2 сут * (5.89+1.2) = 14.18

40.41

затраты на ПРС

тыс. руб.

-415.3

-415.3

4635

добыча нефти

тн

1.87

1.87

(1.87*292+10.66)* 34.9=19428

удельная норма электроэнергии

руб./тн

60.12

60.12*(1-0.32)=40.88

40.88*(1-0.1)=36.8

36.8*(1-0.05)=34.9

34.90

изменение потерь нефти от простоев

тн/год

3.7 сут * 1.87 = 6.92

2 сут * 1.87 = 3.74

10.66

затраты на ПРС

тыс. руб.

-415.3

-415.3

Таким образом, в результате расчета экономической эффективности внедрения данных технологий с учетом их влияния друг на друга дополнительная добыча нефти за условный год составила 2254тн., расход электроэнергии снизился на 46151,8 кВт.ч., в результате оптимизации работы оборудования и сокращения простоев скважин снижение недоборов нефти составило 74,796 тн/год. При этом за счет сокращения количества ПРС сэкономлено 1079,78 тыс. руб.

Сводная оценка показателей эффективности предложенных мероприятий

В таблице 4.5 представлен анализ внедрения комплексного решения на себестоимость продукции. В целом, производственная себестоимость выросла на 9114 тыс. руб. и составила после комплексного внедрения технологий и оборудования 7817003 тыс. руб. Увеличение себестоимости связано с ростом переменных затрат за счет получения дополнительной добычи 2 254 т. и ростом амортизации на 2583 тыс. руб. в связи с внедрением нового оборудования.

В динамике расходы на содержание и эксплуатацию оборудования снизились на 818 тыс. руб. Это связано с высвобождением денежных средств в результате снижения количества ПРС от внедрения входного устройства для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса. Увеличение данной статьи на сумму налога на имущество значительного влияния не оказало. Кроме того за счет экономии электроэнергии от внедрения ЦП, микропроцессорной станции управления и косинусных конденсаторов расходы на энергию по извлечению нефти снизились на 33 тыс. руб.

В результате комплексного внедрения технологий себестоимость 1 тонны нефти в динамике снизилась на 1,11 руб. по данному участку и составила 1758, 84 руб., что является положительной динамикой и говорит об эффективности предлагаемых мероприятий.

Таблица 4.4.Анализ влияния комплексного решения на себестоимость продукции

Статьи	2010 г., всего, тыс. руб.	на 1 т., руб.	Комплекс технологий	После
	всего, тыс. руб.	условно-постоянные	условно-переменные	всего, тыс. руб.	условно-постоянные	условно-переменные	всего, тыс. руб.	условно-постоянные	условно-переменные	всего, тыс. руб.	условно-постоян-ные	условно-перемен-ные
Расходы на эл.энергию по извлечению нефти	73 049	13 843	59 207	45,26	8,58	36,68	-33		-33	73 017	13 843	59 174
Расходы по искусственному воздействию на пласт	444 310	293 268	151 042	275,26	181,69	93,58	211		211	444 521	293 268	151 253
Основная и дополнительная зарплата производственных рабочих	43 638	43 638	0	27,04	27,04	0,00	0			43 638	43 638	0
Отчисления на социальные нужды	11 501	11 501	0	7,13	7,13	0,00	0			11 501	11 501	0
Амортизация скважин	232 750	232 750	0	144,20	144,20	0,00	2 583	2 583		235 333	235 333	0
Расход по сбору и транспортировке нефти и газа	386 065	269 215	116 850	239,18	166,79	72,39	163		163	386 228	269 215	117 013
Расходы по технологической подготовке нефти	107 595	65 112	42 483	66,66	40,34	26,32	59		59	107 654	65 112	42 542
Расходы на подготовку и освоение производства	22 269	11 134	11 135	13,80	6,90	6,90	16		16	22 285	11 134	11 151
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	1 096 388	1 096 388	0	679,25	679,25	0,00	-818	-818		1 095 570	1 095 570	0
Расходы цеховые	188 687	188 687	0	116,90	116,90	0,00	0			188 687	188 687	0
Общепроизводственные расходы	234 514	234 514	0	145,29	145,29	0,00	0			234 514	234 514	0
Продолжение табл.4.4
Прочие производственные расходы	4 967 123	3 653	4 963 470	3 077,29	2,26	3 075,03	6 931		6 931	4 974 054	3 653	4 970 401
Производственная себестоимость валовой нефти	7 807 889	2 463 703	5 344 187	4 837,24	1 526,34	3 310,90	9 113	1 765	7 347	7 817 003	2 465 468	5 351 534
Эксплуатационные затраты	2 840 766	2 460 050	380 717	1 759,95	1 524,08	235,87	2 181	1 765	416	2 842 948	2 461 815	381 133
то же на 1 тонну	1 759,95	1 524,08	235,87				967,81	783,14	184,67	1 758,84	1 523,05	235,80
Добыча нефти, тыс. тн.	1 614,12	1 614,12	2,254	1 616,374

Для того, чтобы наглядно продемонстрировать экономический эффект от внедрения комплекса технологий рассчитанных двумя разными способами, целесообразно рассчитать условную прибыль, которую НГДУ получит с данного участка за условный год и удельные эксплуатационные затраты на 1 тонну нефти.

Цена реализации нефти составляет 10 970,4 руб./тн, удельные переменные затраты - 285 руб./тн., в т.ч. 60,12 руб./тн. - затраты на электроэнергию, удельные постоянные затраты на 1 скважину составляют 997 тыс. руб./год. При этом после внедрения мероприятий дополнительно НГДУ понесет затраты на амортизацию и налог на имущество внедренного нового оборудования.

Расчет условной прибыли и удельных эксплуатационных затрат приведен в таблице 4.5.

Таблица 4.5Расчет условной прибыли и удельных эксплуатационных затрат

№ п/п	Наименование показателя	Ед.изм.	Значение показателя
			Базовый вариант	Расчет по технологиям	Комплексный расчет
1	Добыча всего	тн	3 390	5 603	5 622
1.1	Добыча нефти за счет основного дебита	тн	3 390	3 390	3 390
1.2	Доп. добыча от использования технологий	тн		2 213	2 232
3	Выручка	тыс.руб.	37 190	61 477	61 677
4	Эксплуатационные затраты, в т.ч.:	тыс.руб.	6 948	10 256	9 347
4.1	переменные	тыс.руб.	966	2 272	1 488
4.2	постоянные	тыс.руб.	5982	8 939	8 939
	в т.ч. амортизация	тыс.руб.	0	1838	1 838
	налог на имущество	тыс.руб.	0	121	121
	содержание скв.	тыс.руб.	5982	6 979	6 979
4.3	Снижение затрат на ПРС	тыс.руб.	0	955	1 079
5	Удельные эксплуатационные затраты	руб./тн.	2 049	1 830	1 662
6	НДПИ	тыс.руб.	13 221	21855	21 926
7	Налогооблагаемая прибыль	тыс.руб.	17 021	29 365	30 403
8	Налог на прибыль	тыс.руб.	3 404	5 873	6 080
9	Чистая прибыль	тыс.руб.	13 617	23 492	24 322

Без учета внедряемых технологий объем добычи за условный год составляет 3390,12 тн. Если рассматривать каждую технологию в отдельности, получен прирост в объеме 2213,78 тн./год, а при комплексном подходе объем добычи увеличился на 2254,34 тонн. Синергетический эффект составил 40,56 тонн/год.

Условная прибыль (экономический эффект) при базовом варианте составила 13 617,06 тыс. рублей. При расчете технико-экономических показателей по каждому мероприятию по отдельности экономический эффект составляет 23492,30 тыс. руб. Если же рассматривать все мероприятия в комплексе, то условная прибыль составляет 24623,75 тыс. рублей. Синергетический эффект при этом составит 1131,45 тыс. рублей.

Рисунок 4.4 показывает изменение удельных эксплуатационных затрат на 1 тонну добытой нефти в зависимости от методики расчета эффективности комплекса мероприятий.

Рис.4.4. Удельные эксплуатационные затраты

Как видно из рисунка удельные эксплуатационные затраты в базовом варианте составили 2049,54 руб./тн. При проведении расчета по каждому виду технологии отдельно данный показатель снизился на 219,31 руб./тн. и составил 1830,23 руб./тн. При комплексном подходе относительно базового варианта он снизился на 386,88 руб./тн., а при сравнении с расчетом по технологиям удельные эксплуатационные затраты ниже на 167,57 рублей и составляют 1662,66 руб./тн.

Таким образом, можно сделать вывод, что при комплексном внедрении технологий, за счет их взаимодействия возникает синергетический эффект, ранее не учитываемый при определении эффективности мероприятий. В связи с этим целесообразно рекомендовать для дальнейшего применения методику расчета экономической эффективности комплекса мероприятий, учитывающую синергетический эффект от их взаимовлияния.

4.3 Анализ источников финансирования комплексного решения Архангельского месторождения

НГДУ «Ямашнефть» в своей инвестиционной деятельности руководствуется стандартом «О порядке формирования, исполнения и мониторинга инвестиционной программы ОАО «Татнефть» по направлениям деятельности»(СКУ2-01-025-54-2007), утвержденным генеральным директором Компании Ш.Ф. Тахаутдиновым.

Согласно инвестиционной программе основными источниками финансирования комплексного решения Архангельского месторождения являются 3 источника:

ѕ прибыль;

ѕ износ;

ѕ себестоимость.

В целом в 2010 году объем инвестиций составил 975518,12 млн. руб. в том числе из прибыли - 237670,39 тыс. руб., за счет износа - 485720,73 тыс. руб., из себестоимости - 235377 тыс. руб., прочие расходы из прибыли - 16750 тыс. руб.

Инвестиции в производственную деятельность в отчетном году составили 713610,02 тыс. руб. в том числе в бурение - 482241,10 тыс. руб., капитальное строительство - 189161,99 тыс. руб., ПИР (проектно-изыскательские работы) - 27796,03 тыс. руб., ОНВСС (оборудование, не входящее в смету строек) - 42016,93, ГТМ - 235377 тыс. руб., МУН - 62077 тыс. руб.

Так, например, финансирование мероприятий по внедрению установок ОРЭ и ОРЗ происходит из следующих источников: затраты на обустройство - из прибыли составляют 12410 тыс. руб., закупка оборудования осуществляется за счет износа и составляет согласно инвестиционной программе 743,13 тыс. руб., капитальный и текущий ремонт скважины - из себестоимости.

Так как стоимость входных устройств для поочередной подачи нефти и жидкости и косинусных конденсаторов не превышает 50 тыс. руб., то необходимо учитывать данные затраты как материалы и включать в состав себестоимости НГДУ «Ямашнефть».

До 2011 года затраты на внедрение микропроцессорных станций управления с системой телеметрии относились к капитальным вложениям, финансирование происходило за счет прибыли. С середины 2011 года оборудование было передано на баланс ООО «Татинтек» и частично в ООО «ТМС-групп». В настоящее время плата за эксплуатацию данного оборудования входит в смету затрат по статье услуги производственного характера.

Цепные привода также были переданы на баланс ООО «ТМС-групп», стоимость суток-проката определяется согласно Протокола согласования стоимости работ и услуг УК ООО «ТМС-групп» для структурных подразделений ОАО «Татнефть».

4.4 Анализ влияния предложенного комплексного подхода повышения энергоэффективности добычи нефти на экономические показатели деятельности предприятия

К основным экономическим показателям деятельности предприятия относятся: прибыль, рентабельность, затраты на рубль реализованной продукции, производственная себестоимость и себестоимость единицы продукции.

Итак, рассмотрим изменение приведенных выше экономических показателей деятельности НГДУ «Ямашнефть» исходя из комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий

Данные для расчета экономических показателей деятельности НГДУ «Ямашнефть» представлены в таблице 4.5.

Таблица 4.5.Исходные данные для анализа влияния методики комплексного расчета с учетом взаимовлияния технологий на экономические показатели

Показатели	Базовый вариант	Комплексный расчет
Добыча нефти (К), т.	3390	5622
Цена реализации (Ц), руб.	7456,20	7456,20
Удельные переменные затраты на ед. продукции (У), руб./т.	3360,04	3340,04
Сумма постоянных затрат (Н) тыс. руб.	5982	7859
Производственная себестоимость, тыс.руб.	17372,54	26636,70
Затраты на 1 рубль реализованной продукции, руб./руб.	0,467	0,431
Себестоимость 1 т. нефти, руб./т.	5124,64	4736,16

Анализ влияния комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий на прибыль проведем по системе директ-костинг с применением формулы (2.29)

П₀ = 3390*(7456,20-3360,04)-5982= 7903,98тыс. руб.

П_усл.1= 5622*(7456,20-3360,04)-5982= 17046,61тыс. руб.

П_усл.2= 5622*(7456,20-3360,04)-5982= 17046,61 тыс. руб.

П_усл.3= 5622*(7456,20-3340,04)-5982= 17159,05тыс. руб.

П₁= 5622*(7456,20-3340,04)-7859= 15282,05тыс. руб.

Общее изменение прибыли в результате комплексного расчета с учетом взаимовлияния технологий составило:

ДП = 15282,05 - 7903,98= 7378,07тыс. руб.

В том числе за счет:

а) изменения объема добычи нефти:

ДП_К = 17046,61 - 7903,98 = 9142,63тыс. руб.

б) изменения цены реализации нефти:

ДП_Ц = 17046,61- 17046,61= 0 тыс. руб.

в) изменения удельных переменных затрат:

ДП_У = 17159,05- 17046,61= 112,44тыс. руб.

г) изменения постоянных затрат:

ДП_Н = 15282,05 - 17159,05= - 1877тыс. руб.

ДП = 9142,63+0 +112,44 - 1877= 7378,07тыс. руб.

Таким образом, расчеты показали, что увеличение прибыли на 7378,07 тыс. руб.в результате введения комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий вызвано снижением удельно-переменных затрат на 20 руб./т., и увеличением добычи нефти на 2232 т. Рост суммы постоянных расходов на 1877 тыс. руб. не оказал решающего влияния.

Анализ влияния введения комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий на рентабельность продукции предприятия по системе директ-костинг проведем по формуле (2.32).

=45,50%

=68,54%

=68,54%

=69,30%

=57,37%

Общее изменение рентабельности составит:

З = 57,37 - 45,50 = 11,87%,

Итак, рентабельность продукции увеличилась на 71,87 % и составила 57,37%, что произошло за счет изменения следующих факторов:

а) количества реализованной продукции:

к =68,54 - 45,50 = 23,04%;

б) цены реализации:

ц =68,54- 68,54= 0%;

в) удельных переменных затрат:

у =69,30 - 68,54= 0,76%;

г) суммы постоянных затрат:

н=57,37 - 69,30 = -11,93%.

З = 23,04 + 0 + 0,73 - 11,93 = 11,87%

Увеличение рентабельности на 11,87% вызвано снижением удельно-переменных затрат и на 23,04% - ростом добычи нефти.

Изменение экономических показателей деятельности НГДУ «Ямашнефть», вследствие введения комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий представлено на рисунках 4.5 и 4.6.

Рис. 4.5.Влияние комплексной методики расчета с учетом синергетического эффекта на экономические показатели деятельности НГДУ



Рис.4.6. Влияние комплексной методики расчета с учетом синергетического эффекта на экономические показатели деятельности НГДУ

Таким образом, введение комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий положительно отразится на экономических показателях деятельности НГДУ. Так, за счет введения новой методики произойдет:

ѕ снижение себестоимости 1 т. нефти на 388,48 руб./т.;

ѕ снижение удельно-переменных затрат на 20 руб./т.;

ѕ снижение затрат на 1 рубль реализованной продукции на 0,036 руб./руб.;

ѕ увеличение прибыли от реализации продукции на 7378,07тыс. руб.;

ѕ увеличение рентабельности продукции на 11,87%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Возрастающая стоимость энергоресурсов привела к необходимости повышения эффективности их использования. Быстрый рост тарифов на электроэнергию, газ, тепло, воду в последние годы особенно заметен и можно, с большой вероятностью, предположить, что тенденция сохранится. Экономия энергетических ресурсов в нефтедобыче определена исходя из реализации энергосберегающих мероприятий, позволяющих снизить (частично компенсировать) еще больший рост потребления энергии и, как следствие, себестоимости продукции.

В НГДУ «Ямашнефть» в настоящее время практически все высокоэффективные технологии собраны и реализованы на Архангельском месторождении. Данное месторождение является обособленным: по нему ведется отдельный учет. Фонд скважин достаточно емкий - 666 скважин. Из них действующий фонд составляет 373 скважины со средним дебитом 2,83 т./сут, нагнетательный - 111. Обводненность по месторождению находится в пределах 59,8%.

На Архангельском месторождении эксплуатируются установки ОРЭ и ОРЗ, решаются вопросы снижения энергоемкости добычи нефти путем использования косинусных конденсаторов и станций управления с системой телемеханики, эксплуатируются скважины с ЦП, используется входное устройство для поочередной подачи нефти и воды. Все технологии направлены на сокращение энергозатрат, увеличение дебита и снижение количества подземных ремонтов скважин.

Использование данных технологий в добыче нефти уже показало их высокую эффективность, о чем свидетельствует диаграмма, представленная на слайде. Так ЧДД в целом по проекту составил 31202 руб., индекс доходности затрат имеет значение 1,5. Максимальный срок окупаемости - 2,8 лет.

Однако хотелось бы отметить, что расчет эффективности внедрения указанных технологий ранее всегда основывался лишь на факторах увеличения объема добычи и снижения эксплуатационных затрат, при этом не учитывалась возможность возникновения синергетического эффекта при комплексном использовании данных технологий. Другими словами, при расчете эффективности каждой технологии отдельно, не принимался во внимание косвенный эффект их взаимного влияния друг на друга.

В работе был рассмотрен 6 блок Архангельского месторождения.

На рассматриваемом участке имеются 6 добывающих скважин с суммарным среднесуточным дебитом 12 тн./сут. и одна нагнетательная скважина. Добыча ведется по башкирскому ярусу, в то же время имеются отложения нефти на верейском горизонте. В связи с этим на данном участке стало возможно внедрение технологий ОРЗ и ОРЭ на 2-х скважинах. Кроме того, на двух скважинах планируется внедрение ЦП, и еще на двух - использование входных устройств на подачу скважинного насоса. Весь участок планируется оснастить косинусными конденсаторами и станциями управления с системой телеметрии.

Технология ОРЭ, согласно инвестиционной программы, увеличит среднесуточный дебит на 2,5 тн./сут., а использование цепного привода позволит сократить удельную норму потребления электроэнергии на 32%. Использование низковольтного косинусного конденсатора позволяет снизить объем потребляемой электроэнергии на 5900 кВт.ч. в год на одну скважину или же на 10%. Микропроцессорная станция управления с системой телеметрии увеличивает объем добычи нефти на 48 часов, что способствует снижению электроэнергии на 5%. Внедрение входного устройства для поочередной подачи нефти и жидкости позволяет отказаться от 0,3 текущего подземного ремонта в год, что, соответственно, ведет к увеличению объема добычи нефти за счет сокращения недоборов по причине простоя скважин.

Произведенный расчет эффективности внедряемых мероприятий показал, что при комплексной оценке технико-экономические показатели улучшились. Так дополнительная добыча от внедрения технологии ОРЭ и организации закачки увеличилась на 41 тн/год, в результате комплексной оценки внедрения ЦП, косинусных конденсаторов и микропроцессорной станции управления удельные затраты электроэнергии снизились на 4,5 руб./тн. За счет снижения количества ПРС высвобождается дополнительно 125 тыс. руб., а показатель недоборов повышается на 8,2 тн\год

В результате расчета эффективности внедрения мероприятий при комплексной оценке объем добычи увеличился на 2254 тонны. Если рассматривать каждую технологию в отдельности, получен прирост в объеме 2213тн/год. Синергетический эффект равен 40,56 тонн/год.

Снижение удельных энергетических затрат в результате комплексной оценки эффективности внедрения технологий составило в среднем 18 руб./тн.

При расчете технико-экономических показателей по каждому мероприятию в отдельности удельные эксплуатационные затраты на 1 тонну добытой нефти составили 1830,23 рублей/тонну. При комплексной оценке данный показатель снизился до 1662 руб./тн. Экономия при этом составила 699 тыс. рублей.

Для того чтобы наглядно продемонстрировать экономический эффект от внедрения комплекса технологий рассчитанных двумя разными способами была рассчитана условная прибыль, которую НГДУ получит с данного участка за условный год. В результате комплексного расчета она увеличится на 989 тыс. руб. по данному участку. При этом себестоимость одной тонны снизится на 74,13 руб./тн, а рентабельность увеличится на 5,5.

Таким образом, можно сделать следующие выводы и рекомендации:

- проведенные расчеты показали, что при принятии решения о внедрении тех или иных технологий, в первую очередь необходимо рассматривать варианты их комплексного внедрения и оценки с целью повышения их эффективности.

- при комплексном внедрении технологий, за счет их взаимодействия, возникает синергетический эффект, ранее не учитываемый при определении эффективности мероприятий;

- целесообразно разработать методику расчета экономической эффективности комплекса мероприятий, учитывающую синергетический эффект от их взаимовлияния;

- данная методика позволит более точно и объективно оценить эффективность внедряемых технологий, повысить их инвестиционную привлекательность.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

экономический производство техника нововведение

1. Алексеева А.И., Васильев Ю.В., Малеева А.В., Ушвицкий Л.И., "Комплексный экономический анализ хозяйственной деятельности": Учебное пособие,. - М.: Финансы и статистика, 2006 г.

2. Горфинкель В.Я., Швандар В.А. "Экономика предприятия", Москва, "ЮНИТИ", 2008 г.

3. Грищенко О.В., "Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия", учебное пособие. Таганрог: Изд-во ТРТУ, 2006 г.

4. Дунаев В.Ф., Шпаков В.А., Епифанова Н.П. Лындин В.Н., "Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности", - М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина 2006 г.

5. Зайцев Н.Л., "Экономика промышленного предприятия", М.: "ИНФРА-М", 2008 г.

6. Закирова Ч.С., "Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия", Учебное пособие, Альметьевск, 2006 г.

7. Кузьмина М.С., "Учет затрат, калькулирование и бюджетирование в отраслях производственной сферы", - М.: "КНОРУС", 2010 г.

8. Мелкумов Я.С., "Финансовые вычисления. Теория и практика", Учеб.-справ. пособие. - 2-е изд. - М.: ИНФРА-М, 2010 г.

9. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебник - 5-ое изд., перераб. и доп. - М.: ИНФРА-М, 2009 г.

10. Конопляник А.А., "Эволюция ценообразования на газ в континентальной Европе", "Газовый бизнес", №1 2009 г.

11. Лавущенко В.П., "О результатах реструктуризации ОАО "Татнефть" за 2003-2008 годы", "Нефть и Жизнь", №2 (46) 2009г.

12. Мажитов Ф.Ш., "О формулах установления цены на газ", "Нефть, Газ и Бизнес" №3 2009 г.

13. Малимонова Е.А., "Трудности применения метода директ-костинга", "Нефть, Газ и Бизнес" №3 2010 г.

14. Филиппов А.В., "Попутный нефтяной газ - “попутка” или ценный ресурс?", "Нефть, газ и бизнес" №12, 2009 г.

15. Годовой отчет ОАО "Татнефть" за 2009 год.

16. Законодательное обеспечение переработки нефтяного (попутного) газа", Совет Федерации Федерального Собрания РФ, 2009г.

17. Памятка молодому специалисту НГДУ "Ямашнефть" 2010 г.

18. Положение о нефтегазодобывающем управлении ОАО "Татнефть", 2006 г.

19. Пояснительная записка к годовому отчету НГДУ "Ямашнефть", 2009г.

20. Пояснительная записка к годовому отчету НГДУ "Ямашнефть", 2008г.

21. Стандарт "Методика планирования, учета затрат и калькулирования себестоимости добычи нефти и попутного нефтяного газа в ОАО "Татнефть"", 2010 г.

22. www.neft.tatcenter.ru, "Компания "Татнефть" приняла специальную программу действий по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) на 2009-2013 гг."

23. www.consultant.ru, Постановление Правительства РФ №7 "О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках" от 8.01.2009 г.

24. www.creon-online.ru, "Производство и использование ПНГ в России в 2010 году", Д. Соломатин, 25.03.2011 г.

25. www.ekoholding.ru Компания "Экохолдинг", "Попутный нефтяной газ"

26. www.tatneft.ru Компания ОАО "Татнефть", ""Татнефть" развивает переработку попутного нефтяного газа"

Размещено на Allbest.ru