Формирование системы логистики как инструмента повышения эффективности территориально удалённых объектов. Часть 3.

Страницы:   1   2   3

---

Глава 3. Предложения по улучшению системы логистики как инструмента повышения эффективности территориально удаленных объектов

3.1. Предлагаемые мероприятия по совершенствованию системы логистики в проекте освоения Штокмановского месторождения

Предлагаемые мероприятия:

• Расширение железной дороги обеспечит сокращение затрат на инвестиционной фазе и, в тоже время, может быть использовано для вывоза продукции газопереработки (жидких углеводородов) железнодорожным транспортом;
• Отказ от строительства магистрального газопровода в пользу расширения строительства СПГ завода, учитывая преимущество СПГ завода в районе Мурманска (не замерзающий порт) в сравнении с альтернативными СПГ проектами в России: Ямал СПГ, Арктик СПГ и другие.
• Локальная газификация Мурманской области сетевым газом со Штокмановского проекта
• Указанные мероприятия отсутствуют в базовых проектных решениях по Штокмановскому проекту

На рис. 3.1. приведены возможные логистические опции.

 

3.2. Оценка эффективности предлагаемых мероприятий

Оценка экономической эффективности мероприятий:

• Расширение ж/д и строительство ветки до пос. Териберка оценивается в 1400 млн долл.
• Сокращение затрат на доставку грузов на инвестиционной фазе проекта за счет использования железной дороги (вместо альтернативного автомобильного транспорта и морской доставки) оценивается в 5579 млн долл.
• Дополнительный доход при доставке продукции газопереработки (жидких углеводородов) за счет использования железнодорожного транспорта в сравнении с морской транспортировкой оценивается в 915 млн долл.
• Сокращение мощности и, соответственно, затрат на строительство магистрального газопровода Мурманск – Волхов оценивается в 3447 млн долл.
• Стоимость расширения завода СПГ, как альтернатива магистральному транспорту, оценивается в 12404 млн долл.
• Дополнительная выручка при реализации СПГ в сравнении с реализацией через магистральный транспорт оценивается в 15486 млн долл.

Итого экономический эффект оценивается в 11 623 млн долл.

Выбор количества линий СПГ был сделан на основе оптимизационных расчетов с учетом различной вероятности подтверждения спроса по магистральному транспорту.

Таблица «ЧДД в зависимости от числа линий СПГ при различной вероятности подтверждения спроса по магистральному транспорту»:

Таблица 1. ЧДД в зависимости от числа линий СПГ при различной вероятности подтверждения спроса по магистральному транспорту.

 

В таблице выделены максимальные значения ЧДД для каждого уровня вероятности подтверждения спроса. Как видно, на достаточно большом диапазоне значение, равное 3 линиям завода СПГ, является оптимальным. Поэтому в рамках дипломного проекта именно это значение и было использовано в качестве оптимального.

3.3. Сравнение предлагаемых мероприятий с лучшими международными практиками

North Star – месторождение, расположенное в 12 милях (~ 19 км.) к северо-востоку от залива Прадо Бэй и 6 милях (~10 км) от побережья Аляски, глубина моря в районе месторождения составляет приблизительно 37-39 футов (~ 12 м). Месторождение было открыто компанией Shell в 1984 году разведочной скважиной, пробуренной с искусственного острова. Геологические запасы месторождения оцениваются в 247 млн. баррелей (40 млн. м3) легкой нефти, 480 млрд. куб. футов (13,5 млрд. м3) газа.

Месторождение разрабатывается с искусственного гравийного острова площадью 5 акров (~15 тыс. м2). Его основой стал искусственный остров Seal, с которого ранее велось разведочное бурение. В течение зимы 1999-2000 гг. остров был восстановлен и расширен. Источником гравия для строительства острова служили близлежащие карьеры на побережье Аляски. Зимой гравий завозился автотранспортом на строительную площадку, а затем для защиты ото льда откосы острова были укреплены бетонными плитами. Чтобы предотвратить наползание на остров обломков льда были сооружены гравийные уступы, которые рассеивают энергию волн, и позволяют льду ломаться и образовывать естественное ограждение на безопасном расстоянии от рабочих площадок острова. Для дополнительной защиты по периметру острова было сооружено металлическое шпунтовое ограждение   высотой 27 футов (9 метров).

Логистика проекта являла собой наибольшую проблему, как для безопасности ведения работ, так и для их эффективности. Например, доставка расходных материалов для бурения может осуществляться в течение открытой воды (приблизительно 2 месяца) и зимой по ледовой дороге (2,5 месяца). Кроме того, необходимые материалы должны быть размешены на небольшой площади. Для остальной части года снабжение острова осуществлялось вертолетами грузоподъемностью 2400 фунтов (1,09 тонн) и грузовиками-амфибиями грузоподъемностью 7000 фунтов (3,17 тонн), которые в случае необходимости могли быть использованы для эвакуации персонала.

Оборудование для добычи было доставлено по морю в течение лета 2001 г., добыча к 2004 году вышла на уровень приблизительно 70 тыс. баррелей в сут. Компания-оператор (ВР) планирует добыть на месторождении 176 млн. баррелей нефти, применяя заводнение, закачку газа и методы увеличения нефтеотдачи. Эксплуатационный фонд месторождения состоит из 22-х скважин (16 добывающих, 5 – для закачки газа и одну для закачки добытой и отработанной воды). В течение всего периода разработки месторождения (16 лет) закачка газа и воды должна полностью компенсировать отбор нефти. Для закачки используется как попутный газ, так и газ, поставляемый по трубопроводу с месторождения Прадо-Бэй.

Транспорт добываемой нефти и поставки газа для закачки в пласт и энергообеспечения осуществляются по 10-дюймовым трубопроводам. Трубопровод, связывающий месторождение с материком, был первым подобным сооружением в Арктике. Трубопроводы были заглублены в грунт на глубину 7-11 футов (при максимальной столетней глубине выпахивания в 3,5 футов). Трубопровод обладает сравнительно большой толщиной стенки (0,594 дюйма), обусловленной необходимостью обеспечить устойчивость трубопровода при укладке.  Перед закачкой в трубопровод нефть охлаждается до температуры 50º F (10º C) для того, чтобы избежать растепления грунта (теплоизоляция установлена только на наземном участке трубопровода). Для обнаружения возможных утечек трубопровод оборудован системой LEOS, которая при тестировании успешно идентифицировала учебную утечку нефти объёмом всего 1 литр на расстоянии 6 миль от месторождения. Для защиты от коррозии на трубопроводе применяется катодная защита.

В процессе анализа зарубежных и отечественных проектов, использующих подводные технологии добычи углеводородов, были рассмотрены месторождения, находящиеся в условиях, близких к условиям месторождений, включенных в Программу освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 года с позиции применения подводных технологий, обеспечения транспорта продукции скважин на значительные расстояния, природных условий в районе расположения месторождений и т.д.

Подводные технологии добычи в настоящее время широко применяются в практике освоения морских месторождений. Системы подводной добычи в сочетании с плавучими нефтегазопромысловыми сооружениями позволяют осуществлять разработку удаленных от берега месторождений, расположенных на больших глубинах. В регионах с неблагоприятными гидрометеорологическими и ледовыми условиями возможно применение подводных скважин при условии реализации защиты подводных систем от воздействия ледовых образований.

Более чем сорокалетний опыт применения систем подводной добычи позволяет  выделить следующие преимущества такого подхода при освоении морских месторождений:

• сокращение времени ввода месторождения в эксплуатацию, по сравнению с решениями, включающими строительство стационарных платформ;
• возможность активного дренирования залежи, за счет более равномерного размещения забоев скважин на площади месторождения;
• достижение больших величин коэффициента извлечения газа;
• большие гибкость и вариантность технических решений при проектировании верхних строений морских платформ за счет выполнения части технологического процесса на морском дне;
• возможность рентабельного освоения небольших по запасам месторождений за счет снижения капитальных и эксплуатационных затрат по сравнению с применением стационарных платформ.

В процессе проведения анализа основное внимание было уделено действующим и запланированным к реализации в ближайшее время проектам добычи углеводородов с применением скважин с подводным расположением устьев. При проведении анализа были выделены следующие схемы освоения месторождений:

• схема «subsea – to – shore» транспорт продукции подводных скважин на береговой технологический комплекс, отсутствие на месторождении стационарных или плавучих технологических платформ;
• схема освоения месторождения, предусматривающая скважины с подводным расположением устьев, продукция которых направляется на стационарную технологическую платформу, расположенную непосредственно на месторождении или на незначительном удалении от него;
• схема освоения месторождения, включающая скважины с подводным расположением устьев и плавучую технологическую платформу, на которой выполняется подготовка добываемых углеводородов.

В рамках концепции, предполагающей транспорт продукции подводных скважин непосредственно на береговые технологические сооружения без предварительного сбора на плавучих или стационарных платформах, расположенных на месторождении, были рассмотрены проекты Laggan-Tormore, Ormen Lange, Snohvit, и отечественный проект по освоению Киринского ГКМ.

Laggan-Tormore

Название проекта Laggan-Tormore отражает включение в проект  двух газовых месторождений Laggan и Tormore, расположенных в море 125 километрах от Шетландских островов. Глубина воды в районе месторождений составляет около 600 метров. Первоначально в рамках проекта начало добычи было запланировано на 2014 год, но в последствии было перенесено на 2015 год. Данный проект является самым глубоководным на шельфе Великобритании.

Схема освоения месторождений предполагает многофазный транспорт продукции скважин от подводных манифольдов до береговых объектов по подводным трубопроводам протяженностью 143 километра. Необходимо отметить, что с точки зрения перепада глубин по трассе трубопровода сырого газа, проект близок рассмотренному ниже месторождению Ormen Lange, где также имеет место существенное увеличение глубины воды в районе расположения месторождения.

Добыча на месторождении осуществляется с применением подводных фонтанных арматур, оснащенных  запорной арматурой, штуцером, многофазным расходомером, клапанами для подачи химреагентов и подводным модулем управления.

В дополнение к добывающим скважинам, расположенным в рамках конструкций темплетов, на месторождении Tormore одна из разведочных скважин запланирована к переводу в эксплуатационный фонд и будет подключена к манифольду отдельным трубопроводом. Для обвязки устьев скважин использована фонтанная арматура вертикального типа класса 10К с подвеской НКТ 5”.

Проектом обустройства месторождения предусмотрена возможность запуска/приема очистных поршней с берега для очистки 18” трубопровода. Для обеспечения транспорта потока скважинной продукции на стадии падающего давления предусмотрены узлы подключения подводной компрессорной станции. Данные решения привели к необходимости установки оконечных устройств трубопровода и оборудования их защитной конструкцией.

Максимальный уровень добычи газа проекта Laggan-Tormore составляет 14 млн м3/сутки.

Для исключения возможности гидратообразования в трубопроводах на каждый манифольд осуществляется подача МЭГ. Подача МЭГ осуществляется с берега по трубопроводу диаметром 8”. Производительность системы МЭГ обеспечивает возможность 50% увеличения подачи ингибитора на каждую скважину по сравнению с проектными значениями в режиме нормальной эксплуатации.

Ormen Lange

Газовое месторождение Ormen Lange расположено на норвежском шельфе на расстоянии 120 км от берега, что на 23 километра меньше чем месторождение Tormore. В тоже время глубина моря на месторождении Ormen Lange  несколько больше и составляет порядка 800-1100 м. С точки зрения решения задачи обеспечения стабильности потока продукции подводных скважин месторождения Laggan-Tormore и Ormen Lange находятся в аналогичных условиях, что на определенном этапе требует применения подводных технологий компримирования газа.

Площадь месторождения составляет 320 км2. Проектная добыча газа на месторождении Ormen Lange составляет 20 млрд м3 в год. Освоение месторождения осуществляется с помощью 24 подводных скважин [6]. Конструкция скважин включает НКТ диаметром 9 5/8” и рассчитана на достижение рабочего дебита скважин до 10 млн м3/сутки. Скважины с подводным заканчиванием объединены в четыре подводных куста, каждый из которых реализован в виде темплета со сборным манифольдом, как и на проекте Laggan-Tormore. Темплеты были установлены на месторождении в течение 2011-2012 годов. В каждом темплете может быть размещено до восьми устьев скважин. Три манифольда подключены к трубопроводам через тройники, один темплет подключен к оконечному устройству трубопровода. Сложный профиль морского дна потребовал проведения специальных подводных земляных работ с использованием дистанционно управляемых агрегатов для подготовки площадок под размещение подводного оборудования. Общий вид подводного промысла месторождения Ormen Lange приведен на рисунке 2.4. От манифольдов, расположенных в рамках конструкции темплетов, продукция скважин поступает в два 30″ (762 мм) трубопровода, по которым транспортируется на береговые сооружения. Оконечный манифольд трубопровода оборудован петлей для прохождения запускаемых с берега поршней. На берегу на выходе трубопровода установлены два пробкоуловителя, каждый объемом 1500 м3.

Система управления подводным оборудованием мультиплексная электрогидравлическая. Для управления скважинами и манифольдами, как и в проекте Laggan-Tormore, с берега проложены две нитки электрогидравлического шлангокабеля. Подача на месторождение МЭГ осуществляется по отдельному трубопроводу диаметром 6”. Транспорт продукции скважин до берега осуществляется в трехфазном состоянии.

Основные сложности при реализации проекта Ormen Lange связаны с обеспечением стабильности транспорта потока продукции скважин. Сложный рельеф морского дна, низкая придонная температура (минус 1,2 °C), значительная глубина моря и наличие жидкой фазы (газовый конденсат, вода, МЭГ) обуславливают высокие требования к управлению работой подводного промысла и реализации мер по предотвращению гидратообразования.

Первоначальная концепция освоения месторождения подразумевала при достижении порогового уровня устьевого давления установку на месторождении подводной компрессорной станции. В рамках реализации концепции подводного компримирования на протяжении 2011 – 2013 годов был построен и успешно испытан на полигоне терминала Nyhamna подводный компрессорный модуль, эквивалентный одной линии будущей станции. Для испытания компрессорного модуля был построен бассейн размером 42 на 28 метров и глубиной 14 метров. Помимо непосредственно компрессора данный модуль включал подводный сепаратор и систему энергообеспечения компрессорной станции. Несмотря на успешно проведенные испытания, в апреле 2014 года компания Shell, являющаяся оператором проекта Ormen Lange, приняла решение о приостановке всех работ по подводному компримированию вследствие высоких капитальных затрат и снижения рентабельности проекта.

Snohvit

Проект Snohvit является первым газовым проектом в Баренцевом море схема реализации которого основана на использовании только подводных технологий. Проект включает три месторождения Snohvit, Askeladd и Albatross, которые расположены в Баренцевом море на расстоянии от 140 км до 178 км от берега, на глубинах моря 250 – 340 м. Запасы газа проекта составляю 317 млрд м3, извлекаемые запасы  – 193 млрд м3, конденсат – 17,9 млн м3. Необходимо отметить, что КИГ для проекта Snohvit составляет всего 0,6, что обусловлено, прежде всего, отсутствием в схеме освоения месторождения подводного компрессорного комплекса. Суммарный уровень добычи месторождений Snohvit и Albatross составляет 6,7 млрд м3/год. По мере истощения запасов для поддержания заданной полки добычи в разработку вводится месторождение Askeladd.

Реализация проекта ведется в три фазы и осуществляется с использованием скважин с подводным расположением устьев. Первая фаза проекта была реализована в 2005 – 2006 годах и включала месторождения Snohvit и Albatross. Схема обустройства месторождений первоначально включала четыре темплета, в которых размещены девять добывающих скважин (6 на Snohvit и три на Albatross) и одна скважина для закачки СО2. Вес каждого темплета составляет 260 тонн. На второй фазе в уже установленных темплетах дополнительно на месторождении Snohvit будет пробурено 2 скважины и одна на месторождении Albatross.

На месторождении Askeladd  будет установлено три темплета, и после ввода месторождения  в разработку эксплуатационный фонд скважин проекта составит 20 скважин, оснащенных подводными фонтанными арматурами производства компании Vetco Gray (GE Oil&Gas). Продукция скважин от расположенных в темплетах манифольдов по подводным системам сбора и магистральным трубопроводам диаметром 26” и протяженностью 147 км поступает на завод сжижения газа. Отличительной особенностью проекта является то, что углекислый газ, получаемый на заводе при сжижении газа, по подводному трубопроводу поступает обратно на месторождение и закачивается в пласт, что позволяет сократить затраты на квоты на эмиссию парниковых газов в атмосферу.

Управление скважинами, подводными модулями осуществляется дистанционно с берега с использованием мультиплексной электрогидравлической системы управления. Передача данных в системе управления от подводных распределительных устройств до берегового пункта управления осуществляется по оптоволоконному кабелю, входящему в состав шлангокабеля управления, без применения повторителей. Приводы задвижек на фонтанных арматурах имеют гидравлическое управление. В проекте использована гидравлическая система открытого типа, рабочая жидкость которой при выполнении команд не возвращается в емкость, а сбрасывается в море.

Выводы по Главе 3

Проведенные расчёты показали более высокую эффективность проекта при условии реализации опциона на расширение железной дороги. Сравнение ЧДД по базовому варианту и по варианту с опцией на расширение железной дороги дает значения 8,5 и 9,8 млрд долл. соответственно. Таким образом, предлагаемое в дипломном проекте решение по опережающему расширению железнодорожной ветки обеспечивает повышение эффективности проекта на 1,3 млрд долл. с учетом дисконтирования денежных потоков.

Анализ опциона на расширение мощностей по сжижению природного газа был выполнен функционально в зависимости от вероятности подтверждения спроса на трубопроводный газ. Расчёты показали оптимальное количество ниток завода по производству СПГ от 3 до 5 в зависимости от вероятности подтверждения спроса. Очевидно, что при снижении вероятности спроса на трубопроводный газ увеличивается значение оптимального количества ниток.

Более того, проведенный анализ чувствительности выявил зону отрицательной эффективности проекта, которая реализуется как при недостаточном количестве ниток, так и при избыточном количестве ниток.

В сравнении с базовым вариантом экономический эффект от опции на расширение мощностей по производству СПГ оценивается в 10,3 млрд долл. в сравнении с базовым вариантом.

Суммарный экономический эффект по всем опциям оценивается в 11,6 млрд долл.

 

Заключение

В настоящей работе проведен анализ специфики управления логистикой для территориально удаленных нефтегазовых проектов, предложен механизм совмещения логистической инфраструктуры, создаваемой на инвестиционной фазе проекта, с потребностями логистики на операционной фазе.

На примере Штокмановского газового проекта предложены логистические мероприятия, повышающие эффективность проекта и выполнен расчет экономической эффективности предлагаемых логистических новаций.

Проведено сравнение с лучшими мировыми практиками для проектов – аналогов.

В рамках настоящей дипломной работы проведен обзор современных логистических концепций; проведен анализ и выделены необходимые звенья логистических цепей, соответствующие специфике нефтегазовых проектов; предложена дополнительная классификация для логистических операций на инвестиционной и на операционной стадиях проекта; учтена специфика логистики для территориально-удаленных нефтегазовых проектов, включая специфику логистики шельфовых проектов; предложены сценарии и варианты управленческих решений для синтеза оптимальных логистических схем на последующих этапах дипломного проекта.

Проведенный анализ позволил сформулировать совместную оптимизационную задачу по развитию логистической инфраструктуры как на инвестиционной фазе, так и на операционной фазе проекта. В качестве основных варьируемых переменных на инвестиционной фазе выделяются опцион на расширение железной дороги и опцион на расширение мощностей по сжижению природного газа.

На операционной фазе проекта реализуются эффекты дополнительной выручки при реализации жидких углеводородов по железной дороге и дополнительной выручки при реализации СПГ.

Кроме того, на операционной фазе реализована вероятностная постановка задачи в части подтверждения спроса на трубопроводный газ. Указанный фактор существенно влияет на загрузку проекта в части трубопроводного транспорта и добычи.

В качестве критерия оптимизации выступает чистый денежный поток, генерируемый проектом.

Проведенные расчёты показали более высокую эффективность проекта при условии реализации опциона на расширение железной дороги. Сравнение ЧДД по базовому варианту и по варианту с опцией на расширение железной дороги дает значения 8,5 и 9,8 млрд долл. соответственно. Таким образом, предлагаемое в дипломном проекте решение по опережающему расширению железнодорожной ветки обеспечивает повышение эффективности проекта на 1,3 млрд долл. с учетом дисконтирования денежных потоков.

Анализ опциона на расширение мощностей по сжижению природного газа был выполнен функционально в зависимости от вероятности подтверждения спроса на трубопроводный газ. Расчёты показали оптимальное количество ниток завода по производству СПГ от 3 до 5 в зависимости от вероятности подтверждения спроса. Очевидно, что при снижении вероятности спроса на трубопроводный газ увеличивается значение оптимального количества ниток.

Более того, проведенный анализ чувствительности выявил зону отрицательной эффективности проекта, которая реализуется как при недостаточном количестве ниток, так и при избыточном количестве ниток.

В сравнении с базовым вариантом экономический эффект от опции на расширение мощностей по производству СПГ оценивается в 10,3 млрд долл. в сравнении с базовым вариантом.

Суммарный экономический эффект по всем опциям оценивается в 11,6 млрд долл.

Результаты работы можно разделить на два уровня. На первом уровне представлены подходы к системному анализу комплексных территориально-удаленных нефтегазовых проектов. Эти подходы могут быть использованы в будущем при решении задач поиска оптимальных схем развития инфраструктуры, включая логистическую инфраструктуру, для проектов на шельфах арктических морей или в зонах вечной мерзлоты.

На втором уровне представлены конкретные результаты оптимизации для перспективного проекта освоения Штокмановского месторождения с предложением конкретных управленческих решений по целевой инфраструктуре проекта, включая предложения по целесообразности развития железнодорожного транспорта и оптимальной доли реализации продукции в виде СПГ. Указанные предложения имеют количественный анализ эффективности в виде модели, реализованной в среде MS Excel, которая может быть актуализирована по мере появления уточненных данных или параметров будущего проекта.

 

Литература

1. Мясникова, О.В. Распределительная логистики: учеб. Пособие — Минск, Вышэйшая школа, 2016, стр. 20
2. Афанасенко, И.Д., Борисова В.В. Экономическая логистика: Учебник для вузов. Стандарт третьего поколения — Санкт-Петербург, Питер, 2013, стр. 7
3. Волгин В.В. Склад: логистика, управление, анализ — Дашков и К, стр. 10
4. Яшин А.А., Ряшко М.Л. Логистика. Основы планирования и оценки эффективности логистических систем, — Уральский федеральный университет, 2017, стр. 5
5. Левкин Г.Г., Куршакова Н.Б., Контроллинг и управление логистическими рисками, — Москва-Берлин: Директ-Медиа, 2015, стр. 27
6. Транспорт и логистика в Арктике. Альманах 2015. Выпуск 1, под ред. Новикова С.В., — Москва, Техносфера — 2015, стр. 31
7. Моргунов В., Джабраилов А. Маркетинг. Логистика. Транспортно-складские логистические комплексы, 2017
8. Бардин А.А., Кувшинов Е.С. Правовое регулирование инвестиционного сотрудничества между российскими и иностранными компаниями при разработке недр Российской Федерации, — Москва-Берлин: Директ-Медия, 2015, стр. 27
9. Научное и техническое обеспечение исследований и освоения шельфа Северного Ледовитого океана: вторая всероссийская научно-техническая конференция, — Веди, 2012
10. Грудницкий Г.В и др. Морские нефтегазовые точечные причалы, — Москва, 2011, стр. 110
11. Природные ресурсы России: территориальная локализация, экономические оценки, — СО РАН, Интеграционные проекты, вып. 12, 2007, стр.88
12. Крылов Т.А. Нефть & газ. Учебный курс, 2017
13. Mark J Kaiser. Offshore Service Industry and Logistics Modeling in the Gulf of Mexico, — Springer, 2015, стр.107
14. Logistics Management and Strategy , Competing Through The Supply Chain, — CTI Reviews, 2016
15. http://www.shtokman.ru
16. https://ru.wikipedia.org/wiki/Штокмановское_газовое_месторождение
17. Арктика и Север. 2016. № 25 2 , ISSN 2221-2698 Арктика и Север / Arctic and North. 2016. № 25. CC BY-S
18. Федеральный закон от 30 июня 2003 г. № 87-ФЗ. «О транспортно-экспедиционной деятельности»;
19. Правила транспортно-экспедиционной деятельности (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 08 сентября 2006 г. № 554);
20. Отчет : Исследование механизма формирования затрат на логистику и разработка нормативов затрат на логистические операции по материально-техническим ресурсам . № 3089-1730-12-9 от 18.12.2012
21. Отчет : Технико-экономическая оценка возможности формирования системы морской транспортировки сжиженного и сжатого природного газа на внутренние и внешние рынки с нефтегазовых месторождений континентального шельфа в восточном арктическом регионе РФ. № 1177-08-9 от 28.11.2008 г
22. Отчет : Перспективы мировой нефтегазовой отрасли в условиях низких цен на нефть – исследование EY . 2016 г .
23. Федеральный закон от 30 апреля 1999 г. № 81-ФЗ «Кодекс торгового мореплавания Российской Федерации.

---

Страницы:   1   2   3