Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ТУРИЗМА И СЕРВИСА» (ФГОУВПО «РГУТиС»)

Кафедра «Сервисной и туристской деятельности»

Специальность 100101.65 «Сервис»

Специализация 100101.65.13 «Сервис НГК»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему: «Совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь с целью улучшения качества оказываемых услуг»

Студент Трубинов А.

Руководитель дипломного проекта: д.т.н., доцент Юшков И.Р.

Консультанты:

Безопасность жизнедеятельности д.т.н., профессор Середа Т.Г.

Экономическое обеспечение проекта к.э.н., доцент Алексеев А.О.

2012

Аннотация

Совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь, с целью улучшения качества оказываемых услуг

Дипломный проект содержит 6 листов графических материалов формата А1, пояснительную записку на 105 листах формата А4, включающую 14 рисунков, 25 таблиц, 46 использованных источника.

Дипломный проект состоит из введения, пяти основных разделов, заключения, списка использованных источников и приложений.

Во введении обосновывается актуальность темы проекта, формулируется цель и задачи, определяется объект и предмет исследования, а также раскрывается практическая значимость исследования.

В технико-экономической части приведена актуальность темы дипломного проекта, а также изучена общая характеристика предприятия ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь.

В сервисном разделе были проанализирован рынок нефти, процесс добычи нефти, выявлены недостатки при добыче нефти предприятия ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь.

• В производственно-технологическом разделе проанализированы возможные методы увеличения производительности скважин, рассмотрен опыт применения кислотного гидроразрыва пласта на Гагаринском месторождении, предложено внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» рассмотрено обеспечение безопасности условий труда слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти», проанализированы мероприятия по созданию безопасных условий труда, разработаны рекомендаций по снижению влияния вибрации на организм слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти».

В организационно-управленческом разделе определена экономическая эффективность от внедрения проекта на предприятии.

Содержание

Введение

1. Технико-экономическое обоснование проекта

1.1 Краткая характеристика предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

1.2 Основные показатели деятельности предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

1.3 Стратегический анализ деятельности

Выводы по первой главе

2. Сервисный раздел

2.1 Рынок нефти

2.2 Процесс добычи нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

2.3 Выявление проблем при добыче нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Выводы по второй главе

3. Производственно-технологический раздел

3.1 Анализ возможных методов увеличения производительности скважин

3.2 Опыт применения кислотного гидроразрыва пласта на Гагаринском месторождении

3.3 Внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти

Выводы по третьей главе

4. Экономический раздел

4.1 Расчет капиталовложений

4.2 Расчёт доходов и расходов от проекта

4.3 Оценка эффективности проекта

Выводы по четвертой главе

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Обеспечение безопасности условий труда слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти»

5.2 Мероприятия по созданию безопасных условий труда

5.3 Разработка рекомендаций по снижению влияния вибрации на организм слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти»

Выводы по пятому разделу

Заключение

Список использованных источников

Введение

В процессе эксплуатации оборудования, в том числе нефтяных скважин происходит изменение работоспособности механизмов, вызванное износом рабочих поверхностей деталей, разрушением деталей или их поверхностных слоев. Технические устройства, предназначенные для применения на опасных производственных объектах, в течение всего срока их использования подлежат техническому обслуживанию. Объем и сроки проведения профилактических работ для поддержания технического устройства в исправном состоянии определяются в технической документации на данное устройство.

К эксплуатации и обслуживанию технических устройств, предназначенных для применения на опасных производственных объектах, допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и имеющие документы установленного образца.

Основой проведения качественного и своевременного ремонта является система технического обслуживания и планового ремонта нефтяных скважин, под которой понимается совокупность мероприятий по техническому обслуживанию и плановому ремонту оборудования, проводимых в профилактических целях для обеспечения его безотказной работы.

Важной задачей обслуживания и ремонта оборудования, технических устройств является установление соответствия между субъективным процессом эксплуатации изделия и объективным процессом изменения его технического состояния. Решение указанной задачи достигается за счет широкого использования средств контроля и диагностики, позволяющих осуществлять эксплуатацию машин по их техническому состоянию. При этом полнее используется межремонтный ресурс, снижается трудоемкость ремонта и технического обслуживания, становится возможным прогнозировать ресурс объекта, определять техническое состояние его составных частей, устанавливать виды и объем ремонтных работ, осуществлять переход на ремонт сложных изделий агрегатным способом.

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод об актуальности выбранной темы дипломного проекта.

Целью дипломного проекта является разработка проекта совершенствования сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь, с целью улучшения качества оказываемых услуг.

Задачи, рассматриваемые в дипломной работе:

- анализ деятельности предприятия ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь;

- анализ сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»;

- разработать проект совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»;

- рассчитать экономическую эффективность проекта совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»;

- рассмотреть безопасность труда при сервисном обслуживании оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»

Объектом исследования является ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы».

Предмет исследования - совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы».

Результаты дипломного проекта могут быть использованы в текущей деятельности предприятия.

1. Технико-экономическое обоснование проекта

1.1 Краткая характеристика предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Полное фирменное наименование общества на русском языке: Открытое акционерное общество «Северо-Западные магистральные нефтепроводы».

Сокращенное фирменное наименование общества на русском языке: ОАО «СЗМН».

Место нахождения Общества: Республика Татарстан, 420061, г. Казань, ул. Н. Ершова, д. 26 а.

Общество создано в целях реализации технических и социально-экономических интересов акционеров при безусловном обеспечении интересов Российской Федерации в области транспортировки по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки, а также с целью извлечения прибыли.

Основная задача деятельности Общества - организация и осуществление транспортировки по системе магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки.

Основными видами деятельности Общества являются:

- транспортировка по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки;

- прием нефти к транспортировке;

- сдача нефти грузополучателям;

- компаундирование нефти (смешивание двух или более продуктов переработки нефти для изготовления топлив заданных качеств);

- хранение нефти, газа и продуктов их переработки;

- реализация нефти, газа и продуктов их переработки;

- эксплуатация и капитальный ремонт объектов магистрального трубопроводного транспорта;

- эксплуатация, ремонт и строительство объектов трубопроводного транспорта собственным автотранспортом и спецтехникой;

- изготовление, обслуживание, ремонт, наладка и испытание оборудования магистральных нефтепроводов;

- производство маркшейдерских работ;

- охрана продукции, транспортируемой по магистральным нефтепроводам, объектов магистральных нефтепроводов, предназначенных для транспортирования и хранения такой продукции, иного имущества Общества (в том числе при его перевозке), необходимого для функционирования системы магистральных нефтепроводов, а также обеспечение собственной и экономической безопасности Общества;

- приобретение гражданского, служебного оружия и специальных средств для обеспечения охраны продукции, транспортируемой по магистральным нефтепроводам, объектов магистральных нефтепроводов, предназначенных для транспортирования и хранения такой продукции, иного имущества Общества (в том числе при его перевозке), необходимого для функционирования системы магистральных нефтепроводов.

- осуществление технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов;

- осуществление промышленного и гражданского строительства;

- проектирование объектов трубопроводного транспорта;

- осуществление деятельности по разработке проектно - сметной документации на строительство, реконструкцию, перевооружение магистральных нефтепроводов и их объектов;

- выполнение проектных работ для зданий и сооружений;

- проектирование проектов производственных работ (ППР) и технологических карт;

- ведение геодезической и картографической деятельности;

- перевозка грузов автомобильным транспортом;

- погрузочно-разгрузочная деятельность на железнодорожном транспорте;

- проведение работ по охране воздушно-окружающей среды (ОВОС) при трубопроводном транспорте нефти;

- производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений;

- деятельность по предупреждению и тушению пожаров;

- деятельность по использованию природных ресурсов, в том числе недр;

- внешнеэкономическая деятельность;

- коммерческая деятельность;

- проведение работ, связанных с использованием сведений, составляющих государственную тайну, оказанием услуг по защите государственной тайны;

- оказание медицинских услуг;

- перевозка работников Общества для производственных (служебных) целей;

- гостиничная деятельность;

- деятельность детских лагерей во время каникул;

- деятельность пансионатов, домов отдыха и т.п.;

- сдача в наем собственного жилого недвижимого имущества;

- организация общественного питания работников Общества.

Отдельными видами деятельности, перечень которых определяется федеральными законами, Общество может заниматься только на основании лицензии.

Организационная структура управления ОАО "СЗМН" представлена на рисунке 1.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.1 - Организационная структура управления ОАО "СЗМН"

Организационная структура управления «ОАО «СЗМН» относится к традиционному типу. При такой (линейно-функциональной или штабной) структуре управления всю полноту власти берет на себя линейный руководитель, возглавляющий определенный коллектив. Ему при разработке конкретных вопросов и подготовке соответствующих решений, программ, планов помогает специальный аппарат, состоящий из функциональных подразделений (отделов) - кадры, финансы, производство и т.д. Функциональные структуры подразделения находятся в подчинении главного линейного руководителя. Свои решения они проводят в жизнь либо через главного руководителя, либо (в пределах своих полномочий) непосредственно через соответствующих руководителей служб-исполнителей.

Предприятие работает в условиях стабильного и несложного окружения, в ней известны общие цели и задачи, работа поддается делению на отдельные операции, применяется централизованное планирование, что говорит о механистическом типе организационной структуры. Для этой структуры характерно то, что каждый специалист решает свою задачу, технические методы и средства решения задач, права и обязанности каждого функционального элемента точно определены. Взаимодействие в системе управления происходит в основном по вертикали. Производственная деятельность и поведение персонала регламентируются инструкциями и решениями руководства. Управление такой организацией использует простую систему контроля, где информация поступает снизу вверх, подвергаясь последовательному усилению.

Данный тип организационной структуры эффективен в нефтеперекачивающей отрасли, так как они выполняют ограниченную номенклатуру работ, действуют в стабильных внешних условиях и для обеспечения своего функционирования требуют решения стандартных управленческих задач. Стратегические решения принимает управляющая компания «Транснефть». Четкая скоординированность и тесное взаимодействие всех структур осуществляется благодаря единым внутрикорпоративным принципам ведения производственно - технической, экономической, экологической, кадровой и социальной политики.

В целях успешного функционирования и динамичного развития производства в структурной схеме ОАО «СЗМН» в последние годы произведены существенные изменения. Линейные производственно- диспетчерские станции были заменены на районные нефтепроводные управления, в зоне ответственности которых теперь находятся оперативное и техническое руководство участками нефтепроводов и технологическими объектами, их высокая надежность, а также безаварийная и бесперебойная транспортировка углеводородов, являющаяся главной задачей производственного процесса. В соответствии с этим в подразделениях ОАО «СЗМН» создан ряд дополнительных служб.

Важнейшими службами являются:

Центральные ремонтные службы (ЦРС), ответственные за качественное и оперативное выполнение аварийно- восстановительных и ремонтных работ на линейной части нефтепровода и технологических трубопроводов НПС;

Линейные эксплуатационные службы НПС (ЛЭС), ответственные за участки по эксплуатации вдоль линий и электрохимзащиты, группы по эксплуатации средств линейной телемеханики;

Служба промышленной безопасности и контроля, ответственная за разработку и реализацию мер, направленных на безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов;

Служба безопасности, содержание деятельности которой состоит в своевременном выявлении и устранении либо минимизации воздействия внешних и внутренних угроз жизненно важным интересам акционерного общества.

Реструктуризация производства позволила обеспечить более высокую оперативность, скоординировать продуктивность работы персонала на всех организационных уровнях.

1.2 Основные показатели деятельности предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Аналитическая часть проекта выполняем на основе бухгалтерского баланса и отчета о прибылях и убытках, приложений к нему и форм статистической отчетности.

Проведем анализ основных показателей деятельности предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» с 2009г по 2011г в (см.табл. 1.1.).

Таблица 1.1 - Основные показатели деятельности предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 года

Показатель	2009	2010	2011	Абсолютное отклонение 2011г. к 2009г.	Темп роста, 2011г. в % к 2009г.
Выручка от продажи товаров, тыс.руб.	2382223	2507603	1737335	-644888	72,93
Себестоимость, тыс.руб.	2159877	2181694	1495518	-664359	69,24
Валовая прибыль, тыс.руб.	222346	325909	241817	19471	108,76
Коммерческие расходы, тыс.руб.	208850	222181	156766	-52084	75,06
Чистая прибыль, тыс.руб.	33885	36436	24049	-9836	70,97
Рентабельность продаж, %	1,42	1,45	1,38	0	97,32
Рентабельность затрат, %	1,57	1,67	1,61	0	102,50
Производственная площадь	293	312	410	117	139,80
Количество работающих	500	532	502	2	100,38
Средняя заработная плата, тыс.руб.	17,11	18,2	21,4	4,29	125,09
Средняя стоимость основных производственных фондов, тыс.руб.	6025	6 211	5 643	-382	93,66
Фондоотдача	380	403,74	307,87	-72	81,12
Фондовооруженность, тыс.руб./ чел.	10,97	11,67	11,24	0,27	102,43
Производительность, тыс.руб./ чел.	4431	4713.54	3460,83	-970	78,11

Выводы по таблице 1.1:

- рентабельность продаж в 2009 году составляет 1,42%, в 2010 - 1,45%, в 2011 - 1,38%, что также свидетельствует о снижении эффективности деятельности предприятия,

- количество работающих предприятия увеличилась на 2 человека (0,38%),

- средняя стоимость основных производственных фондов сократилась за рассматриваемый период,

- производственная площадь увеличилась на 117 кв.метров, что свидетельствует о расширении производства,

- выручка от реализация в год составила 2382223 тыс.руб. в 2009 году, 2507603 тыс.руб. в 2010 году, 1737335 тыс.руб. в 2011 году, уменьшилась на -644888 тыс.руб. (на 27,07%),

- себестоимость в 2009 году составила 2159877 тыс.руб., в 2011 году - 1495518 тыс.руб., уменьшилась на -664359 тыс.руб. Следовательно, темп роста выручки ниже темпа роста себестоимости, что свидетельствует об снижении эффективности деятельности,

Рассмотрим изменение основных показателей выручка, себестоимость, валовая прибыль за 2009-2011 гг. (см. рис. 1.2).

Рисунок 1.2 - Выручка, себестоимость, валовая прибыль предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 гг.

Следовательно, максимальное значение выручки, себестоимосто, валовой прибыли наблюдается в 2010 году. В 2011 году происходит снижение данных показателей. Значения себестоимости в 2009 и 2010 годах практически на одном уровне. Следствием этих показателей являются показатели рентабельности продаж и затрат предприятия (см. рис. 1.3.)



Рисунок 1.3 - Рентабельность продаж и затрат предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» в 2011 году

Таким образом, деятельность предприятия за анализируемый период эффективная, об этом свидетельствует относительные (рентабельность) и абсолютные показатели (выручка, себестоимость, прибыль). На предприятии проводиться постоянная работа над усовершенствованием услуг компании. Компания обладает преимуществами, такими как широкий ассортимент изделий, индивидуальный подход к потребностям покупателей и т.д.

Итак, наиболее эффективная деятельность предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» зафиксирована в 2010 году, в 2011 году происходит снижение показателей. Необходимо повышать показатели деятельности, одним из методов повышения эффективности деятельности является совершенствование эффективности управления дебиторской задолженностью. Для этого необходимо проанализировать управление дебиторской задолженности. А также оценить качество и ликвидность дебиторской задолженности на предприятии.

В таблице Анализ финансового состояния начинается с анализа активов предприятия (см. табл. 1.2).

Таблица 1.2 - Динамика активов предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 гг.

Активы	2009 г.	2010 г.	2011 г.	Абсолютное отклонение 2011г. к 2009г.	Темп роста, 2011г. в % к 2009г.
	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%
Всего имущества в т.ч.	439406	100,00	638978	100,00	876646	100,00	437240	168,43
Внеоборотные активы	14928	3,40	11177	1,75	8130	0,93	-6798	39,18
Оборотные активы	478478	96,6	627801	98,25	868516	99,07	390038	162,13
Запасы	243740	50,94	35686	5,58	492045	56,13	248305	795,81
Дебиторская задолженность	179008	37,41	226184	35,40	304100	34,69	125092	155,31
Денежные средства	55730	11,65	365931	57,27	72371	8,26	16641	104,55

При рассмотрении структуры активов необходимо отметить, что доля оборотных средств в составе имущества увеличилась с 96,6% до 99,07%.

Увеличение оборотных активов предприятия указывает на расширение оборотно-хозяйственного потенциала.

Уменьшение доли внеоборотных активов с 3,4% до 0,93% свидетельствует об изменении ситуации в сторону еще большего использования арендованных основных средств.

В структуре оборотных активов, стоимость которых 868516 тыс. руб., 34,69% приходится на дебиторскую задолженность. Данный вид активов за анализируемый период увеличился на 125092 тыс. руб. в структуре дебиторской задолженности покупателей

Основной рост обусловлен увеличением задолженности покупателей. Это связано с отсрочкой платежа. Для устранения данного недостатки возможно применение факторинга.

Остатки денежных средств и краткосрочных финансовых вложений увеличилась в 2010 году по сравнению с 2009 годом с 55730 тыс. руб. до 365931 тыс. руб., в 2011 году по сравнению с 2011 году уменьшилась до 72371 тыс. руб. Доля денежных средств в структуре активов уменьшилась с 11,65% (в 2009 году) до 8,26% (в 2011 году). Абсолютная величина денежных средств увеличилась на 16641 тыс. руб. в 2011 году по сравнению с 2009 годом.

Таблица 1.3 - Динамика источников его формирования ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы»за 2009-2011 гг.

Пассивы	2009 г.	2010 г.	2011 г.	Абсолютное отклонение 2011г. к 2009г	Темп роста, 2011г. в % к 2009г.
	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%
Всего источники в т.ч.	439406	100	638978	100	876646	100	437240	168,43
Собственные источники	74013	16,84	109301	17,11	134024	15,29	60011	154,90
Заемные источники в т.ч.	365393	83,16	529677	82,89	742622	84,71	377229	171,22
Долгосрочные	70000	15,93	0	0,00	0	0,00	-70000
Краткосрочные	295393	67,23	529677	82,89	742622	84,71	447229
Кредиторская задолженность	176142	40,09	179376	28,07	348827	39,79	172685	196,27

В структуре источников пополнения активов хозяйствующего субъекта следует отметить незначительную долю собственных источников в 2009 году - 16,84%, в 2011 году - 15,29%, изменения составили 68,43%. Собственный капитал предприятия вырос в 2011 году на 60011 тыс. руб. и составил 134024 тыс. руб. Хотя его доля в структуре пассивов существенно не изменилась.

Доля заемных средств практически не изменилась.

Уставный капитал предприятия вырос на 3985 млн. руб., что составляет 22,6% прироста валюты баланса, целевые финансирования и поступления сократились на 3213 млн. руб.

Кредиторская задолженность в 2011 году увеличилась на 172685 тыс.руб., однако ее доля в 2011 году по сравнению с 2010 годом несколько уменьшилась, показывая незначительную тенденцию к увеличению платежеспособности предприятия. Основная доля задолженности приходится на расчеты с поставщиками и подрядчиками и на задолженность перед бюджетом.

Краткосрочные заемные источники по относительным показателям выросли незначительно (2868 млн. руб.), в показателях удельного веса - 1,6%.

Следующим этапом анализа финансового состояния является анализ показателей ликвидности и платежеспособности. Для определения ликвидности баланса следует сопоставить итоги по каждой группе активов и пассивов (см. табл. 1.4).

Таблица 1.4 - Анализ ликвидности баланса предприятия, тыс. руб.

Гр. А	2010 г	2010 г.	2011 г.	Гр. П	2009 г.	2010 г.	2011 г.	Платёжный излишек
								2009 г.	2010 г.	2011 г.
А1	55730	365931	72371	П1	176142	179376	348827	-120412	186555	-276456
А2	179008	226184	304100	П2	295393	529677	742622	-116385	-303493	-438522
А3	243740	35686	492045	П3	70000	0	0	173740	35686	492045
А4	14928	11177	8130	П4	74013	109301	134024	-59085	-98124	-125894

В таблице 1.4 приняты следующие обозначения:

А1 - наиболее ликвидные активы;

А2 - быстро реализуемые активы;

А3 - медленно реализуемые активы. Сюда включают запасы за минусом расходов будущих периодов, налог на добавленную стоимость и дебиторскую задолженность более 12 месяцев;

А4 - трудно реализуемые активы. Эти средства представлены внеоборотными активами;

П1 - наиболее срочные обязательства, к которым относятся кредиторская задолженность, обязательства перед учредителями и прочие краткосрочные долги;

П2 - краткосрочные пассивы, включающие кредиты и займы V раздела баланса;

П3 - долгосрочные пассивы представлены также займами и кредитами, но уже VI раздела, а кроме того, отложенными налоговыми и прочими долговременными обязательствами;

П4 - постоянные пассивы.

После того, как проведен расчет каждой из групп пассива и актива, их значение необходимо сравнить. Причем для последующей оценки применяются следующие неравенства:

А1 ? П1, А2 ? П2, А3 ? П3, А4 ? П4.

При выполнении первых трёх неравенств, т.е. текущие активы превышают внешние обязательства предприятия, обязательно выполняется последнее неравенство, показывающее наличие у организации собственных оборотных средств. На предприятии данные неравенства не выполняются.

Рассчитаем показатели ликвидности ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» 2009-2011 гг. (см. табл. 1.5.)

Таблица 1.5 - Расчет показателей ликвидности ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 гг.

Показатели	Формула расчета	Нормы	2009 г.	2010 г.	2011 г.
Коэффициент абсолютной ликвидности	А1/(П1+П2)	0,2-0,5	0,12	0,52	0,07
Коэффициент промежуточного покрытия	(А1+А2)/(П1+П2)	> 1	0,50	4,39	0,34

Таким образом, в 2010 году значение коэффициента абсолютной ликвидности равно 0,52, т.е. 100% краткосрочной задолженности предприятие может погасить за счёт денежных средств и краткосрочных финансовых вложений. В динамике показатель уменьшился до 0,07 в 2011 году.

ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы»является абсолютно платёжеспособным и обладает существенным запасом денежных средств на конец 2010 года.

На конец 2011 года в ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» коэффициент абсолютной ликвидности составил 0,07, что значительно ниже рекомендованного значения. Это значит, что на конец 2011 года предприятие не платежеспособно (см. рис. 1.4).

Рисунок 1.4 - Показатели ликвидности ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» в 2009-2011 гг.

По рисунку 1.4 значение коэффициент промежуточного покрытия сильно меняется в 2010 году по сравнению с 2009 и 2011 годом.

Следовательно, баланс предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» за анализируемый период является неликвидным.

1.3 Стратегический анализ деятельности

Проведем анализ конкурентной позиции в таблице 1.6.

В таблице 3 приняты следующие обозначения:

1 - слабей, чем у конкурентов (W),

2 - так же, как у конкурентов (W),

3 - сильней, чем у конкурентов (W),

Из анализа таблицы 1.6. следует, что конкурентная позиция выше у Лукойла, чем у основных конкурентов, но позиции нашего предприятия выше, чем у Сургутнефтегаз. Например, на предприятии ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» качество и технологии хуже чем у ЛУКОЙЛа.

Таблица 1.6 - Анализ конкурентной позиции

№	Конкурентные преимущества	Конкурентная позиция	среднее	Сургутнефтега	СЗНМ	Лукойл
		S	N	W
1.	Качество				1.33	1	1	2
2.	Технологии				1.33	1	1	2
3.	Условия оплаты				2.00	2	2	2
4.	Цена				1.67	1	3	1
5.	Время обслуживания				2.00	2	2	2
6.	Степень соответствия потребностям потребителей				2.00	2	2	2
7.	Сервисное и гарантийное обслуживание				2.00	3	1	2
Общее количество баллов:	14	12.33	12	12	13

Далее поведем PEST-анализ ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» на современном этапе в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - PEST-анализ

№	Факторы	Значение фактора по шкале от -10 до 10
Политика
1.	Неблагоприятные изменения в политике иностранных государств	-2
2.	Увеличение таможенных пошлин	- 2
Экономика
1.	Спад роста рынка в связи с мировым финансовым кризисом	- 3
2.	Спад в российской промышленности и замедление роста рынка	-1
3.	Неблагоприятные изменения в обменных курсах валют	- 2
Технология
1.	Выросшие требования к качеству продукции	+ 8
2.	Рост количества суррогатов продукции	- 2
Рыночное окружение
1.	Существующие на данном рынке неэкономические методы конкуренции	- 2
2.	Большое число потенциальных потребителей	+ 7
итого		1

Из PEST-анализ следует, что предприятия есть огромное количество потенциальных потребителей. Но деятельность компании ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» влияют выросшие требования к качеству продукции.

Проведем SWOT-анализ предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» на современном этапе в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - SWOT-анализ

Возможности:	Сильные стороны:
• Снижение цен покупаемой продукции • Снижение издержек на услуги (аренда, перевозки, связь) из-за падения спроса на них • Рост рынка после падения спроса • Сокращение конкуренции из финансового кризиса	• Наличие филиалов - работа с поставщиками по всей России • Относительно низкие постоянные затраты - работа с большей рентабельностью • Большой опыт работы - избегание ошибок • 1С 8-ой версии - лучшее планирование, отчетность и контроль работы • Амбициозная команда - стремление к улучшению работы
Угрозы:	Слабые стороны
• Снижение количества нефти • Снижение качества продукции • Увеличение неполадок оборудования • Нестабильность рубля, затрудняющего импорт • Сокращение спроса на продукцию • Возрастание рисков из-за нестабильности в правилах игры (законодательство, курс, экспорт-импорт)	• Отсутствие планирования логистических издержек - отлаживание новой работы • Слабый контроль за работой филиалов - прописание процедур • Большие неликвиды - избавление • Кадровый «голод» - обучение сотрудников. • Снижение качества продукции - совершенствование обслуживания • Увеличение количества аварии и ремонтов - разработка новой системы профилактики оборудования

Из SWOT-анализа следует, что у предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» существует множество сильных и слабых сторон, а также возможности и угрозы. Например, снижение качества продукции, для этого необходимо совершенствование обслуживания оборудования нефтяных скважин, увеличение количества аварии и ремонтов, для устранения этого рекомендуем разработку новой системы профилактики оборудования. А также самая важная проблема - снижение объемов добычи нефти.

Выводы по первой главе

При анализе основных показателей деятельности следует, что рентабельность продаж в 2009 году составляет 1,42%, в 2010 - 1,45%, в 2011 - 1,38%, что также свидетельствует о снижении эффективности деятельности предприятия, а так же об этом свидетельствует то, что валовая прибыль и чистая прибыль уменьшилась за анализируемый период. Баланс предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» за анализируемый период является неликвидным. Таким образом, необходимо разрабатывать мероприятия по повышению показателей деятельности, и улучшению ликвидности баланса предприятия.

Конкурентная позиция выше Лукойла, по сравнению Сургутнефтегаз и ОАО «СЗМН». Но важно отметить, что позиции нашего предприятия выше, чем у Сургутнефтегаз. Например, на предприятии ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» качество и технологии хуже, чем у ЛУКОЙЛа.

У предприятия есть огромное количество потенциальных потребителей. Но деятельность компании ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» влияют выросшие требования к качеству продукции.

У предприятия ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» существует множество сильных и слабых сторон, а также возможности и угрозы. Например, снижение объема производимой продукции, поэтому рекомендуем искать резервы для повышения производительности для добычи нефти.

2. Сервисный раздел

2.1 Рынок нефти

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро.

Крупнейшей страной - производителем нефти в мире является Саудовская Аравия общий объем производства составляет 11,1 млн. баррелей в день.

Всего в Саудовской Аравии насчитывается около 77 месторождений газа и нефти. Крупнейшими месторождениями являются Гавар - самое большое в мире месторождение нефти на суше, запасы которого оцениваются в 9,6 млрд. тонн нефти, - и Сафания - крупнейшее в мире шельфовое месторождение с доказанными запасами около 2,6 млрд. тонн. Кроме того, на территории страны нефть добывается на таких крупных месторождениях, как Нажд, Берри, Манифа, Зулуф и Шайбах.

Второе место по производству мировой нефти занимает Россия 9,5 млн. баррелей в день. На территории России нефть добывается на 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений, крупнейшие из которых находятся на шельфе Сахалина, Баренцева, Карского и Каспийского морей. Большая часть разведанных запасов нефти страны сосредоточена в Западной Сибири и на территории Уральского федерального округа. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча нефти практически не ведется. Наиболее старыми и истощенными районами добычи нефти в России являются Урало-Поволжье, Северный Кавказ и остров Сахалин. Месторождения Западной Сибири и Тимано-Печорского региона открыты сравнительно недавно и находятся на самом пике своего развития. Месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока (за исключением о-ва Сахалин), а также шельфы российских морей находятся в начальной стадии освоения.

Российская нефть, по которой проходят торги на мировых биржах носит название Urals. Экспорт российской нефти марки Urals по итогам первой половины 2006 года принес экономике России $49,54 млрд. Количество нефти, проданной за рубеж, по сравнению с тем же периодом 2005 года практически не изменилось и составило 124,9 млн. тонн.

Российская нефть марки Urals продается с дисконтом к цене сорта Brent, по котировкам которого определяется цена на 65% мировой добычи нефти.

В условиях сокращения резервных мощностей в нефтедобыче до уровня ниже 2 млн. барр. в сутки можно говорить лишь о возможности поддержания ежегодного прироста спроса на нефть, но ни о какой компенсации со стороны предложения в случае дополнительного возникновения форс-мажорных обстоятельств речи уже не идет. Прекращение чистого экспорта сырой нефти из Ирака (порядка 1 млн. барр. в сутки), Ирана (2.7 млн. барр. в сутки), Венесуэлы (2 млн. барр. в сутки), Нигерии (2 млн. барр. в сутки), а также сокращение добычи нефти на южном побережье США в результате прошедших ураганов (1 млн. барр. в сутки) способны в каждом отдельном случае привести к краткосрочному возникновению дефицита нефти на рынке. Длительность этих перебоев с поставками (до полного восстановления прежнего уровня нефтедобычи) может варьироваться от нескольких месяцев до нескольких лет. Безусловно, страны ОЭСР располагают достаточными запасами нефти, которые позволят им продолжительное время (почти четыре года) обходиться, например, без иранской нефти, если вдруг Иран остановит ее экспорт. Но истощение запасов только усугубит ситуацию, а их использование может лишь временно снять напряженность на рынке.

Резервные возможности по увеличению нефтедобычи показаны на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1 - Резервные возможности по увеличению нефтедобычи

Резервные возможности по увеличению нефтедобычи, сконцентрированные в странах-членах ОПЕК, пока отстают от растущего спроса на нефть, и на ликвидацию данной диспропорции потребуется длительное время. При этом значительная доля в имеющихся резервных мощностях приходится на Саудовскую Аравию: например, при существующем уровне нефтедобычи в 9.5 млн. барр. в сутки эта страна в состоянии увеличить добычу нефти до 11.3 млн. барр. в сутки. В соответствии с долгосрочным планом Саудовская Аравия намерена инвестировать 50 млрд. долл. в увеличение к 2009 г. производственных мощностей до 12.5 млн. барр. в сутки. Как позволяет судить имеющаяся информация о текущей разработке новых месторождений и о планируемых проектах, ОПЕК ожидает, что в период с 2006-го по 2010 г. ее производственные мощности вырастут на 3.5-4 млн. барр. в сутки. В число ключевых проектов в этот период будут входить проекты в Ливии, Нигерии, Саудовской Аравии, Индонезии, ОАЭ и Иране.

Ситуацию в отрасли наиболее ярко демонстрирует хорошо известный специалистам-нефтяникам «крест» (рис.2.2), отражающий, с одной стороны, рост доли трудноизвлекаемых запасов на балансе запасов страны, а с другой - динамику важнейшего показателя эффективности разработки месторождений - среднего проектного коэффициента нефтеотдачи. Хорошо видны постоянный рост доли трудноизвлекаемых запасов и многолетнее снижение коэффициента нефтеотдачи, который только в последние годы начал незначительно расти.

И хотя обозначенный на рис. 2.2 «крест» весьма наглядно иллюстрирует сложившуюся многолетнюю тенденцию в разработке нефтяных месторождений. Негативное изменение структуры запасов на протяжении длительного времени не компенсировалось совершенствованием используемых технологий нефтеизвлечения, что в последние годы усугублялось недостаточным объемом проведения соответствующих НИР. Для ряда конкретных геолого-физических условий залежей технологические решения вообще отсутствуют.

Рисунок 2.2 - Динамика трудноизвлекаемых запасов и нефтеотдачи месторождений России

Однако гораздо чаще ситуация складывается таким образом, что новые технологии есть, но недропользователи их не используют. Причина, как правило, заключается в том, что применение новых технологий связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения. Не вполне оправдались и надежды на приход в Россию новых технологий нефтеизвлечения благодаря допуску к работе на месторождениях страны иностранных компаний.

Однако основным фактором роста нефтяных цен в последние два-три года стало недоинвестирование в прошедшее десятилетие и возникший в связи с этим дефицит свободных мощностей в нефтепереработке, что сказывается и на рынке сырой нефти. Уровень предложения нефти в мире пока полностью обеспечивает растущий спрос и позволяет наращивать резервные запасы сырой нефти, которые растут быстрее, чем ее переработка. Поэтому, несмотря на ожидаемое расширение резервных мощностей в среднесрочной перспективе, по нашему мнению, для стабилизации и снижения цен на нефть необходимо увеличить мощность нефтеперерабатывающих производств в мире.

Как показывает практика нефтедобывающих отраслей развитых стран, технологический прогресс происходит во многом за счет роста научной поддержки со стороны как государственных организаций, так и научных центров компаний. В России, к сожалению, такого роста не наблюдается, и в этой связи большинство специалистов высказывают озабоченность не только долгосрочной, но и краткосрочной перспективой НГК.

В самом деле, в 1993 году в России функционировали 74 научные организации, обеспечивающие весь комплекс отраслевых фундаментальных и научно-прикладных исследований. Головные институты по важнейшим проблемам отрасли (разработка, бурение, разведка, переработка нефти) выполняли весь комплекс научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ (НИОКР), обеспечивая текущие потребности и перспективы развития НГК, а также координировали работу отраслевых институтов, институтов АН СССР и вузов. Сегодня точных данных о количестве существующих научно-исследовательских организаций в отрасли нет, в том числе и потому, что само понятие «научно-исследовательская организация» претерпело изменения. Сейчас, например, в отрасли есть десятки предприятий численностью от трех до нескольких десятков человек, именующих себя «научными организациями» (и даже НИИ) и занимающихся в лучшем случае исследованием одного из частных вопросов.

Несостоятельной выглядит и попытка возложить решение отраслевых проблем на нефтяные компании и их институты. С одной стороны, сосредоточенные в нефтяных компаниях научно-аналитические центры ориентированы на решение текущих прикладных задач, с другой - общемировая практика показывает, что любая экономически развитая страна имеет свою промышленную политику, а промышленная политика без системно организованной отраслевой науки невозможна. Объясняется это тем, что горизонт технологического прогноза корпорации редко переваливает за 7-10 лет, а фундаментальные исследования обещают экономически значимый результат лет через 20-30. В образовавшемся двадцатилетнем зазоре как раз и работает система прикладной (отраслевой) науки - именно в этом временном промежутке задаются ориентиры для прорывных инноваций, передающихся на следующем шаге в ниокровские подразделения корпораций.

Кроме того, российская наука продолжает существовать на «голодном пайке». Расходы на науку крупных нефтегазовых компаний страны крайне низки, они составляют 0,05-0,15% от выручки, в то время как у крупных зарубежных - до 0,3% от выручки (рис. 3), причем выручка мировых мэйджоров и наших ВИНК (даже из «большой пятерки») существенно различается.

Кроме увеличения объемов финансирования нефтегазовой науки, необходимы также и организационные меры. Известны предложения о концентрации нефтяной науки в учебных университетах, как это отчасти практикуется в ряде зарубежных стран. Однако при этом надо учитывать тот факт, что отечественные университеты пока не имеют необходимой научно-технической базы и опыта прикладных исследований.

Поэтому, как нам представляется, перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны связаны в большой мере с необходимостью возрождения системы научного обеспечения этой проблемы на базе комплекса отраслевых и учебных институтов с привлечением в ряде случаев институтов РАН. В этом случае координация научных исследований может быть возложена на Государственный институт нефти. Эта здравая идея обсуждается уже много лет и, на наш взгляд, требует поддержки и реализации.

2.2 Процесс добычи нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Современная добыча нефти осуществляется посредством бурения скважин с последующим извлечением нефти и сопутствующих ей газов и воды.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти:

Фонтанный - жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии.

Газлифтный - при этом способе добычи для подъема нефти на поверхность в скважину подают или закачивают с помощью компрессоров сжатый углеводородный газ или воздух.

Насосный - подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.

На предприятии ОАО «Северо - Западные магистральные нефтепроводы» используются все три метода.

Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. Как правило, в самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубинонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами.

Способ, называемый газлифтным представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр - все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения - возведение водоснабдительной системы с насосными станциями.

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа:

движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин,

движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин,

сбор нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам называют процессом разработки нефтяного месторождения. Движение жидкостей и газа в нужном направлении происходит за счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы.

По назначению скважины разделяют на следующие 5 категорий: опорные, параметрические, поисковые, разведочные и добывающие (эксплуатационные). Опорные скважины предназначены для выявления залежей нефти и газа. Параметрические скважины предназначены для изучения глубинного строения горных пород в зонах, где предполагается наличие нефтяных и газовых месторождений.

Важной характеристикой нефтяных скважин является дебит - среднесуточный уровень добычи нефти. По значению дебита (тонны/сутки) различают низкодебитные (до 7 т/с), среднедебитные (от 7 до 25 т/с), высокодебитные (от 25 до 200 т/с) и сверхвысокодебитные (более 200 т/с) нефтяные залежи. По мере извлечения нефти из скважины, она становится все более труднодоступной и дебит скважины падает.

2.3 Выявление проблем при добыче нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

В 2010 году добыча на Гарагинском месторождении составила 562 тыс. барр./сут., ее доля в общем объеме производства предприятия жидких углеводородов составила 36,8%. Динамика изменения добычи на нем за последние пять лет имеет тенденцию к снижению, что связано с естественным истощением запасов (текущая выработка запасов превышает 70%) и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 - Динамика изменения добычи на Гагаринском месторождении (обозначено синим, зеленым обозначено Озерное для примера)

Стратегическая задача при разработке Гагаринского месторождения - стабилизация добычи при максимальном снижении темпов естественного падения.

В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов на первый план для ОАО выходят задачи по оптимизации системы разработки и повышению эффективности добычи нефти, в том числе сокращение объемов попутно добываемой воды и применение новых технологий при выработке трудноизвлекаемых запасов.

В 2010 году начали работы по внедрению технологий селективной изоляции с ограничением притока попутно добываемой воды, что улучшает экономику разработки пластов. Успешная операция по ограничению водопритока позволяет снизить дебит добываемой воды в 5-10 раз. В 2010 году мы выполнили 104 операции по ограничению водопритока и планируем увеличить количество этих мероприятий до 200 - 250 операций в год.

В итоге при анализе добычи нефти выявим некоторые проблемы:

- ресурсная база одна из худших в отрасли. Большая часть месторождений компании находятся в стадии падающей добычи. К примеру, крупнейшее месторождение Гагаринское выработано на 80%;

- себестоимость нефти очень высока. Это значит, что если случится падение цен на нефть, то прибыль сократится быстрее, чем у других компаний;

- нефть характеризуется высокой плотностью и большим содержанием серы. Цены на нефтепродукты из такого сырья (мазут, битум) невысоки. Это требует дополнительных расходов на очистку нефтепродуктов.

- важно отметить, что нефть месторождения Гагаринское относятся к категории парафинистых, то поэтому выявлено отложение парафина в лифтовых трубах при выделении газа и охлаждении продукции. Возможность отложения гидратов, смол и асфальтенов существует также. Эти процессы обычно ослабевают с ростом обводненности продукции и прекращаются при обводненности порядка 0.80. Для борьбы с этим явлением будут использоваться механические (скребки, АДУ), термические (АДП, ППУ, электропрогрев) и химические (ингибиторы) методы.

- снижение коэффициент охвата пласта вытеснением на Гагаринском месторождении, поэтому необходимо проведение комплекса мероприятий для его повышения.

Выводы по второй главе

Второе место по производству мировой нефти занимает Россия 9,5 млн. баррелей в день. На территории России нефть добывается на 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений, крупнейшие из которых находятся на шельфе Сахалина, Баренцева, Карского и Каспийского морей. Большая часть разведанных запасов нефти страны сосредоточена в Западной Сибири и на территории Уральского федерального округа, одним из которых является Гагаринское месторождение.

Основная проблема предприятия - новые технологии есть, но недропользователи их не используют. Причина, как правило, заключается в том, что применение новых технологий связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения. На предприятии существует недоинвестирование, из чего происходит снижение добычи нефти. Поэтому необходимо совершенствовать технологии добычи нефти.

3. Производственно-технологический раздел

3.1 Анализ возможных методов увеличения производительности скважин

В качестве средств интенсификации разработки на Гагаринском месторождении необходимо проведение комплекса мероприятий.

1. Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением. Для увеличения темпов отбора нефти в настоящее время запасы, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным карбонатным коллекторам практикуется вовлекать по средствам кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) - одного из эффективных методов увеличения продуктивности скважин. Возможно применение на карбонатных коллекторах таких технологий, как: КГРП на основе загущенного кислотного раствора, а также КГРП с использованием гидрофобных эмульсий.

2. Для увеличения интенсификации добычи нефти возможно проведение мероприятий по известным методам: солянокислотные обработки (СКО), солянокислотные ванны (СКВ), пенокислотные обработки (ПКО). В силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В связи с этим, а также для повышения эффективности обработок добывающих скважин, рекомендуется использовать новые кислотные композиции, применение которых обеспечит повышение производительности скважин не только за счет возрастания проницаемости незначительного участка пласта, примыкающего непосредственно к стволу скважины, но и в результате увеличения радиуса обработки и охвата пласта кислотным воздействием.

При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгированной скоростью реакции с карбонатными породами, позволяющей увеличить радиус обработки скважины.