Как указывалось выше, руководители высшего звена подбирают себе команду. Это специалисты, которые по своим личностным качествам, по своему стилю работы и др. качествам подпадают под стиль и требования первого руководителя.

     Среднее звено. Решают более ограниченный круг вопросов. И от них в большей степени требуются знания техники, технологии, охраны природы, охраны труда, специфики смежных производств, основных принципов снабжения и т.д.

     Низшее  звено. Должны иметь опыт низовой  производственной работы, а так же иметь опыт работы с людьми.

     Современная наука в управлении делает вывод, что руководители низшего и частично среднего звена, помимо официальных  взаимоотношений с подчиненными, могут допускать и неофициальные контакты (совместные празднования и т.д).

     1.8. Характеристика качества руководителя

     Различают 3 группы качества руководителя:

1. Профессиональные.
2. Личностные.
3. Деловые.

     Профессиональные:

• Компетентность и ответственность, которые базируются на основе образования и приобретения опыта.
• Широта взглядов, эрудиция, глубокость знания своей и смежных профессий.
• Стремление к приобретению новых знаний, постоянному совершенствованию своих знаний, а так же критическое восприятие действительности.
• Поиск новых форм и методов работы, помощь товарищам.
• Умение планировать свою работу.
• Менеджер обязан быть психологом.

     Личностные:

• Высокие моральные стандарты.
• Физическое и психологическое здоровье.
• Высокий уровень внутренней и общей культуры.
• Отзывчивость, заботливость и благожелательное отношение к людям.
• Оптимизм и уверенность в себе.

     Деловые качества:

• Стремление к преобразованиям, нововведениям, готовность идти на оправданный риск.
• Инициативность, оперативность, решения проблем, умение выбрать и решить главную проблему.
• Здоровое честолюбие.
• Стремление к власти, к лидерству. К личной независимости, безкомпромистность , напористость, воля, завышенный уровень притязания и т.д.
• Контактность, коммуникабельность. Умение расположить к себе людей.
• Способность управлять собой и своим поведением.

     1.9.Проблемы лидерства

     Современная наука менеджмента рассматривает  процессы адаптации молодых руководителей  в коллективе. И также его взаимоотношения  с подчиненными. В этом свете возникает  проблема лидерства. Она рассматривает  аспекты процесса. когда молодой  инженер на первых правах, является формальным лидером коллектива. Постепенно становится лидером по существу.

     В этом процессе возникает ситуация, когда в бригаде, цехе может находиться неформальный лидер, авторитет которого сложился за много лет его работы. В этом случае возможны разные ситуации. В лучшем случае молодой руководитель находит контакт с этим неформальным лидером, и тот становится его помощником, а в некотором случае – его учителем. В худшем случае возникает конфликт, между молодым руководителем и неформальным лидером, который требует специфических мер, например, перевод в другую бригаду.

     Теоретический менеджмент классифицирует отдельные  качества молодого лидера и истинного  лидера, который в будущем должен стать молодым руководителем. Классификация приведена в таблице 2

     Таблица 2

2.ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ

2.1.Общие сведения о месторождении

    Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение  расположено на северо-востоке европейской части РФ в Вуктыльском районе республики Коми  в 160 км от г.Ухты и в 175 км от г. Печоры. Оно вытянуто вдоль правого берега реки Печоры, в междуречье речек Вуктыл и Маткин-Ю.

    В орографическом отношении местность  представляет собой всхолмленную, сильно заболоченную равнину, покрытую преимущественно хвойными лесами. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 80 м над уровнем моря на севере до 180 м на юге. На значительной части территории месторождения развиты открытые болота и заболоченные участки. Наиболее крупные болота приурочены к северной части площади. Глубина их достигает 1-3 м.

    Климат  района резко континентальный, с  длительной и холодной зимой и  коротким летом. Среднегодовая температура воздуха минус 3,6°С. Абсолютная минимальная температура минус 55 °С, максимальная 32°С. Преимущественное направление ветров: зимой - южные и юго-восточные, летом - северные. Средняя скорость ветра 3 м/с. Среднегодовое количество осадков 520 мм. Снег выпадает в сентябре и ложится в октябре, начинает таять в апреле и сходит в конце мая. Высота снежного покрова достигает 96 см, число дней с устойчивым снежным  
покровом - 190. Глубина промерзания грунта колеблется от 0,8 до 1,6 м, достигая в местах развития песчаных грунтов и недостаточного снежного покрова 2 м. Река Печора становится в ноябре и вскрывается в июне.

2.2.Тектонические особенности месторождения

    Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение  приурочено к верхнему надвинутому  блоку одноименной структуры, представляющей собой принадвиговую фронтальную складку.

    Структурный план складки и условия формирования предопределяют расположение ее во внутренней зоне Верхнепечорской впадины. Морфологически складка представлена сложно построенной узкой, длинной, высокоамплитудной, асимметричной антиклиналью. Региональный надвиг осложняет западное крыло структуры, по нему складка надвинута на залегающую субгоризонтально толщу каменноугольного и пермского возраста, в результате чего складка имеет два структурных этажа: верхний надвинутый - аллохтонный и нижний недислоцированный - автохтонный.

    Наиболее  изучена аллохтонная часть структуры, к которой приурочена разрабатываемая массивно-пластовая газоконденсатная залежь.

    Амплитуда складки в контуре продуктивности по отложениям нижней перми достигает 1500 м при длине 80 км и ширине 3,5-6 км, свод ее с глубиной значительно смещается к востоку. Восточное крыло складки относительно пологое, в пределах газоносной части структуры угол наклона составляет 15-20°; западное - крутое (углы наклона 50-60^о, местами до 80-90°), осложнено региональным нарушением надвигового типа амплитудой от 600 до 1000 м.

      Плоскость этого регионального  надвига, по которому произошло  смещение и смятие надвинутой  части Вуктыльской структуры,  представляет собой волнистую  поверхность субмеридионального простирания, круто воздымающуюся в западном направлении и резко выполаживающуюся на востоке. Основной плоскости регионального нарушения сопутствуют оперяющие сколы. Породы, заключенные между плоскостью основного нарушения и плоскостями сколов, на западном крыле структуры подвернуты, поставлены на “голову” и даже запрокинуты.

    За  счет ундуляции оси складки по своду Вуктыльская антиклиналь  осложняется локальными поднятиями - куполами южным, средним и северным. Северная периклиналь последнего замыкается в районе скв.57, отсюда начинается небольшой подъем слоев, переходящий в Северо-вуктыльское поднятие, с которым связана отдельная нефтяная залежь.

    Максимальную  высоту (до 1 км) по оконтуривающей изогипсе поверхности нижнепермских карбонатов минус 2900 м складка имеет на северном куполе, далее к югу кровля продуктивной толщи погружается, что приводит к снижению высоты складки до 300-350 м на южном и среднем куполе.

    2.3.Строение продуктивной толщи

    Изучение  и уточнение геологического строения газоконденсатной залежи Вуктыльского НГКМ осуществлялось с момента ее открытия в 1964 г. при разведке, опытно-промышленной эксплуатации и текущей ее разработке.

    Основные  представления о геологическом  строении залежи, существующие до настоящего времени, сложились с самого начала ее изучения. Залежь была классифицирована как массивно-пластовая. По ней подсчитаны и утверждены в 1972 г. ГКЗ СССР (протокол № 6575 от 09.06.72 г.) запасы газа, конденсата и нефти по пяти подсчетным объектам в карбонатной нижнепермско-каменноугольной части разреза и по одному объекту в терригенной бобриковской части северного купола, выделенному в отдельную пластовую залежь.

    Дальнейшее  разбуривание месторождения значительных изменений в структуру залежи не внесло. В ядре северного купола были вскрыты более древние турнейские отложения, в связи с чем дополнительно выделена литолого-коллекторская пачка карбонатов турнейского яруса нижнего карбона.

    Бобриковская  газоконденсатная залежь северного  купола, ранее рассматриваемая как самостоятельная, по условиям разработки отнесена к единой нижнепермско-нижнекаменноугольной залежи, так как доказана их гидродинамическая связь, хотя и затрудненная. В скв.153, вскрывшей эту залежь на отметке минус 3121 м, было зафиксировано пластовое давление на 10 МПа ниже первоначального, хотя газ из этой части залежи не отбирался, что говорит о вовлечении всего продуктивного массива в процесс истощения.

    На  южном куполе в 1982 г. скв.230 вскрыта  сводовая, обособленная, гидродинамически изолированная залежь газа незначительных размеров в бобриковских терригенных коллекторах.

    В процессе дальнейшей разработки месторождения  представления о его геологическом строении практических изменений не претерпели, кроме тех случаев, когда по результатам бурения скважин были уточнены отдельные элементы тектонического строения складки.

    Разрабатываемая газоконденсатная залежь приурочена к  мощной преимущественно карбонатной толще нижнепермско-каменноугольного возраста. Максимальной величины этаж газоносности достигает в своде северного купола (скв.119) - 1420 м;741 м - на среднем (скв. 189) и 824 м - на южном куполе (скв.191).

    Покрышкой газоконденсатной нижнепермско-каменноугольной  залежи является сульфатно-терригенная толща кунгурского возраста нижней перми. Мощность экранирующей толщи изменяется от 100-150 м на севере до 630 м на юге месторождения.

    Продуктивная  толща сложена преимущественно  карбонатными породами, терригенные  отложения развиты лишь в нижней алексинской и бобриковской части.

    По  литолого-петрофизическим особенностям пород и характеру распределения коллекторов продуктивный разрез расчленяется на семь литолого-коллекторских пачек, приуроченных к определенным стратиграфическим горизонтам. Следует отметить, что деление это весьма условно (произведено с целью удобства подсчета запасов), так как в дальнейшем, по мере разработки месторождения, окончательно утвердилось мнение, что независимо от емкостных характеристик пачек месторождение представляет собой единый  газогидродинамический резервуар.