3536

2045

255968

39200

73920

20160

26558

39445

70216

24

7698

700

533888

5340

4166

0

56

88117

97680

631568

0

631568

3651

2046

255505

39200

73920

20160

26446

39378

69964

23

7626

0

532223

5155

4166

0

56

85061

94439

626661

0

626661

3752

2047

253873

38850

73920

20160

26334

39120

69692

23

7504

700

530176

4970

4129

0

56

82005

91160

621336

0

621336

3859

2048

253410

38850

73260

19980

26225

39054

69440

22

7444

700

528386

4816

4129

0

56

79458

88458

616844

0

616844

3954

2049

252947

38850

73260

19980

26111

38987

69188

22

7360

0

526706

4600

4129

0

56

75893

84677

611383

0

611383

4103

2050

252485

38850

73260

19980

26002

38920

68936

21

7300

0

525755

4445

4129

0

56

73346

81976

607731

0

607731

4220

2051

250852

38500

72600

19800

25893

38662

68665

21

7190

1400

523583

4291

4092

0

55

70799

79237

602820

0

602820

4337

2052

250390

38500

72600

19800

25786

38596

68413

21

7142

0

521247

4167

4092

0

55

68762

77076

598323

0

598323

4432

2053

249927

38500

72600

19800

25680

38529

68161

20

7094

0

520311

4044

4092

0

55

66724

74915

595226

0

595226

4544

2054

249464

38500

71940

19620

25573

38462

67909

20

7046

700

519235

3920

4092

0

55

64687

72755

591989

0

591989

4661

2055

249002

38500

71940

19620

25466

38396

67657

20

6998

0

517599

3797

4092

0

55

62650

70594

588192

0

588192

4782

2056

247369

38150

71940

19620

25362

38138

67386

20

6912

700

515596

3704

4055

0

55

61122

68935

584531

0

584531

4871

2057

246907

38150

71280

19440

25258

38071

67134

19

6876

700

513834

3612

4055

0

55

59594

67315

581149

0

581149

4967

2058

246444

38150

71280

19440

25154

38004

66882

19

6840

0

512213

3519

4055

0

55

58066

65694

577907

0

577907

5069

2059

244940

37800

71280

19440

25077

37765

66680

19

6754

700

510454

3427

4018

0

54

56538

64036

574489

0

574489

5175

Экономически предельный срок

2035

8437544

1290450

2486220

678060

958915

1300121

2317562

3154

649313

692000

18813339

1194201

137156

107963

1844

19049534

20490699

39304038

6066256

45370294

1173

За весь срок

2059

14532081

2224950

4257660

1161180

1590054

2239373

3987339

3706

830915

703200

31530458

1316568

236480

107963

3179

21068586

22732777

54263234

6066256

60329490

1414

Таблица 12. Капитальные затраты

	Строительство скважин		Промысловое обустройство
Годы и периоды	добывающих	нагнетательных	итого	оборуд. для нефтедобычи	заводнение нефт. пластов	прочие	Природоохранные мероприятия	Всего
2001	0	0	0	0	0	0	0	0
2002	37200	241800	279000	16800	96200	9620	40162	441782
2003	0	334800	334800	0	133200	13320	48132	529452
2004	0	502200	502200	0	199800	19980	72198	794178
2005	37200	558000	595200	16800	222000	22200	85620	941820
2006	334800	297600	632400	151200	118400	11840	91384	1005224
2007	651000	0	651000	294000	0	0	94500	1039500
2008	669600	0	669600	302400	0	0	97200	1069200
2009	130200	0	130200	58800	0	0	18900	207900
Экономически предельный срок
2035	1860000	1934400	3794400	840000	769600	76960	548096	6029056
За весь срок
2059	1860000	1934400	3794400	840000	769600	76960	548096	6029056

4.4 Налоговая система

Величина налоговых отчислений и платежей, а также платежей в бюджетные и во внебюджетные фонды определяются в соответствии с действующим в Российской Федерации налоговым законодательством.

Налоговая ставка на добычу нефти в 2012 году равна 446 рублей (на период с 1 января по 31 декабря 2012 года включительно). При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (К_ц), на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (К_в), и на коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр (К_з)

1) Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (К_ц), ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта "Юралс", выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 15, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261:

2) Коэффициент К_в рассчитывается для случаев

а) степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1

б) степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1

В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом настоящего пункта, коэффициент К_в принимается равным 1:



3) Т.к. величина начальных извлекаемых запасов (Vз) конкретного участка недр превышает или равна 5 млн. тонн и (или) степень выработанности запасов (Свз) конкретного участка недр превышает 0,05, коэффициент Кз принимается равным 1.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (С_вз), лицензия на право пользования которым предоставлена до 1 января 2012 года, определяется по состоянию на 1 января 2012 года на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в 2011 году, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V_з) конкретного участка недр.

4) В итоге, НДПИ = руб.

Все ставки налоговых отчислений представлены в таблице 10.

4.5 Обоснование выбора системы разработки

Основными экономическими критериями выбора предпочтительного варианта разработки являются: накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД), экономически предельный срок разработки, индекс доходности дисконтированных затрат.

Обоснование выбора системы разработки и плотности сетки скважин

Выбор системы разработки и эффективной сетки для разбуривания залежи проводился на примере расчетных технико-экономических показателей разработки двух характерных элементов с разными геолого-физическими характеристиками (Участок 1 и Участок 2).

По результатам расчета для Участка 1 с лучшими коллекторскими свойствами, более выгодным является 3 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 25 га/скв, при котором КИН на рентабельный год составит 0,348 доли ед., ЧНДД - 1676 млн.рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 4,41.

По Участку 2, расположенному в краевой зоне пласта с худшей характеристикой коллекторских свойств, лучшим выбран 4 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 49 га/скв, при котором на рентабельный год КИН достигнет 0,298 доли ед., ЧНДД = 491 млн.рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 2,59.

Сопоставление технико-экономических показателей разработки средних элементов по вариантам представлены в таблице 13.

Таблица 13. Технико-экономические показатели разработки средних элементов по вариантам

Показатели	Участок 1	Участок 2
Варианты	1	2	3	4	5	6	7	8	9	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Плотность сетки, га/скв.	25	12,5	25	49	100	12,5	25	49	100	25	12,5	25	49	100	12,5	25	49	100
Система разработки	3-х рядная блоковая	площадная пятиточечная	площадная девятиточечная	3-х рядная блоковая	площадная пятиточечная	площадная девятиточечная
Срок разработки,	проектный	32	13	21	50	85	13	26	46	87	30	9	17	36	64	11	20	43	87
лет	рентабельный	21	8	14	31	53	9	16	32	53	12	5	10	20	37	5	10	21	39
Добыча нефти, тыс.т	за проектный срок	1660	1511	1663	1573	1546	1625	1692	1662	1454	704	659	707	689	641	709	744	723	626
	за рентабель- ный срок	1561	1416	1600	1485	1473	1557	1598	1598	1376	569	590	645	619	576	606	662	636	536
Фонд скважин	добывающих	10	16	8	4	2	24	12	6	3	10	16	8	4	2	24	12	6	3
	нагнетат.	6	16	8	4	2	8	4	2	1	6	16	8	4	2	8	4	2	1
Средняя обвод-ть	за проектный срок	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98	98
%	за рентабель- ный срок	93,2	94	94,8	94,9	94,9	94	93,9	93,7	94,1	92,2	94,6	94,7	94,9	95,1	92,2	93,9	93	92
Капитальные вложения, млн.руб.		381	759	380	190	95	762	381	190	95	381	759	380	190	95	762	381	190	95
Себестоимость	за проектный срок	1334	1528	1103	1113	1005	1488	1222	1073	1087	2295	2517	1759	1550	1444	2563	1857	1651	1647
(средняя), руб/т	за рентабель- ный срок	1162	1368	985	945	859	1353	1052	950	909	1777	1853	1538	1275	1172	1820	1532	1290	1201
Чистый накопл.	за проектный срок	1258	1284	1660	1252	935	1357	1524	1256	864	254	26	469	485	381	19	453	446	369
дисконтированный доход,млн.руб	за рентабель- ный срок	1268	1327	1676	1255	935	1402	1541	1258	864	285	85	492	491	381	97	487	452	369
Срок окупаемости затрат (простой/ с дисконтом), лет	со следующего года	2 / 2	3 / 3	со след. года	со след-го года	2 / 2	3 / 3	2 / 2	2 / 2	со след. года
КИН	технол-ий	0,361	0,329	0,362	0,342	0,336	0,353	0,368	0,361	0,316	0,339	0,317	0,340	0,332	0,309	0,341	0,358	0,348	0,301
	эконом-й	0,339	0,308	0,348	0,323	0,320	0,339	0,347	0,347	0,299	0,274	0,284	0,310	0,298	0,277	0,292	0,319	0,306	0,258
Индекс доходности,	технол-ий	3,30	1,69	4,37	6,60	9,85	1,78	4,00	6,60	9,07	0,67	0,03	1,23	2,56	4,01	0,02	1,19	2,34	3,88
д.ед.	эконом-й	3,33	1,75	4,41	6,61	9,85	1,84	4,05	6,61	9,07	0,75	0,11	1,29	2,59	4,02	0,13	1,28	2,37	3,88

Таблица 14. Технико-экономические показатели по вариантам разработки Киняминского месторождения

N п/п	Показатели	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
1	Система разработки		3-х рядная блоковая	Площадная пятиточечная
2	Плотность сетки скважин, га/скв.	25	25	49
3	Срок разработки, лет	проектный	34	39	59
		рентабельный	24	26	35
4	Добыча нефти, тыс.т	за проектный срок	40 234	42 825	42 649
		за рентабельный срок	37 087	39 631	38 685
5	Фонд скважин	добывающих	211	195	119
		нагнетательных	202	216	124
	в т.ч. из бурения	добывающих	192	176	100
		нагнетательных	181	195	104
6	Средний дебит нефти, т/сут	за первый год	61,4	61,4	61,4
		за проектный срок	3,9	3,2	3,5
		за рентабельный срок	7,9	6,8	8,0
7	Средняя обводненность	за проектный срок	16.9 / 98	16.9 / 98	16.9 / 98
	(начал/конечн), %	за рентабельный срок	95,7	95,5	95,2
8	Капитальные вложения, млн.руб.	11 026	10 963	6 029
9	Эксплутационные	за проектный срок	61 965	61 147	60 329
	затраты, млн.руб	за рентабельный срок	49 609	49 383	45 370
10	Себестоимость	за проектный срок	1 540	1 428	1 414
	(средняя), руб/т	за рентабельный срок	1 338	1 246	1 173
11	Чистый накопленный	за проектный срок	15 687	19 416	19 606
	дисконтированный доход, млн.руб	за рентабельный срок	15 893	19 543	19 652
12	Рентабельность, %	за проектный срок	56	67	68
		за рентабельный срок	78	89	100
13	Индекс доходности, д.ед.	за проектный срок	3,65	4,3	5,98
		за рентабельный срок	3,68	4,32	5,99
14	Срок окупаемости затрат (простой / с дисконтом), лет	со следующего года
15	КИН	технологический	0,382	0,406	0,404
		экономический	0,354	0,377	0,368

Таким образом, сравнив все варианты, наиболее предпочтительными с технологической и экономической точек зрения были выбраны варианты применения площадной пятиточечной системы с плотностью сетки 49 и 25 га/скв. Кроме того, пятиточечная система обеспечивает максимальный коэффициент охвата сеткой скважин.

Экономическая оценка вариантов разработки

В пределах совместного залегания пластов и предлагается единая сетка скважин. По всем вариантам предусматривается комплекс мероприятий по интенсификации добычи нефти:

- заводнение пласта для поддержания пластового давления, при Рзаб = 45 МПа,

- забойное давление в добывающих скважинах 11 МПа,

- ввод скважин их бездействия,

- перевод добывающих скважин под закачку, при изменении системы разработки и при уплотнении сетки разбуривания скважин.

Результаты расчета технико-экономических показателей приведены в сводной табл. 14.

При сопоставлении ТЭП вариантов разработки видно, что коэффициент нефтеизвлечения в Вариантах 2 и 3 (0,406 и 0,404 соответственно) превышает значение КИН, полученный в Варианте 1 (0,382). При этом при близких значениях КИН в Вариантах 2 и 3 по экономическим показателям наиболее предпочтительным является Вариант 3, в котором индекс доходности (отношение дисконтированных капитальных вложений к ЧНДД) выше: Вариант 2 - 4,3, Вариант 3 - 5,99. За рентабельный срок по Варианту 3 ЧНДД по сравнению с Вариантом 1 больше на 3759 млн.руб, по сравнению с Вариантом 2 больше на 109 млн.руб. Таким образом, соизмеряя технико-экономические результаты расчетов вариантов разработки Киняминского месторождения в целом, наиболее выгодным является и рекомендуется для дальнейшей разработки Вариант 3.

Вариант 3 предусматривает разбуривание сетки скважин по площадной пятиточечной системе с плотностью 49 га/скв. и проведением следующих мероприятий:

-проведения ГРП на 150 скважинах, расположенных в ЧНЗ,

-ввод скважин их бездействия (7 добывающих и 3 нагнетательных скважины),

-перевод 4-х разведочных скважин в действующий фонд (2 скважины в добывающий и 2 скважины в нагнетательный фонд),

-перевод добывающих скважин под закачку, при изменении системы разработки и изменении плотности сетки разбуривания скважин (53 скв.).

Накопленный чистый дисконтированный доход по Варианту 3 за рентабельный срок разработки, который составляет 35 лет, равен 19652 млн.руб, КИН при этом достигает значения 0,368. За весь срок разработки - 59 лет, НЧДД равен 19606 млн.руб, при этом достигаемый КИН - 0,404.

4.6 Оценка экономической эффективности ГТМ по рекомендуемому к разработке варианту

С целью увеличения коэффициентов извлечения нефти на Киняминском месторождении в расчет вариантов разработки заложено проведение ГРП по скважинам, расположенным в ЧНЗ. Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП за период 2003 - 2016 гг. составила 10029 тыс.т. Экономический эффект составил 8282 млн.руб.

Дополнительная добыча нефти от применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) составила 1,7 млн.т. Затраты и поток наличности при применении МУН по годам показаны в табл.15. МУН проводятся с 2010 года и до конца срока разработки. ЧНДД на 2059 год составляет 525 млн.руб.

Таблица 15. Технологические показатели, эксплуатационные затраты, поток наличности при проведении МУН

Годы и периоды	дополнительная годовая добыча нефти	Кол-во скважино-операций	технол. подготов-ка нефти	стоимость работ	итого текущих затрат	налоги в дорож-ный фонд	Налог на добычу полезных ископаемых	итого платежей и налогов	всего затрат	Себес-тоимость добычи 1 тонны нефти, тыс. руб.	Поток налич-ности	Дисконт. поток налич-ности	Суммар-ный дисконт. поток налич-ности
2010	130	50	1560	12500	14060	3997	65951	69948	84008	646	201278	85361	85361
2011	120	49	1440	12250	13690	3690	60878	64567	78257	652	185254	71423	156785
2012	111	48	1332	12000	13332	3413	56312	59725	73057	658	170852	59883	216667
2013	103	47	1236	11750	12986	3167	52254	55420	68406	664	158071	50366	267034
2014	95	46	1140	11500	12640	2921	48195	51116	63756	671	145290	42085	309119
2015	88	45	1056	11250	12306	2706	44644	47349	59655	678	134130	35321	344440
2016	81	44	972	11000	11972	2490	41093	43583	55555	686	122971	29438	373878
2017	75	44	900	11000	11900	2306	38049	40355	52255	697	113243	24645	398523
2018	70	43	840	10750	11590	2152	35512	37664	49254	704	105326	20838	419361
2019	64	42	768	10500	11268	1968	32468	34436	45704	714	95788	17228	436589
2020	60	41	720	10250	10970	1845	30439	32284	43254	721	89492	14633	451222
2021	55	40	660	10000	10660	1691	27902	29593	40253	732	81575	12126	463347
2022	51	39	612	9750	10362	1568	25873	27441	37803	741	75280	10173	473520
2023	47	38	564	9500	10064	1445	23844	25289	35353	752	68984	8474	481994
2024	44	37	528	9250	9778	1353	22322	23675	33453	760	64310	7182	489176
2025	40	36	480	9000	9480	1230	20293	21522	31002	775	58015	5890	495066
2026	37	35	444	8750	9194	1138	18771	19908	29102	787	53341	4923	499990
2027	35	34	420	8500	8920	1076	17756	18832	27752	793	50288	4219	504209
2028	32	33	384	8250	8634	984	16234	17218	25852	808	45614	3479	507688
2029	30	32	360	8000	8360	922	15219	16142	24502	817	42561	2951	510640
2030	27	31	324	7750	8074	830	13698	14528	22602	837	37887	2388	513028
2031	25	30	300	7500	7800	769	12683	13452	21252	850	34834	1996	515024
2032	23	30	276	7500	7776	707	11668	12375	20151	876	31591	1646	516670
2033	22	29	264	7250	7514	676	11161	11837	19351	880	30160	1428	518099
2034	20	28	240	7000	7240	615	10146	10761	18001	900	27107	1167	519266
2035	19	27	228	6750	6978	584	9639	10223	17201	905	25676	1005	520271
2036	17	26	204	6500	6704	523	8624	9147	15851	932	22623	805	521076
2037	16	25	192	6250	6442	492	8117	8609	15051	941	21192	686	521761
2038	15	24	180	6000	6180	461	7610	8071	14251	950	19761	581	522342
2039	14	23	168	5750	5918	430	7102	7533	13451	961	18329	490	522832
2040	13	22	156	5500	5656	400	6595	6995	12651	973	16898	411	523243
2041	12	21	144	5250	5394	369	6088	6457	11851	988	15466	342	523585
2042	11	20	132	5000	5132	338	5580	5919	11051	1005	14035	282	523867
2043	10	19	120	4750	4870	307	5073	5381	10251	1025	12604	230	524097
2044	9	18	108	4500	4608	277	4566	4843	9451	1050	11172	185	524282
2045	8	17	96	4250	4346	246	4059	4304	8650	1081	9741	147	524429
2046	8	17	96	4250	4346	246	4059	4304	8650	1081	9741	134	524563
2047	7	16	84	4000	4084	215	3551	3766	7850	1121	8310	104	524667
2048	7	15	84	3750	3834	215	3551	3766	7600	1086	8500	96	524763
2049	6	14	72	3500	3572	184	3044	3228	6800	1133	7068	73	524836
2050	6	14	72	3500	3572	184	3044	3228	6800	1133	7068	66	524902
2051	5	13	60	3250	3310	154	2537	2690	6000	1200	5637	48	524950
2052	5	13	60	3250	3310	154	2537	2690	6000	1200	5637	44	524994
2053	5	12	60	3000	3060	154	2537	2690	5750	1150	5827	41	525035
2054	4	11	48	2750	2798	123	2029	2152	4950	1238	4395	28	525063
2055	4	10	48	2500	2548	123	2029	2152	4700	1175	4585	27	525090
2056	4	9	48	2250	2298	123	2029	2152	4450	1113	4775	25	525115
2057	3	9	36	2250	2286	92	1522	1614	3900	1300	3154	15	525130
2058	3	8	36	2000	2036	92	1522	1614	3650	1217	3344	15	525145
2059	3	8	36	2000	2036	92	1522	1614	3650	1217	3344	13	525158
Экономически предельный срок
2059	1699	1382	20388	345500	365888	52238	861929	914167	1280055	753	2492123	525158	525158
За весь срок
2059	1699	1382	20388	345500	365888	52238	861929	914167	1280055	753	2492123	525158	525158

Основные технико-экономические показатели по проведению ГРП и МУН сведены в таблице 16.

Таблица 16. Технико-экономические показатели расчета эффективности мероприятий по рекомендуемому варианту разработки.

N п/п	Показатели	ГРП	МУН
1	Срок эффективности	до 2016 г.	до 2059 г.
2	Дополнительная добыча нефти, тыс.т.	10029	1699
3	Эксплутационные затраты, млн.руб.	6832	1280
4	Себестоимость доп. добытой нефти, руб/т	681	753
5	Чистый накопленный дисконтированный доход, млн.руб	8282	525
6	Рентабельность, %	225	194

Заключение

Анализ разработки Киняминского месторождения показал, что главной причиной отставания фактических уровней добычи от проектных, является отсутствие эксплуатационного бурения. Пробурено только 7 % проектного фонда скважин.

Действующий добывающий фонд меньше проектного в 15 раз, нагнетательный - в 12 раз. На месторождении недоформирована система заводнения.

Для уточнения уровней добычи нефти при условии возобновления бурения скважин на Киняминском месторождении и была выполнена представленная работа, в основу которой легли инженерные и экономические расчеты, выполненные при помощи впервые созданной по Киняминскому месторождению постоянно-действующей геолого-технологической модели. Моделирование процессов фильтрации осуществлялось в программном комплексе "ECLIPSE".

Оперативно пересчитанные балансовые запасы нефти составили 109,367 млн.т, что превышает запасы, числящиеся на РГФ менее чем на 1 %.

На полное развитие Киняминского месторождения было рассмотрено 3 варианта разработки. Они отличаются между собой системами размещения добывающих и нагнетательных скважин и плотностью сетки скважин.

В расчетных вариантах были учтены геолого-технические мероприятия, направленные на вывод скважин из бездействия, на интенсификацию добычи нефти.

Во всех расчетных вариантах предполагается проведение ГРП по скважинам, расположенным в чистонефтяных зонах пластов ЮС₁¹ и ЮС₁³и применение МУН.

Как показали экономические расчеты, рентабельный срок разработки Киняминского месторождения составит 35 лет и за этот период КИН достигнет значения 0,368 при предельно-рентабельной обводненности продукции 95 % и извлекаемых запасах в 40,014 млн.т.

Накопленный чистый дисконтированный доход по рекомендуемому варианту за рентабельный срок разработки составит 19652 млн.руб, за весь срок - 19606 млн.руб.

В процессе выполнения данной проектной работы была получена новая информация по результатам сейсмических исследований, интерпретации ГИС, которая должна пройти экспертизу при рассмотрении новых балансовых запасов в ГКЗ РФ.

Список литературы

1. Подсчет запасов нефти и растворенного газа месторождения имени ХХVII съезда КПСС Сургутского района Тюменской области (по состоянию на 1.01.1991г.) Тюменьгеология, Тюмень, 1991г.

2. "Технологическая схема разработки Киняминского месторождения", СибНИИНП, Янин А.Н. и др., Тюмень, 1994г.

3. "Дополнение к технологической схеме разработки Киняминского месторождения", СибНИИНП, Янин А.Н. и др., Тюмень, 1995г.

4. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. "Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири", Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1975 г.

5. Еремин, Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания: учебное пособие / Н. А. Ерёмин; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва: Недра, 2008. - 244 с.

6. Справочник нефтяника / Авт.-сост. 10. В. Зейгман, Г. А. Шамаев. 2-е изд., доп. и перераб. - Уфа: Тау, 2005. - 272 с: ил.

7. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. - Москва: Экономика, 2000 г.;

8. Налоговый кодекс часть II (ФЗ от 05.08.2000 № 117-ФЗ)

Размещено на Allbest.ru