2) при ликвидации межпластовых перетоков -- исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

4.3 Анализ эффективности применения горизонтальных технологий

Современное состояние нефтедобывающей промышленности характеризуется тем, что наиболее доступные запасы нефти и газа постепенно истощаются и все большая доля добычи углеводородов приходится на месторождения со сложными геолого-физическими условиями, характеризующимися низкой проницаемостью коллекторов, высокой вязкостью нефти, неблагоприятным расположением месторождений (шельфы морей).

Подтвержденные извлекаемые запасы нефти в России для их эффективного освоения горизонтальными скважинами составляют около 7 млрд. тонн, в том числе по Западной Сибири - около 5 млрд. тонн, а освоение шельфовых зон без применения технологий, основанных на методе горизонтального бурения, проблематично. По прогнозам, на ближайшие 10-20 лет они приобретут статус технологий, обеспечивающих экономическую безопасность нашего государства.

Повышение эффективности разработки этих запасов возможно при использовании горизонтальных технологий. Под этим термином понимается бурение и эксплуатация горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, проведенных из старых горизонтальных скважин.

Их применение позволяет решать ряд важных проблем: уменьшить количество скважин на месторождениях; увеличить степень нефтеизвлечения; вовлечь в разработку труднодоступные запасы и залежи высоковязкой нефти и битумов, тонкие нефтяные пласты, имеющие обширную газовую шапку и подошвенную воду.

Основным преимуществом горизонтального способа бурения и соответственно разработки месторождений с использованием горизонтальных стволов явилось многократное увеличение дебита скважин. Это и дало бурное развитие горизонтального бурения во всем мире. Однако в последующем темп развития значительно замедлился, так как стоимость горизонтального бурения оказалась чрезмерно высокой вследствие недостаточного совершенства техники и технологии бурения, освоения, исследовательских и ремонтных работ. Немало времени и средств ушло на преодоление этих проблем. Однако и до настоящего времени происходит совершенствование техники и технологии бурения горизонтальных скважин. Тем не менее, трудности в основном преодолены, и бурение горизонтальных скважин нарастает их из года в год.

Основной тенденцией при бурении горизонтальных скважин в настоящее время является комбинирование профилей с большим и средним радиусом участка искривления в целях наилучшего дренажа коллектора, особенно при морском бурении в Северном море. Бурение скважин малым или средним радиусом с высоким темпом набора кривизны (40-50 на 30 метров) применяется преимущественно при бурении скважин на суше и в регионе Дальнего Востока.

Опыт применения технологии бурения по среднему радиусу на суше в Великобритании также показал ее привлекательность с экономической точки зрения.

Внедрение в практику бурения систем с бескабельным каналом связи явилось мощным стимулом в наращивании объемов бурения скважин с очень большой протяженностью горизонтального интервала. Рядовые скважины имеют протяженность ствола в продуктивном пласте в диапазоне 500-2000 метров.

В настоящее время реальностью стал факт бурения скважин, когда на 1 км их вертикальной глубины набирается свыше 6 км горизонтального участка.

Достижения технологии горизонтального бурения сделали возможным разбуривание шельфовых месторождений нефти и газа с берега, без строительства дорогостоящих морских оснований и платформ.

Вместе с тем, необходимыми техническими и технологическими элементами такого бурения являются верхний привод, относительно высокие расходы бурового раствора, алюминиевые бурильные трубы, системы измерений в процессе бурения, алмазные и поликристаллические долота, гидравлические забойные двигатели объемного типа с долговечностью 150-300 часов и турбобуры.

Успешность использования горизонтальных скважин определяется экономической эффективностью этого метода разработки и обуславливается правильным выбором объекта, всесторонним изучением геолого-физических свойств пласта и успехом проводки горизонтальной части ствола.

Горизонтальные скважины успешно осваивают в большинстве компаний России.

Лидерами являются: ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Башнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпром».

Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах вышеупомянутых компаний указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью. В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60 и более процентов. Выбор невыработанных пластов и других нефтенасыщенных зон с последующей ориентацией горизонтального ствола в нужном направлении является залогом успеха.

На 1.01.2010 года пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе на башкирские отложения - 21, на серпуховские -88.

В целом, за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. тонн нефти или же 9,9 тыс. тонн на одну скважину.

При этом, средний текущий дебит составил 6,3 тонн/сутки, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам.

По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 тонн /сутки, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 10,0 тыс. тонн нефти. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 тонн /сутки. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 9,44 тыс. тонн нефти.

Рассматривая скважины, введенные из бурения с 2001 года видно, что вертикальных скважин было пробурено в 1,95 раза больше, чем горизонтальных, отработанное время соответственно тоже в два раза больше. Дебит на 1 метр вскрытой толщи на горизонтальных скважинах на порядок ниже. 109 горизонтальных скважин добыли нефти больше, чем 213 вертикальных. И если провести расчет добычи нефти одной скважиной на одинаковое отработанное время то получается, что горизонтальная скважина добыла в 2,5 раза больше нефти, чем одна вертикальная.

Сравнительные характеристики работы горизонтальных скважин и вертикальных скважин приведены в таблице 12.

Таблица 12.

Показатели	Вертикальная	Горизонтальная
Скважин	213	109
Отработанное время, дни	325417	186687
Средняя стоимость одной скважины	7,5	13
Накопленный отбор, тонн	813544	1079250
Добыто нефти на одну скважину, тонн	3819,5	9901,4
Добыто на 1 млн. рублей затрат, тонн	509,3	761,6
Средний дебит нефти, тонн/сутки	2,5	6,3



В результате проделанного анализа видно, что, несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использование горизонтальных технологий является высокоэффективным мероприятием и позволяет рекомендовать его дальнейшее развитие на 302-302 залежах Ромашкинского месторождения.

Среди первоочередных проблем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин стоят вопросы создания принципиально новых систем разработки нефтяных месторождений, размещения сетки скважин, расстояния между горизонтальными скважинами, направления горизонтальных стволов в добывающих и нагнетательных скважинах. Актуальным вопросом является выбор длины и направления горизонтальных стволов скважин в зависимости от геологического строения и коллекторских свойств пласта, вопросы регулирования объемов закачки агентов. От правильности их решения будет зависеть текущая добыча нефти и, в итоге, величина конечного нефтеизвлечения.

4.4 Экономическое обоснование эффективности применения горизонтальных скважин

Определение увеличения добычи нефти

Определяю:

- прирост дебита скважин в результате внедрения мероприятия:

Д q = q2 - q1

где: q1 -- дебит скважины до внедрения мероприятия;

q2 - дебит скважины после внедрения мероприятия.

Д q = 6,3 - 1,5 = 4,8 тонн/сутки

- объем добычи нефти до внедрения мероприятия:

Q1 = qдо * Kдои * tК * KЭ * N

где: qдо - среднесуточный дебит скважин до внедрения;

Kдои - коэффициент изменения дебита до внедрения;

tК - календарное время работы;

KЭ -- коэффициент эксплуатации;

N - количество скважин.

Qдон = 1,5 * 0,912 * 365 * 0,922 * 1 = 460 тонн

- объем добычи нефти после внедрения мероприятия:

Q2 = qпосле * Kпослеи * tК * KЭ * N

где: qпосле - среднесуточный дебит скважин после внедрения;

Kпослеи - коэффициент изменения дебита после внедрения;

tК - календарное время работы;

KЭ - коэффициент эксплуатации;

N - количество скважин.

Qпослен = 6,3 * 0,941 * 365 * 0,949 * 1 = 2053 тонн

- прирост объема добычи нефти:

ДQ = Q2 - Q1

где: Q2 - объем добычи нефти после внедрения;

Q1 - объем добычи нефти до внедрения.

ДQ =2053 - 460 = 1593 тонн

Определение экономии себестоимости добычи нефти

Условно-переменные затраты - это расходы, которые зависят от изменения объема добычи нефти.

К ним относятся:

- расходы на энергию по извлечению нефти;

- расходы по искусственному воздействию на пласт;

- расходы по сбору и транспортировке нефти и газа;

- расходы по технологической подготовке нефти;

- налог на добычу.

Расчет условно-переменных затрат осуществляется по формулам:

Р1 = С1ед * Q1

где: Р1 - расходы по статье до внедрения;

С1ед - себестоимость одной тонны нефти до внедрения;

Q1 - объем добычи нефти до внедрения.

Р2= С1ед * Q2

где: Р2 - расходы по статье до внедрения;

Q2 - объем добычи нефти после внедрения.

Условно-постоянные затраты не меняются в зависимости от изменения объема добычи нефти.

К ним относятся:

- зарплата производственных рабочих;

- страховые взносы;

- амортизационные отчисления по скважинам;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

- цеховые расходы;

- прочие производственные расходы;

- управленческие расходы;

- внепроизводственные расходы.

Расчет условно-постоянных затрат осуществляется:

Р1 = С1ед * Q1

где: Р1 - расходы по статье до внедрения мероприятия;

С1ед - себестоимость одной тонны нефти до внедрения;

Q1- объем добычи нефти до внедрения.

Р2 = Р1 /Q2

где: Р2 - расходы по статье после внедрения;

Q2 - объем добычи нефти после внедрения.

Определяю:

- расход энергии по извлечению нефти:

Р1 = 320 * 460 = 147,20 тыс. руб.

Р2 = 320 * 2053 = 656,96 тыс. руб.

- расходы на искусственное воздействие на пласт:

Р1 = 440 * 460 = 202,40 тыс. руб.

Р2 = 440 * 2053 = 903,32 тыс. руб.

-заработная плата производственных рабочих:

Р1 = 290 * 460 = 133400 = 133,40 тыс. руб.

Р2 = 133400/2053 = 64,98 руб.

- страховые взносы:

Р1 = 87 * 460 = 40020 = 40,02 тыс. руб.

Р2 = 40020/2053 = 19,49 руб.

-амортизационные отчисления:

Р1 = 510 * 460 = 234600 = 234,60 тыс. руб.

Р2 = 234600/2053 = 114,27 руб.

-расходы по сбору и транспортировке нефти и газа:

Р1 = 960 * 460 = 441,60 тыс. руб.

Р2 = 960 * 2053 = 1970,88 тыс. руб.

-расходы по технологической подготовке нефти:

Р1 = 1060 * 460 = 487,60 тыс. руб.

Р2 = 1060 * 2053 = 2176,18 тыс. руб.

-расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:

Р1 = 710 * 460 = 326600 = 326,60 тыс. руб.

Р2 = 326600/2053 = 159,08 руб.

-цеховые расходы:

Р1 = 370 * 460 = 170200 = 170,20 тыс. руб.

Р2 = 170200/2053 = 82,90 руб.

- налог на добычу:

Р1 = 240 * 460 = 110,40 тыс. руб.

Р2 = 240 * 2053 = 492,72 тыс. руб.

-прочие производственные расходы:

Р1 = 509 * 460 = 234140 = 234,14 тыс. руб.

Р2 = 234140/2053 = 114,05 руб.

-управленческие расходы:

Р1 = 1430 * 460 = 657800 = 657,80 тыс. руб.

Р2 = 657800/2053 = 320,41 руб.

-внепроизводственные расходы:

Р1 = 474 * 460 = 218040 = 218,04 тыс. руб.

Р2 = 218040/2053 = 106,20 руб.

Результаты расчетов представляю в таблице 13.

Таблица 13. Калькуляция себестоимости добычи нефти.

Статьи затрат	До внедрения	После внедрения	Отклонения
	Всего, тыс.руб.	на 1 тонну, руб.	Всего, тыс.руб.	на 1 тонну, руб.	Всего, тыс.руб.	на 1 тонну, руб.
1. Расход энергии по извлечению нефти	147,20	320	656,96	320	509,76	-
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	202,40	440	903,32	440	700,92	-
3. Заработная плата производственных рабочих	133,40	290	133,40	64,98	-	-225,02
4. Страховые взносы	40,02	87	40,02	19,49	-	-67,51
5. Амортизационные отчисления по скважинам	234,60	510	234,60	114,27	-	-395,73
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	441,60	960	1970,88	960	1529,28	-
7. Расходы по технологической подготовке нефти	487,60	1060	2176,18	1060	1688,58	-
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	326,60	710	326,60	159,08	-	-550,92
9. Цеховые расходы	170,20	370	170,20	82,90	-	-287,10
10. Налог на добычу	110,40	240	492,72	240	382,32	-
11.Прочие производственные расходы	234,14	509	234,14	114,05	-	-394,95
Производственная себестоимость	2528,16	5496	7339,02	3574,77	4810,86	-1921,23
12.Управленческие расходы	657,80	1430	657,80	320,41	-	-1109,59
13. Внепроизводственные расходы	218,04	474	218,04	106,21	-	-367,79
Полная себестоимость добычи нефти	3404	7400	8214,86	4001,39	4810,86	-3398,61

Определение единовременных затрат на проведение мероприятия

Определяю:

- расходы на проведение мероприятия:

Р = Тр * Сбригадо - час

где: Тр - время выполнения мероприятия;

Сбригадо - час - стоимость бригадо-часа, относимая на затраты по проведению ремонтных работ.

- общая сумма прямых затрат на проведение мероприятия:

Зпрямые = ЗПобщ + СВ + РВМ + РЭ + Уст + А + Рудц

Зпрямые = 76800 + 23040 + 1224 + 21648 + 271200 + 2436 + 110400 = 506748 руб.

- цеховые расходы составляют 15 % от общей суммы прямых затрат:

ЦР = 15 % * Зпрямые

ЦР = 15 % * 506748 = 76012,20 руб.

- управленческие расходы составляют 22 % от суммы прямых затрат и цеховых расходов:

Ур = 22% * (Зпрямые + Цр)

Ур = 22 % * (506748 + 76012,2) = 128207,20 руб.

- сумма единовременных затрат на осуществление мероприятия составляет:

Зе = Зпрямые + Цр+ Ур

Зе = 506748 + 76012,2+ 128207,2 = 710967,40 руб.

Результаты расчетов представляю в таблице 14.

Таблица 14. Смета единовременных затрат на осуществление мероприятия.

Наименование статей затрат	Стоимость бригадо-часа	Время	Сумма, руб.
1. Общая сумма оплаты труда (с учетом премии)	1280	60	76800
2. Страховые взносы		30 %	23040
3. Расходы на вспомогательные материалы	20,40	60	1224
4. Расходы на энергию	360,80	60	21648
5. Расходы по оплате услуг спец. техники	4520	60	271200
6. Расходы на амортизацию	40,60	60	2436
7. Расходы по оплате услуг других цехов	1840	60	110400
ИТОГО прямых затрат	*	*	506748
8. Цеховые затраты	*	*	76012,20
9. Управленческие расходы	*	*	128207,20
ИТОГО затрат на проведение мероприятия	*	*	710967,40



Расчет показателей, характеризующих эффективности внедрения мероприятия

Определяю:

- Себестоимость добычи одной тонны нефти с учетом единовременных затрат на проведение мероприятия:

С2 + Зе

С21 = ----------------

Q2

где: С12 - себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия;

С2 - полная себестоимость добычи нефти после внедрения мероприятия;

Зе - единовременные затраты на проведение мероприятия;

Q2 - объем добычи нефти после внедрения.

С21 = (8214860 + 710967,40)/2053 = 4347,70 руб.

- Условно-годовую экономию:

Э = (С11 - С12) * Q2

где: С11 - себестоимость одной тонны до внедрения;

С12 -- себестоимость одной тонны после внедрения.

Э = (7400 - 4347,70)*2053 = 6266371,9 руб. = 6,27 млн. руб.

- Удельную условно-годовую экономию:

Э1 = Э/Q2

Э1 = 6266371,9/2053 = 3052,3 руб.

- Прибыль до внедрения мероприятия:

П1 = (Ц - С11) * Q1

где: Ц - цена одной тонны нефти;

С11 - себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия;

Q1 - объем добычи нефти до внедрения.

П1 = (8900 - 7400)*460 = 690000 руб. =690 тыс. руб.

- Прибыль после внедрения мероприятия:

П2 = (Ц - С12) * Q2

где: Ц - цена одной тонны нефти;

С12 - себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия;

Q 2 - объем добычи нефти после внедрения.

П2 = (8900 - 4347,70)*2053 = 9345871,9 руб. = 9346 тыс. руб.

- Прирост прибыли:

ДП = П2 - П1

где: П2 - сумма прибыли, полученная после внедрения;

П1 - сумма прибыли, полученная до внедрения

ДП = 9345871,9 - 690000 = 8655871,9 руб. = 8656 тыс. руб.

- Удельная прибыль:

- до внедрения:

П1 = П1 /Q1

П1 = 690000/460 = 1500 руб.

- после внедрения:



П2 = П2 /Q2

П2 = 9345871,9/2053 = 4552,3 руб.

- Удельный прирост прибыли:

ДП1 = ДП/Q2

ДП1 = 8655871,9/2053 = 4216,21 руб.

Результаты расчетов представляю в таблице 15.

Таблица 15. Технико-экономические показатели.

Показатели	Единицы измерения	До внедрения	После внедрения	Отклонения
1. Дебит скважин	тонн	1,5	6,3	4,8
2. Объем добычи нефти	тонн	460	2053	1593
3. Себестоимость одной тонны нефти	руб.	7400	4347,70	-3052,3
4. Условно-годовая экономия	млн. руб.		6,27	6,27
5. Прибыль	тыс. руб.	690	9346	8656
6. Удельная прибыль	руб.	1500	4552,3	+3052,3

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно - технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.

В результате применения горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки произошло увеличение дебита скважины на 48 тонн. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1593 тонны.

Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3052,3 руб.

Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно - годовую экономию от применения горизонтальных скважин в сумме 6,27 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 9346 тыс. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 8656 тыс. руб.

Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3052,3 руб.

На основании вышеизложенного, можно сделать вывод об экономической целесообразности проведения мероприятия по применению горизонтальных скважин.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Имеются несколько причин, из-за которых предпочтительно бурить горизонтальные скважины, а не вертикальные. Наиболее важной причиной является увеличение прибыльности инвестиционных капиталовложений. Горизонтальные скважины используются для добычи нефти или газа, которые не являются остаточными запасами и не требуют применения сложных технических методов, и, в основном, залегают в геологически сложных и трудных для разработки коллекторах, таких как естественные разломы или тонкие пласты. Следует избегать бурения в водных слоях, находящихся ниже или выше нефтяных слоев, а также избегать перфорирования в зонах, контактирующих с водой или газом, из-за возможности образования конусов воды или газа. Горизонтальное бурение распространено в формациях, содержащих сравнительные тонкие слои нефти по сравнению с нижележащими слоями.

Применение горизонтальных скважин увеличивает площадь дренирования скважины и боковую поверхность ствола скважины. Увеличение площади дренирования скважины повышает накопленную добычу нефти. Горизонтальные скважины распространены в формациях, содержащих тяжелые нефти.

Последние достижения в горизонтальном бурении, используемые отдельно или вместе в различных комбинациях, способны совершить революционные преобразования в технологии разработки коллектора многоствольными скважинами, сделали возможным разбуривание шельфовых месторождений нефти и газа с берега, без строительства дорогостоящих морских оснований и платформ.

Благодаря вскрытию пластов горизонтальными скважинами достигаются:

-интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов;

-увеличение срока эффективной эксплуатации скважин за счет значительного уменьшения водогазоконусных образований;

-минимальное загрязнение окружающей среды и сохранение экологически чистыми больших площадей на поверхности;

-уменьшение числа скважин, необходимых для разработки и до разработки месторождений;

-вовлечение в эксплуатацию месторождений, ранее считавшихся промышленно не рентабельными (забалансовыми).

Кроме перечисленных выше причин следует отметить, что при наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, чем в вертикальных скважинах, так как по длине горизонтального ствола можно провести несколько операций по гидроразрыву, сделать их селективно или последовательно, начиная от конца горизонтального ствола.

Для трещиноватых коллекторов ствол горизонтальной скважины может быть ориентирован с учетом главных направлений трещин.

Бурение горизонтальными скважинами позволяет за счет значительного увеличения площади контакта ствола с породой существенно снизить величины депрессии на пласт с получение экономически приемлемых дебитов в случае незначительной мощности пластов при наличии подошвенной воды. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.

2. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов/ Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев - М.: Недра, 1985.

3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2007.

4. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

5. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

6. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. - Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.

7. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. - М.: Недра - Бизнесцентр, 2004.

8. Волков О.И. Экономика предприятия: Учебник. М.: ИНФРА- М, 2010.

9. Выварец А. Д. Экономика предприятия: Учебник. М.: ЮНИТИ - ДАНА, 2009.

10. Дунаев В. Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник. - М.: ЦентрЛитНефтегаз, 2008.

11. Дунаев В. Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник. - М.: Издательство «НЕФТЬ И ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009.

12. Ильин А.И. Экономика предприятия: Учебное пособие. М.: «ООО Новое знание», 2010.

13. Раицкий К. А. Экономика организации: Учебник. М.: Дашков и К, 2010.

14. Сергеев И.В., Веретенникова И. И. Экономика организации (предприятия): Учебник. - М.:ТК Велби, Издательство Проспект, 2011.

15. Пелих А. С. Экономика отрасли: Учебник. Ростов-на-Дону. «Феникс», 2010.

16. Чечевицына Л.Н., Микроэкономика. Учебное пособие. Ростов на Дону. Феникс, 2010.

Размещено на Allbest.ru