В начале XXI столетия Россия получала невиданные преимущества для своего экономического развития. Во-первых, за счет небывалого роста цен на нефть, которые за последние 30 лет возросли в 38 раз и сейчас находятся на небывало высоком уровне (более 100 долл/барр.). То же самое по газу, так как его цена привязана к цене нефти. Во-вторых, цены на крайне необходимую для развития отрасли высокотехнологичную продукцию в это время снижались высокими темпами. Так, если раньше, чтобы купить хороший компьютер, нужно было продать 600 баррелей нефти, то сейчас всего 5 – 6. К сожалению, Россия на протяжении 15 лет в полной мере не сумела воспользоваться такими преимуществами для всестороннего развития экономики и осталась в положении перманентно усиливающейся зависимости от мировой конъюнктуры на нефть. В то же время Татарстан в полной мере сумел воспользоваться внутренней конъюнктурой, связанной с поступлением в республику части доходов от нефтедобычи. Хотя положение могло быть много лучше, если бы не постоянное снижение доли поступлений от нефти, которые опустились до 7%.
Ведущие специалисты и эксперты не прогнозируют в дальнейшем такой хорошей конъюнктуры. Цена на нефть на период до 2035 г. различными экспертами и организациями оценивается в интервале от 50 долл/барр. (в кризисный период) до 200 долл/барр. (в наиболее благополучные годы). Для России с учетом разницы курса валют и инфляции даже максимальный прогнозируемый уровень цен будет не выше сегодняшней покупательной способности доллара, не говоря уже о менее благоприятных и кризисных условиях. Подобные прогнозы прозвучали у бывшего министра финансов А.Л. Кудрина, который в интервью газете «Московский комсомолец» 15 ноября т. г. сказал: «Чтобы прежняя модель экономического роста могла работать, нам требуется ежегодный рост мировой цены на нефть на 20 – 30 долларов». Что в ближайшие 20 – 30 лет, естественно, не произойдет. С учетом сегодняшних трудностей с выполнением социальных обязательств власти и необходимых бюджетных затрат, по заявлению премьер-министра РФ Д.А. Медведева, страну ждут трудные времена. В то же время на мировом рынке прогнозируется рост цен на новые виды высокотехнологичной продукции.
Положение усугубляется низкой конкурентоспособностью российской нефти из-за высоких и всевозрастающих издержек производства. Себестоимость российской нефти выше, чем в странах, не входящих в ОПЕК, и в 3 – 5 и более раз выше, чем в странах-членах нефтяного картеля.
Невиданный технический прогресс на Западе по освоению нетрадиционных видов углеводородного сырья – тяжелой нефти и природных битумов в Канаде, США, Венесуэле, – «сланцевая революция», исследовательские работы по другим видам топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) через несколько лет кардинально изменят ситуацию в нефтегазовом секторе (НГС) и мировую конъюнктуру. Уже одно желание США добывать 594 млн тонн нефти в год и сохранять первое место в мире по добыче газа способно в корне изменить мировой рынок ТЭР. А США, в отличие от России, всегда выполняют свои программы. Более того, они могут правильно прогнозировать будущее. Так, еще в 1982 г., когда добыча нефти в стране падала, американцы спрогнозировали ее рост. Правда, они ошиблись на десяток лет, но хорошо уловили тенденцию роста добычи после длительного периода ее спада.
Как РФ использовала весьма благоприятную конъюнктуру в мировом НГС? После резкого падения добычи, в результате перехода на рыночную экономику страна вышла на уровень 518,4 млн тонн нефти в год. Но это было сделано за счет использования мощного потенциала, который накоплен в советское время и не исчерпан даже сегодня.
По мнению ведущих специалистов, изменившейся в худшую для нее сторону мировой конъюнктуре Россия не может противопоставить рост добычи и повышение ее эффективности. Если и удастся с невероятными трудностями удержать 500-миллионный уровень добычи нефти до 2020 г., то в последующем она будет сокращаться высокими темпами.
Положение в нефтегазовом комплексе следует оценивать как кризисное по следующим причинам:
- сокращение объема геологоразведочных работ в три раза за последние 15 – 20 лет по причине разрушения системы государственного управления геологической службой страны;
- неудовлетворительное воспроизводство запасов (средняя годовая восполняемость запасов с начала 90-х гг. и до 2005 г. не превышала 85% от годовой добычи нефти; накопленный дефицит прироста запасов нефти за этот период составил более 1,2 млрд тонн, а 140%-ное воспроизводство запасов за 2006 – 2010 гг. является мифом и поэтому не может служить обнадеживающим фактором дальнейших успехов в этой сфере [2], при этом свыше 30% извлекаемых запасов нефтяных компаний находятся за гранью рентабельности);
- ожидаемый коэффициент извлечения нефти (КИН) по месторождениям, вступившим в поздние стадии разработки, на уровне 0,3, в то время как в мире он превышает 0,4;
- запасы нефти высокопродуктивных месторождений, дающих более 60% добычи, выработаны более чем на 50%;
- более 60% в балансе запасов составляет доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТЗН), требующих сложных и затратных технологий;
- систематическое отставание фактической годовой добычи нефти от проектных показателей: в 2012 г. по технологическим схемам разработки месторождений добыча нефти должна была составить 570 млн тонн, однако фактическая добыча без учета газового конденсата составила менее 500 млн тонн;
- отсутствие единой достоверной информационной базы для систематического анализа ситуации, составления сводных региональных и федерального баланса производства и потребления ТЭР;
- отсутствие благоприятной экономической среды для paзвития топливно-энергетического комплекса (ТЭК), отсутствие механизмов стимулирования инвестиционной и инновационной деятельности и, как следствие, недостаточные объемы финансирования в развитие ТЭК;
- высокая степень износа основных фондов ТЭК: почти 60% в нефтегазовой промышленности и 80% в нефтепереработке;
- отсутствие должной активности и «отлучение» органов управления регионального уровня от участия в вопросах согласования с федеральным центром стратегий, организации системы справедливого распределения доходов от добычи и производства топливно-энергетических ресурсов;
- нефтяные компании под предлогом коммерческой тайны засекретили все вопросы воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ), разработки и применения новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и не допускают ученых и специалистов к анализу ситуации из-за боязни критики за свои действия и бездействие;
- резкое снижение профессионального уровня планирования, прогнозирования, управления и контроля за процессами геологоразведки, оценки воспроизводства запасов, рациональной и рачительной разработки месторождений со стороны федеральных органов управления.
Немного об этом опыте.
Нефтяники Татарстана имеют огромный опыт ускоренного развития нефтяной отрасли с выходом на небывало высокий 100-миллионный уровень добычи нефти на небольшой территории (в 32 раза меньшей, чем в Западной Сибири) с последующим успешным преодолением негативных последствий кризисов. ОАО «Татнефть в период рыночных отношений, в неимоверно трудных горно-геологических и экономических условиях, сумело не только удержать, но и нарастить (более чем на 2 млн тонн в год) добычу нефти. Это было осуществлено за счет умелого, высокопрофессионального использования созданного в советский период потенциала (огромные мощности по добыче нефти – скважины, нефтяные промыслы, технологии, кадры) и получения в рыночных условиях доступа к зарубежной технике. Техника и технология нефтедобычи в ОАО «Татнефть» вышли, по существу, на мировой уровень. Но этого нельзя сказать о геологии. Геология (в первую очередь промысловая) практически за эти годы не развивалась, а стагнировала.
Успешное преодоление последствий кризисов в рыночных условиях произошло не само по себе, а благодаря длительному поступательному развитию нефтяной отрасли РТ в течение десятилетий советского периода. Особую роль в этом сыграло постановление Совета министров СССР и Совета министров РСФСР «О мерах по улучшению разработки нефтяных месторождений и обеспечению дальнейшего развития добычи нефти Татарской АССР» от 28 июля 1968 г. В тот период нефтяная отрасль не просто развивалась, а накапливала потенциал для дальнейшего развития.
В чем это выражалось?
- В постоянном отстаивании существенно высоких уровней прогнозных ресурсов республики не ниже 400 – 450 млн тонн, которые официальные экспертирующие организации (ВНИГНИ и др.) предлагали сократить до 90 млн тонн. Такая позиция позволяла нам обосновывать сохранение больших объемов глубокого разведочного бурения (в начале на уровне 180 тыс. м, а затем 110 – 130 тыс. м в год) с соответствующим большим объемом подготовки площадей сейсморазведкой и даже структурным бурением, в объемах 220 – 250 тыс. м в год.
- Сохранение и даже увеличение объемов эксплуатационного бурения при настоятельном требовании его уменьшения как минимум вдвое ведущими институтами отрасли (ВНИИнефть, ВНИГНИ), большинством специалистов Госплана СССР и Миннефтепрома. И это понятно, так как на бурение и обустройство новых скважин уходило более 2/3 всех выделенных капиталовложений. Таким образом, в невероятно трудных условиях борьбы за капиталовложения (с огромной помощью руководства республики и обкома партии) нам удалось за 25 лет пробурить около 40 млн м (более 25 тыс. эксплуатационных скважин), что на 10 млн м (или на 6300 скважин) больше, чем ранее предусмотрено. Это главный и мощнейший потенциал РТ, будущего развития нефтяной промышленности на десятилетия, который способствовал успешному преодолению последующих кризисных ситуаций и остается мощным фактором дальнейшего развития отрасли.
- Для эффективного освоения огромных объемов бурения (около 2 млн м в год) были созданы и внедрены новые, более эффективные методы поисков, разведки и доразведки нефтяных месторождений, разработки залежей и повышения нефтеотдачи пластов в различных геологических условиях.
В современных и прогнозируемых на перспективу негативных условиях развития России необходимо оптимизировать добычу нефти с учетом будущей конъюнктуры мирового рынка. В наиболее благополучной стране – США – добывают немногим более одной тонны нефти на человека в год, потребляя около трех тонн. В РФ же пропорция прямо противоположная. Западная Европа добывает около 1 т/чел. Потребляет 2,3 т/чел. в год. Таким образом, для высокоразвитой экономики характерно потребление нефти около 2 т/чел. в год, что обеспечивает высокий уровень жизни населения. Опыт России показал, что высокий уровень добычи не делает наш народ счастливым. В современных условиях необходимо основное внимание уделить не абсолютному росту добычи, а экономике добычи нефти и ее использования, а также конкурентоспособности российских углеводородов. При этом попытаться удержать 500-миллионный уровень нефтедобычи до 2020 г., а затем, к 2030 г., не дать ей упасть ниже 400 – 450 млн тонн в год. Это неимоверно трудная задача. Для ее решения нужно использовать конкурентные преимущества РФ.
В чем они выражаются?
В первую очередь в огромном потенциале недр. Большие резервы имеются в старых районах нефтедобычи, какими являются Татарстан, Башкортостан, Западная Сибирь и др., потенциал которых пока полностью не оценен.
Прежде всего эти резервы могут быть получены в виде реального увеличения запасов за счет применения новых методов геологических исследований, изменения подходов к составлению геолого-гидродинамических моделей, а также в сравнительно низких проектных КИН (0,4 – 0,5) по причине применения в основном только методов заводнения. Поэтому в четвертой стадии разработки (ранее названной завершающей) можно применить более мощные системы разработки с тепловым, газовым или комплексным воздействием. Это в РФ практически еще не применялось. А на Западе уже применяется широко.
Дорого? Да! Но конкуренты же применяют.
Чтобы в РФ появилась заинтересованность в существенном увеличении извлекаемых запасов на старых высокопродуктивных месторождениях за счет роста КИН с 0,4 – 0,5 до 0,6 – 0,7 и выше, государству на этот период разработки месторождений надо создать соответствующие условия, а именно: обнулить все налоги и платежи до выхода на окупаемость проектов разработки, а затем оставить один налог – на прибыль. Этого будет достаточно, чтобы истощенные месторождения обрели вторую и третью жизнь. Таким образом, существенное отставание России во внедрении более мощных и дорогих МУН в перспективе можно из недостатка превратить в большое преимущество. Но первое слово здесь за государством, а нефтяным компаниям (НК) необходимо привести к управлению разработкой нефтяных месторождений новых творчески мыслящих геологов и инженеров.
Значительным резервом нефтеотдачи в РФ являются остаточные запасы нефти (ОЗН) промытых в процессе эксплуатации пластов и участков. В РТ это запасы выработанных участков, которые согласно проектам разработки должны оставаться в недрах после окончания эксплуатации. Мы извлекали 3,1 млрд т запасов, а на этих участках осталось запасов даже больше этой величины. Это запасы в более благоприятных условиях – в основном маловязкие нефти в высокопроницаемых породах. Это огромный резерв нефтедобычи.
Основным стержнем повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является повышение коэффициента извлечения нефти, который в РФ имеет тенденцию к снижению. Причин этому много. В настоящее время проектирование разработки ведется по регламентам, утвержденным в 70-х гг. Однако понятия и принципы рациональной разработки нефтяных месторождений, сформированные в советское время для командно-административных отношений, в новых условиях оказались неработающими. Сегодня также не действуют «Правила разработки нефтяных месторождений» советского периода. Таким образом, отрасль оказалась без фундаментальной основы проектирования рациональной разработки нефтяных месторождений.
Складывается парадоксальная ситуация: техника и технология нефтедобычи неуклонно развиваются, а нефтеотдача снижается.
Основное противодействие неудовлетворительному положению с КИН в РФ – это приоритетное внедрение методов увеличения нефтеотдачи. Но здесь существует много недостатков, приводящих к незначительному (3 – 5%) увеличению КИН:
- нет четкого разделения добычи за счет МУН от добычи за счет интенсификации (ОПЗ);
- нет методики оперативного учета прироста запасов за счет МУН;
- несистемный подход к внедрению МУН;
- отсутствуют крупные проекты внедрения МУН и в большинстве случаев они внедряются вообще без проектов;
- в НК крайне осложнен и забюрократизирован доступ исполнителей на участки проведения работ и к информации о геологии и эффективности работ;
- превалирует местническо-корыстный подход к внедрению МУН;
- запущена работа по подготовке и переподготовке научных и производственных кадров.
К сожалению, в отрасли до сих пор нет сформулированного общепринятого критерия рациональности и принципов рациональной разработки нефтяных месторождений.
Главная причина этого – в философии удовлетворенности современным положением. Пропагандируемая властью стабильность в обществе на деле оборачивается всеобщим ожиданием нестабильности. В России это естественно и органически вписывается в повседневную жизнь и подкрепляется положением на мировых рынках нефти. Здесь пока в достаточной мере сбалансирован спрос и предложение на нефть при высоких (даже с учетом инфляции) ценах на нее. Все это усугубляется человеческим фактором, когда в большинстве НК, по существу, нет творческих, самостоятельно мыслящих руководителей-геологов. А те, что имеются, напрочь отбивают у подчиненных стремление к любой инициативе. Очевидно, даже при большом желании, чтобы переломить ситуацию, понадобятся не годы, а десятилетия.
А.Л. Кудрин в упомянутом выше интервью говорит: «Экономике России жизненно необходимо массированное внедрение новых технологий. 80% из этих нужных нам технологий в мире уже созданы. Другие 20% – новые технологии, изобретение которых пока еще в будущем. Мы должны осознать: сегодня в мире значительная часть роста производительности труда достигается еще на стадии проектирования того или иного предприятия». Признавая тезис экс-министра об определяющей роли проектных решений одним из решающих факторов, отметим, что в нефтяной отрасли положение гораздо сложнее, так как каждое месторождение индивидуально и не похоже на другие. Простой перенос западных технологий и тем более технологий, которые могут создать в Сколково, не дает никакого эффекта. Технологии нужно подбирать или создавать для конкретных геологических условий конкретного месторождения, чего мы пока удовлетворительно делать не умеем. А в этом – залог успеха, или же нас ожидает неудача. Тем не менее кардинальное решение проблемы реального увеличения нефтеотдачи мы связываем с инновационным проектированием.
Под инновационными мы понимаем проекты (техсхемы) разработки, в которых предлагаются к внедрению новые технологические и технические решения, позволяющие существенно повысить текущие технико-экономические показатели разработки месторождений и конечную нефтеотдачу сверх реально достижимых уровней КИН при выполнении сегодняшних проектных решений.
Каждое месторождение по геолого-физической характеристике индивидуально. Поэтому любое приобретенное оборудование, технику и технологии необходимо адаптировать к конкретным геологическим условиям каждого месторождения. Это основная и громадная работа. Очевидно, в этом заключается низкая эффективность предлагаемых различными сервисными компаниями МУН. Ведь они создавались и опробовались для других условий.
Что же такое конкретное инновационное проектирование? Это проектирование применения на конкретном месторождении новейших технологий нефтеизвлечения, максимально учитывающих все особенности геологической характеристики залежей. По существу, это небольшая научно-исследовательская работа по поиску новых технологий, оптимально соответствующих детальному геологическому строению месторождения и адекватно описывающих процессы нефтевытеснения для конкретных геологических условий залежи.
Инновационное проектирование – это тот рычаг, которым можно управлять освоением месторождения (от доразведки до повышения нефтеотдачи). Во-первых, сюда входят все необходимые исследования проблем разработки каждого месторождения в соответствии с его спецификой. В обычных условиях для этого нужно выполнение исследований по десяткам различных тем. Во-вторых, такой проект после официального утверждения Центральной комиссией Роснедр (ЦКР) приобретает силу закона и обязывает НК его исполнять. Конечно, такие структуры, как ГКЗ (Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых) и ЦКР, должны быть как минимум при правительстве РФ (подобно США).
Работу по созданию инновационных методов проектирования разработки мы разделили на два крупных этапа. Первый – для мелких и средних месторождений с ТЗН. Второй – для крупных месторождений, находящихся на четвертой стадии разработки. Это объясняется совершенно разными путями изучения геологического строения, подбора технологий повышения нефтеизвлечения, а следовательно, существенно различными методами проектирования. Ожидаемая эффективность последующего масштабного внедрения инновационных проектов для этих групп в условиях РТ будет различной. Ожидаемый прирост извлекаемых запасов составляет по первой группе около 400 млн тонн, по второй – около 1 млрд тонн.
Для получения таких результатов в России нужно создавать полигоны для отработки новых МУН и технологий извлечения ТЗН.
Отсутствие в РФ реальной поддержки инноваций со стороны властей объясняется высокими ценами на мировых рынках нефти. При этом отсутствует ответственность властных структур за выполнением планируемых уровней добычи и ВМСБ.
Прочие причины невостребованности инновационных проектов, как и общих принципов рациональной разработки нефтяных месторождений (высокая стоимость, длительные сроки составления и реализации проектов, необходимость применения дорогостоящих технологий и оборудования МУН, ОПЗ и др.) хотя и осложняют работу (мороки много), но не являются препятствием для составления и внедрения инновационных проектов. Это отговорки для ленивых и равнодушных.
Необходимые меры по обеспечению инновационного проектирования показаны в таблице.
Табл. Проектирование современных рациональных систем разработки с массовым системным внедрением инноваций
А что такое модернизация применительно к нашей отрасли? Это создание на разных уровнях (госорганы, наука, нефтяные и сервисные компании) достаточно комфортных условий для внедрения инноваций в целях оптимизации добычи и максимизации КИН. В рамках этой модернизации нужны механизмы побуждения НК к внедрению инноваций. А для этого прежде всего нужны стандарты. В США их более 5 тыс. объемных томов, в России – единицы.
Необходимо подчеркнуть, что все капиталоемкие мероприятия нужно делать сейчас, пользуясь благоприятной конъюнктурой на рынке. Недаром президент РФ В.В. Путин постоянно предупреждает: делайте сейчас, пока есть деньги, завтра их может не быть.
Начав работы по инновационному проектированию мы с изумлением поняли, что ни одно месторождение с ТЗН в РТ к такому проектированию не готово.
Во-первых, лабораторная база институтов, технологии исследования пород и флюидов, интерпретация этих исследований, организация этих работ сильно отстали от западного уровня. Нужны западные технологии этих исследований, а без обучения наших специалистов мы не сможем достичь необходимых результатов. Для обучения наших преподавателей и студентов нужны совместные программы и совместные исследования хотя бы на первом этапе.
Во-вторых, даже утвержденные комплексы промысловых и промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС) НК в большинстве не выполняются. А они были созданы для месторождений с активными запасами нефти. Сегодня наши геофизики разработали новые методы ГИС, решив проблемы, которые мы ставили перед ними 30 лет назад. Без этих исследований никакие методы инновационного проектирования не дадут ожидаемых результатов. Но, к сожалению, они в РТ оказались не востребованы… Нужно утвердить обязательный комплекс ГИС, хотя бы для месторождений с ТЗН. Этот вопрос также блокируется. Нет ответа на вопрос: почему Запад все это делает, а мы даже разработанное – не внедряем.
В-третьих, отсутствуют необходимые стандарты. Сегодня великолепные стандарты по отбору керна советского времени не используются. Их надо срочно возродить и обязать НК их выполнять.
Также необходимо срочно возродить стандарты привязки данных ГИС к данным анализа керна и срочно принять новый, более информативный комплекс ГИС (стандарт), обязательный для выполнения при бурении скважин и контроля за разработкой.
Сегодня НК экономят на этих исследованиях. Однако торг здесь не уместен.
Большим резервом увеличения добычи в РФ могут стать тяжелые нефти и природные битумы. Это уже доказано 40-летним опытом РТ.
Татарстан с такой развитой нефтедобывающей отраслью сегодня не может остаться в стороне от сланцевой проблемы. Для оценки перспектив нефтегазоносности мощных сланцевых и им подобных отложений под эгидой АН РТ составлена программа, выполнение которой не только подтвердит перспективы мендым-доманиковых толщ, но и даст возможность оценить их ресурсы и экономику добычи УВ.
Огромны перспективы в освоении углеводородов из баженовских отложений Западной Сибири, залегающих на огромной площади – около 2,3 млн км2. Уже начаты ОПР.
Но все эти ресурсы могут быть задействованы при большой заинтересованности и целенаправленной работе государства. Здесь, я думаю, нужно изучить опыт штата Техас в Америке. Этот старейший нефтедобывающий район страны, в котором длительное время падала добыча нефти, с 2005 г. увеличил добычу вдвое, а к 20-м гг. планирует ее увеличение втрое. Замечательный результат [3]. В этом большая заслуга властей, как федеральных, так и региональных.
Об этом очень хорошо написал член-корреспондент РАН В.А. Крюков: «Эффективность и простота норм и правил, связанных с предоставлением лицензий и вопросами собственности на землю, привели в США к стремительному росту числа лицензий на право пользования недрами».
И далее: «Нельзя не упомянуть и о льготах недропользователелям, в зависимости от уровня дебита скважин. С 1995 г. действует закон «О добыче и сохранении нефти и газа», который предоставляет налоговые льготы по скважинам с суточным дебитом менее 3,4 тонны и обводненностью более 95%.
Важно, что отдельные штаты имеют свою значимую нишу в стимулировании инновационной деятельности в нефтегазовом секторе. В Техасе, например, действует закон, согласно которому в случае применения методов увеличения нефтеотдачи пласта предоставляются значительные налоговые льготы на период до 10 лет. Доминантой политики в области регулирования нефтегазового сектора в США является стимулирование недропользователей к применению повышенных рисков при испытаниях и освоении новых инновационных методов добычи».
Для сравнения В.А. Крюков приводит негативный пример развития штата Калифорния, где с 2001 г. добыча снизилась на 21%: «Падение произошло вовсе не потому, что в Калифорнии иссякают запасы нефти: напротив, этот штат обладает колоссальными ресурсами, более того, в сланцах Монтеррея содержится около 15 млрд барр. нефти, за счет чего можно удвоить оценки того уровня добычи, который связывается с поставками с Баккена.
В основе объяснения бума в Техасе и застоя в Калифорнии – политические решения: калифорнийские избиратели выбрали политиков, которые рассматривают органическое топливо как «грязную энергию».
Политики в Сакраменто и их спонсоры из Силиконовой Долины сделали ставку и инвестировали многие миллиарды долларов в биотопливо и другие виды «зеленой» энергетики. Техас также много инвестировал в ветряную энергетику, но в объемах гораздо меньших, по сравнению с развитием технологий нефтедобычи.
Изучение опыта наращивания добычи в Техасе и применение его в России может способствовать стабилизации добычи нефти в России. А пока она напоминает скорее штат Калифорния, с той лишь разницей, что ситуация в Калифорнии может в корне улучшиться после прихода новых политиков по результатам очередных выборов, чего в России ожидать не приходится.
Для выполнения вышеизложенных мер по оптимизации добычи нефти и повышению КИН нашему государству нужно в корне пересмотреть законодательство о недрах в части его либерализации и провести полномасштабную налоговую реформу для стимуляции добычи нефти из залежей с трудноизвлекаемыми, остаточными запасами, внедрения МУН и продления работы малодебитных, высокообводненных скважин. В РФ следует поднять роль государства в добыче нефти и газа, повысив управляемость НГС, а также необходимо усилить роль науки, образовав Российский Национальный Государственный институт нефти и газа.
