтоТрекер» — многофункциональный,  интеллектуальный контрольно-навигационный комплекс, позволяющий во времени, близком к реальному,  контролировать местонахождение подвижных объектов (автомобилей) с помощью встроенной системы спутниковой навигации GPS и ГЛОНАСС, состояние их ключевых узлов и агрегатов, осуществлять автоматизированный контроль путем запрограммированных реакций на заданные события, дистанционное управление и обмен  сообщениями с использованием сотовой (GSM) связи.