Финансово - экономические показатели проекта строительства ПХГ


Тип работы:  Курсовая работа
Бесплатно:  Антиплагиат
Объем: 25 страниц
В избранное:   

СОДЕРЖАНИЕ _

Введение. . 3

1. Финансово - экономические показатели проекта

строительства ПХГ . . . ……7

1 . Расчеты капитальных затрат. 7

1. 1. 1. Укрупненный расчет стоимости ПИР и разведывательных работ по организации ПХГ. . 7

1. 1. 2. Оценочная стоимость основного и вспомогательного оборудования для обустройства ПХГ (цены 2004 г) . 10

1. 1. 3. Расчет основных показателей инвестиционного проекта………. . 14

1. 1. 4. Расчеты показателей эффективности проекта18

1. 2. Обоснование затрат на эксплуатацию подземного

хранилища газа22

1. 2. 1. Укрупненные затраты на хранение газа в

проектируемом ПХГ23

1. 3. Исходные данные и алгоритм укрупненных расчетов удельных капитальных и эксплутационных затрат. . 27

1. 4. Экономическая эффективность строительства ПХГ с учетом сезонных колебаний потребления природного газа. 30

1. 5. Финансово-экономические показатели проекта и расчет тарифа и цены газа. . 31

1. 5. 1 Расчеты тарифа на хранение газа . . . 31

2. Анализ чувствительности проекта73

3. Оценка рисков. 76

4. Схема финансирования проекта. 82

Заключение . . . 94

Список литературы

Введение

Проблема создания ПХГ вблизи города Алматы далеко ; не нова и имеет давнюю историю, начинающуюся со времени ввода в эксплуатацию магистрального газопровода «Бухарский газоносный район - Ташкент - Бишкек - Алматы» («БГР - ТБА»),

В 1964-1968 г. г. «Южно-Казахстанским Территориальным геологическим управлением» и «Казахским геофизическим трестом» были предприняты первые попытки по поиску геологических структур, пригодных для создания подземных хранилищ газа в Алматинской области.

В восьмидесятых годах острота проблемы надежного и бесперебойного газоснабжения г. Алматы и Алматинской области обусловила необходимость выполнения целенаправленных геолого-геофизических исследований с целью поисков объектов для использования в качестве подземных хранилищ газа (ПХГ) .

В результате этих работ в Илийской впадине был выделен ряд локальных структур, геолого-промысловые параметры которых в той или иной мере представляющих интерес для проведения дальнейших исследований для определения возможности их использования в качестве резервуаров для подземного хранения газа.

В 1994 году администрация г. Алматы совместно с ГХК «Казахгаз» и институтом «УзбекНИПИнефтегаз» на основе выявленных геологических структур предприняли попытку организовать работы по строительству ПХГ вблизи города. В 2000г. аналогичные работы предпринимались совместно с ТОО «Или».

В 2002 году ЗАО «Интергаз» было разработано техническое задание на проведение исследований по выявлению геологических структур, перспективных для строительства ПХГ в Алматинской и Жамбыльской областях вблизи трассы МГ «БГР-ТБА».

В 2003 г. ТОО «КАТЭК» в рамках договора с ЕххоnМоbil провело предпроектные исследования по обоснованию строительства ПХГ в районе г. Алматы, в рамках которых на основе ранее выполненных геолого-геофизических работ выделены структуры, рекомендуемые для дальнейшего изучения геолого-геофизическими методами с целью строительства ПХГ, была дана предварительная оценка технологических параметров последних, определены ориентировочные объемы работ и затрат, необходимые для строительства газохранилищ, проведены соответствующие финансово-экономические расчеты.

Предполагаемое строительство и ввод в эксплуатацию запроектированного газопровода в Китай, и, как следствие резкое увеличение объемов транспортировки газа, проводимые работы по реконструкции Акыртобинского и Полторацкого газохранилищ, МГ «БГР-ТБА», а также перспективы расширение газотранспортной системы южного Казахстана вновь выдвинули проблему строительства ПХГ в районе г. Алматы в число приоритетных задач.

Настоящая работа посвящена предпроектным исследованиям по обоснованию строительства подземного газохранилища в Алматинской области и выполняется в рамках договора с АО

«КазТрансГаз». Разработка данного проекта также предусматривалось, утвержденной Правительством РК республиканской «Программы развития газовой отрасли. РК на 2004-2010 г. г».

Целью настоящего проекта является обоснование инвестиций в проект строительства подземного хранилища газа (ПХГ) в Алматинской области. Реализация проекта потребует осуществления ряда взаимосвязанных организационных, социальных, финансово-экономических и технических мероприятий.

Строительство ПХГ в Алматинской области позволит решить следующие задачи:

Сгладить сезонную неравномерность газопотребления и обеспечить безаварийное, бесперебойное и безопасное снабжение населения и промышленных предприятий природным газом.

Более рационально использовать внутренние ресурсы газового рынка, в т. ч. создать условия для дальнейшего увеличения объемов добычи свободного и попутного газа в южном регионе РК.

Более эффективно использовать имеющиеся активы трубопроводных систем, в т. ч. расширить транзитные мощности газотранспортных магистралей ( «БГР-ТБА», «Газли-Шымкент») для обеспечения предполагаемого роста объемов транзита природного газа в Китай.

Способствовать разработке и реализации региональных подпрограмм по газификации новых территорий и расширению использования газа в коммунальном хозяйстве, в электроэнергетике, автотранспорте и т. д., а также обеспечить экологические требования.

В соответствии с целями и задачами проектных исследований в I разделе:

Проведен анализ текущего обеспечения г. Алматы и Алматинской области природным газом, сделан прогноз потребления газа промышленными предприятиями, энергетикой и населением до 2020 года (2 варианта) с учетом сезонного колебания.

Обоснована необходимость строительства ПХГ и оценены мощности проектируемых ПХГ с учетом роста потребления и проблем транспортировки природного газа в регионе.

Рассмотрены технические возможности магистрального газопровода «БГР-ТБА» в плане обеспечения в необходимом объеме и в регламентные сроки заполнение ПХГ газом.

Во II разделе проекта:

Дан общий обзор геологических структур и определены их возможности для строительства ПХГ с учетом требований нормативных документов (несколько вариантов) .

Рассчитан предполагаемый общий объем заполнения природным газом проектируемого ПХГ, в том числе объем буферного и активного газа (по вариантам), обосновано создание долгосрочного (стратегического) резерва газа.

Рассмотрен необходимый объем инженерных сооружений для строительства в данном регионе и разработан предварительный план мероприятий для строительства ПХГ.

В /// разделе проекта:

Обоснована этапность работ по подготовке геологических структур и строительство ПХГ, произведены предварительные расчеты капитальных затрат с учетом всех необходимых технических сооружений на стадии разведки, обустройства и эксплуатации ПХГ в соответствии с нормативными документами РК.

Проведен расчет удельных капитальных вложений и предполагаемых эксплуатационных затрат для подготовки экономической модели ПХГ.

Обоснована экономическая эффективность строительства ПХГ с учетом сезонных колебаний потребления природного газа в регионе и сравнения с возможностью расширения мощности МГ «БГР - ТБА».

Произведен расчет финансово-экономических показателей проекта (NР\/, IRR, РВР), с учетом прогнозных вариантов потребления газа в городе Алматы и Алматинской области, а также рассчитан экономически рентабельный тариф за хранение газа с учетом возможных вариантов реализации проекта.

1. ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА СТРОИТЕЛЬСТВА ПХГ

1. 1. Расчеты капитальных затрат

Расчеты стоимости капитальных и эксплутационных затрат выполнены на основе спроектированного по заказу АО «Интергаз Центральная Азия» пункта (ГРП) на Полторацком ПХГ в 2003 году, а также проектов бурения скважин, выполненных по заказу этой же организации по бурению 4-х скважин (исполнитель ТОО «КАТЭК») .

Кроме того, для определения стоимости единицы геофизических и геолого-разведывательных работ за аналог принимались данные из проекта «Пробной эксплуатации месторождения углеводородов «Кенлык» Кызылординской области», утвержденного на ЦКР МЭиМР РК в феврале 2005 года и проекта разведки на контрактной территории «Бегайдар» по заказу ТОО «Потенциал Ойл» в 2005 году (исполнитель ТОО «КАТЭК») .

Также, оборудование для компрессорной станции на ПХГ было подобрано на примере проекта реконструкции ПХГ «Газли» по рекомендации американской компании «ВSI Industries», которая в настоящее время ведет проект реконструкции ПХГ «Полторацкое» и «Акыртобинское» на средства по гранту Правительства США.

1. 1. 1. Укрупненный расчет стоимости ПИР и разведывательных работ по организации ПХГ

Капитальные затраты будут включать в себя стоимость ПХГ (стоимость ПИР и работ, в том числе НДС и проектно-изыскательские работы) (Таблица 1. 1), разведывательных а также стоимость оборудования и его монтаж.

Таблица 1. 1 Затраты на создание ПХГ

:
Затраты на создание ПХГ: Затраты на создание ПХГ
Стоимость ед. услуг, дол л: Стоимость ед. услуг, дол л
Объем работ: Объем работ
Стоимость тыс. долл.: Стоимость тыс. долл.
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: Тыс. тенге на ед. услуг с НДС
Всего, тыс. тенге: Всего, тыс. тенге
:

1

1

Затраты на создание ПХГ: Подготовка и регистрация Контракта на недропользование
Стоимость ед. услуг, дол л: 3
Объем работ: 1
Стоимость тыс. долл.: 30
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 4 050, 00
Всего, тыс. тенге: 4 050
:

2

2

Затраты на создание ПХГ: Разработка проекта детальных сейсморазведочных работ
Стоимость ед. услуг, дол л: 25000
Объем работ: 1
Стоимость тыс. долл.: 25
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 3 375, 00
Всего, тыс. тенге: 3 375
:

3

3

Затраты на создание ПХГ: Разработка проекта бурения 10 разведочных скважин
Стоимость ед. услуг, дол л: 5
Объем работ: 1
Стоимость тыс. долл.: 50
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 6 750, 00
Всего, тыс. тенге: 6 750
:

4

4

Затраты на создание ПХГ: Проведение детальной сейсморазведки
Стоимость ед. услуг, дол л: 4000-4500
Объем работ: 35-40 км
Стоимость тыс. долл.: 180
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 607, 50
Всего, тыс. тенге: 24 300
:

5

5

Затраты на создание ПХГ: Проведение исследовательских работ по скважинам (ГИС, ГДИ, керн, опробование)
Стоимость ед. услуг, дол л:
Объем работ:

25%

о т

стоимости

бурения

Стоимость тыс. долл.: 1 744
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС:

23

540, 63

Всего, тыс. тенге: 235 440
:

6

6

Затраты на создание ПХГ: Проведение детальной гравиметрической съемки
Стоимость ед. услуг, дол л: 45, 6
Объем работ: 500
Стоимость тыс. долл.: 22, 8
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 6, 16
Всего, тыс. тенге: 3 078
:

7

7

Затраты на создание ПХГ: Проведение детальных электроразведочных работ
Стоимость ед. услуг, дол л: 570
Объем работ: 35-40 км
Стоимость тыс. долл.: 25
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 76, 95
Всего, тыс. тенге: 3 375
: 8
Затраты на создание ПХГ: Составление отчета по результатам комплексных геолого-геофизических исследований
Стоимость ед. услуг, дол л: 8
Объем работ: 1
Стоимость тыс. долл.: 80
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 10 800
Всего, тыс. тенге: 10 800
:

9

9

Затраты на создание ПХГ: Разработка экологического проекта (ОВОС)
Стоимость ед. услуг, дол л: 5
Объем работ:
Стоимость тыс. долл.: 50
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС: 6 750, 00
Всего, тыс. тенге: 6 750
:
Затраты на создание ПХГ: ИТОГО:
Стоимость ед. услуг, дол л:
Объем работ:
Стоимость тыс. долл.: 2 207
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС:
Всего, тыс. тенге: 297 918
:
Затраты на создание ПХГ: ИТОГО: без НДС
Стоимость ед. услуг, дол л:
Объем работ:
Стоимость тыс. долл.:
Тыс. тенге на ед. услуг с НДС:
Всего, тыс. тенге: 259 059

Буферный газ в ПХГ будет закачиваться поэтапно, как предусмотрено в главе 2, параграфе 2. 6, четырьмя этапами в течение 4-х лет, причем первая закачка начнется в 1 год строительства (2006 год) и будет закачено в общей сложности 600 млн. куб. м газа (1 год -50 млн. куб. м, 2 год - 100 млн. куб. м, 3 и 4 годы - по 150 млн. куб. м) . Согласно техническим условиям по временному графику стоимость буферного газа будет равна 39, 75 млн. долл. США (1 и 2 год - по цене 55 долл., как установлено отпускной ценой газа из Узбекистана, 3 и 4 годы - по 70 долл. США, как тенденция развития рынка газа) без НДС. С учетом НДС стоимость буферного газа будет равна 45, 73 млн. долл. США.

При этом, во время эксплуатации ПХГ будут происходить естественные потери газа, которые следует восполнять. Величины потерь газа рассчитаны в главе 2 настоящего отчета в Таблице 2. 3. 3. Согласно данным таблицы потери за 20 лет составят 281, 5 млн. куб. м газа. Потери будут учитываться с 4-го года с начала строительства ПХГ, когда стоимость газа будет равна 70 долл. за тыс. куб. м газа или в общая сумма потерь исчисляется в размере 19, 71 млн. долл. без НДС (с НДС - 22, 66 млн. долл. ) . Эта сумма может быть возмещена за счет амортизации буферного газа в размере 2, 5% в год (срок амортизации 40 лет) .

1. 1. 2. Оценочная стоимость основного и вспомогательного оборудования для обустройства ПХГ (цены 2004 г. )

Исходя из определенных для ПХГ параметров и с учетом анализа комплектного оборудования, которыми оснащаются ПХГ подобного типа, сделан подбор основного и вспомогательного типового оборудования с оценкой стоимости каждой из позиций (Таблица 1. 2) .

Таблица 1. 2 Стоимость основного технологического оборудования для ПХГ

1 долл. США =125тенге

№:
Наименование оборудования: Наименование оборудования
Укрупненная стоимостьстран СНГ по аналогу с ГРППолторацкого, тыс. тенгебез НДС:

Укрупненная стоимость

стран СНГ по аналогу с ГРП

Полторацкого, тыс. тенге

без НДС

№:
Наименование оборудования: Трубопроводы
Укрупненная стоимостьстран СНГ по аналогу с ГРППолторацкого, тыс. тенгебез НДС:
№: 1
Наименование оборудования: Шлейфы Ду 168x10, 1258 долл. с НДС за тонну (321, 37 тонн)
Укрупненная стоимостьстран СНГ по аналогу с ГРППолторацкого, тыс. тенгебез НДС: 54 578, 27
№: 2
Наименование оборудования: Коллектора Ду 426 (94, 4 тонн)
Укрупненная стоимостьстран СНГ по аналогу с ГРППолторацкого, тыс. тенгебез НДС: 16 031, 95
№: 3
Наименование оборудования: Метанолопроводы Ду 32x4 (0, 35 тонн)
Укрупненная стоимостьстран СНГ по аналогу с ГРППолторацкого, тыс. тенгебез НДС: 59, 44
:
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование
:
: 1
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок сепаратора замерного Q = 3 млн 3/сут
: 3 315, 06
: 2
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Сепаратор факельный Q=3 млн. мЗ/сут
: 3 712, 77
: 3
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок дренажной емкости \/=50мЗ
: 689, 45
: 4
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок газосепаратора с промывочной секцией Q=3, 0млн 3/сут
: 8 736, 93
: 5
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок абсорбера Q=3, 0 млн 3/сут
: 31 605, 93
: 6
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок емкости выветривания \/=4мЗ, Р-атм
: 2 159, 46
: 7
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Емкость для воды \/=2мЗ, Р-0. 6 атм
: 298, 22
: 8
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок фильтров ДЭГа Q=3400-8700 кг/час, Рр=0. 4 МПа
: 1 337, 45
: 9
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок огневой регенерации ДЭГа Q=3400-8700 кг/час, Рр=0. 005 МПа
: 77 796, 18
: 10
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок выветривания ДЭГа Q=3400-8700 кг/час, Рр=0. 5 МПа
: 2 809, 62
: 11
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок емкости дренажной для ДЭГа \/=40 мЗ
: 1 095, 26
: 12
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок огневой регенерации метанола Q=380-1000 кг/час
: 2 904, 80
: 13
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок выветривания метанола Q=380-1000 кг/час, Рр=0. 4 МПа
: 624, 11
: 14
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок емкости дренажной для метанола \/=25мЗ
: 876, 42
: 16
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок емкости дренажной \/=25мЗ
: 1 448, 42
: 17
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок емкости технологической \/=4мЗ,
: 5 737, 64
: 18
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок емкости технологической \/=25мЗ,
: 16 988, 13
: 19
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: ^Блок емкости дренажной \/=12. 5мЗ, Р=0. 1 МПа
: 4 563, 14
: 20
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок очистки газа 0=4000-35000 м З /час, Рр=7. 5 МПа
: 9 479, 57
: 21
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок осушки и хранения импульсного газа Q=4000 м З , Рр=7. 5 МПа
: 12 869, 15
:
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Насосное оборудование за 2 шт.
:
: 1
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок насосов (в блоке 2 насоса), Q=640 л/час, Р=12 МПа.
: 1 493, 64
: 2
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок насосов для перекачки метанольной воды (в блоке 2 насоса), Q=0, 1-0, 5 м З /час, Рнаг. =2. 5 Мпа
: 4 233, 87
: 3
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок насосов для подачи РДЭГа (в блоке 2 насоса), Q=3-10 м З /час, Рнаг. =12 МПа
: 15 502, 86
: 4
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок насосов подачи регенерированного метанола на орошение (в блоке 2 насоса),
: 5 774, 49
: 5
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок насосов для складской перекачки ДЭГа (в блоке 2 насоса), Q=1-25 м З /час, Н=80 м.
: 4 192, 29
: 6
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок насосов для складской перекачки метанола (в блоке 2 насоса), Q=1-25 м З /час,
: 4 192, 29
: 7
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок насосов для подачи метанола на установку сепарации и осушки (в блоке 2 насоса) Q=1-0. 32 м З /час, Рнаг. =12 МПа
: 5 774, 49
:
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Теплообменное оборудование и аппараты воздушного охлаждения
:
: 1
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок огневого подогревателя Q=600 м З /час
: 1 004, 67
: 2
Сепарационное, емкостное и массообменное оборудование: Блок теплообменника "газ - вода"
: 10 029, 83
3: 3
Аппарат воздушного охлаждения: Аппарат воздушного охлаждения
2167, 97: 2 167, 97
3: 4
Аппарат воздушного охлаждения: Аппарат воздушного охлаждения
2167, 97: 6 059, 61
3: 5
Аппарат воздушного охлаждения: Аппарат воздушного охлаждения
2167, 97: 1 351, 35
3: 6
Аппарат воздушного охлаждения: Аппарат воздушного охлаждения
2167, 97: 58 358, 34
3: 7
Аппарат воздушного охлаждения: Блок подогревателя газа регенерации
2167, 97: 2 920, 73
3: 8
Аппарат воздушного охлаждения: Блок подогревателя газа
2167, 97: 13 874, 90
3:
Аппарат воздушного охлаждения: Компрессорное оборудование
2167, 97:
3: 1
Аппарат воздушного охлаждения: Компрессорный агрегат ГПА и вспомогательное оборудование
2167, 97: 1 417 500, 00
3:
Аппарат воздушного охлаждения: ИТОГО:
2167, 97: 1 814 148, 62

Как видно в Таблице 1. 2, стоимость оборудования без НДС и без учета монтажных работ составляет 1 814, 15 млн. тенге. Общие капитальные затраты по строительству и обустройству ПХГ составят согласно сводного сметного расчета 4 015 млн. тенге.

Проект может быть реализован как инвестиционный проект в газовой отрасли со стратегическими целями - вложение средств в объекты хранения газа с целью обеспечения бесперебойного снабжения г. Алматы и Алматинской области в отопительный период газом. При этом проект должен при реализации соответствовать основным принципам эффективности с достижением основных целей проекта - строительства ПХГ.

Финансовая реализуемость - структура финансирования проекта, при которой на каждом этапе его осуществления не допускается дефицита финансовых средств. Финансовая реализуемость инвестиционного проекта предполагает выдачу Заказчиком исходных данных и первоначального плана финансирования проекта по годам на расчетный период. Анализ финансовой реализуемости инвестиционного проекта позволяет скорректировать и уточнить при необходимости параметры инвестиционного проекта на ранней стадии реализации, т. е. до начала строительства.

Основные принципы по оценке эффективности инвестиционных проектов в трубопроводном транспорте газа:

Проведение анализа инвестиционного проекта на протяжении заданного расчетного периода строительства и опытно-промышленной эксплуатации ПХГ;

Моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением проекта денежные поступления и расходы за расчетный период;

Учет инфляции и рисков, сопровождающих реализацию проекта и сопоставимости условий сравнения различных вариантов проекта;

Принцип положительности и максимума эффекта и учет фактора времени (приведение разновременных значений денежных потоков инвестиционного проекта к их значению на определенный момент (дисконтирование) ;

Учет предстоящих затрат и поступлений и многоэтапность оценки - на различных стадиях разработки и осуществления проекта, в том числе обоснования инвестиций, проектирования, строительства и экономический мониторинг после ввода объекта в эксплуатацию.

На стадиях разработки инвестиционного предложения и обоснования инвестиций рассматриваются альтернативные варианты инвестиционных проектов для оценки коммерческой эффективности.

Показатели коммерческой эффективности проекта учитывают финансовые последствия для инвестора, реализующего инвестиционный проект, и оцениваются без рассмотрения источников и условий финансирования проекта.

1. 1. 3. Расчет основных показателей инвестиционного проекта.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан
Прогнозы развития нефтегазового комплекса РК
Анализ промышленного производства РК в 2005-2007 гг
Конструктивные особенности и системы ГТУ55СТ 20: агрегат легкий, контейнер автоматически закрывается, система водоохранной защиты, фильтры, смазочная система и другие
Основные итоги экономического развития Республики Казахстан за первое полугодие 2008 года
Экономико-производственные показатели деятельности АО КазТрансГаз
Магистральные газопроводы и трубопроводная арматура в Республике Казахстан: инфраструктура, технические характеристики и перспективы развития
Комплексное исследование трубопроводов для нефтегазовой отрасли: особенности применения, условия эксплуатации и перспективы развития в Республике Казахстан
Финансовая программа устойчивого развития Р. К
Стратегические Ориентиры и Тенденции Развития Нефтегазового Комплекса Республики Казахстан в Глобальном Энергетическом Контексте
Дисциплины



Реферат Курсовая работа Дипломная работа Материал Диссертация Практика - - - 1‑10 стр. 11‑20 стр. 21‑30 стр. 31‑60 стр. 61+ стр. Основное Кол‑во стр. Доп. Поиск Ничего не найдено :( Недавно просмотренные работы Просмотренные работы не найдены Заказ Антиплагиат Просмотренные работы ru ru/