Аверс

Напомню читателям «Зеркала недели», что транспортировка каспийской нефти от морского нефтяного терминала (МНТ) «Южный» до нефтеперекачивающей станции (НПС) Броды, расположенной на юго-западном участке системы нефтепроводов «Дружба», стала проблемной с момента завершения строительства нефтепровода Одесса—Броды в декабре 2001 года. Не нашлось желающих поставлять нефть по этому маршруту из Каспийского региона на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) Украины и других стран Европы. С января 2003 года по участку этого нефтепровода протяженностью 52 км начались поставки российской нефти марки Urals из системы Приднепровских магистральных нефтепроводов (ПДМН) на МНТ «Южный», тогда как остальная часть трубопровода из общей протяженности в 672 км оставалась заполненной консервантом для предотвращения коррозии внутренней полости труб.

С августа 2004-го началось заполнение всего трубопровода технологической нефтью той же марки Urals для организации поставок российской нефти на МНТ «Южный» от НПС Броды при работе нефтепровода Одесса—Броды в реверсном режиме. Только в прошлом году по этому маршруту было поставлено около 9 млн. тонн нефти с месторождений России и Казахстана (в остальные годы — намного меньше).

Сторонники прямого (аверсного) режима работы нефтепровода не сдавались. Они видели возврат к этому проектному режиму в продолжении нефтепровода от Брод до польского города Плоцк и в организации Евро-Азиатского нефтетранспортного коридора (ЕАНТК) с трубопроводным маршрутом Одесса (МНТ «Южный»)—Броды—Плоцк—Гданьск. То есть от «моря до моря» — от Черного до Балтийского. Для реализации ЕАНТК создано предприятие «Сарматия». К этому международному транспортному предприятию, учрежденному первоначально на паритетных началах в июне 2004 года польской компанией PERN «Przyjazn» и украинским ОАО «Укртранснафта», в октябре 2007 года присоединились грузинская нефтегазовая корпорация GOGR, литовская компания Klaipedos Nafta и, что уже более весомо, азербайджанская государственная нефтяная компания SOCAR (ГНКАР).

Первоначально трасса нефтепровода Броды—Плоцк должна была пройти по прямой линии из одного пункта в другой, и трудности Украины и Польши при его строительстве были соизмеримы. Однако в связи с проблемами на польском участке маршрут изменили. Он должен пройти от НПС Броды до польской НПС Адамова Застава у границы с Беларусью, где россияне проводят передачу нефти марки Urals, поступающей туда по маршруту Самара—Никольское—Унеча—Мозырь—Адамова Застава системы нефтепроводов «Дружба».

При этом варианте основные трудности при прокладывании маршрута Броды—Плоцк ложатся на плечи Украины. Протяженность украинского участка возрастет в полтора-два раза по сравнению с первоначальным вариантом. Будут ли учтены эти затраты при создании ЕАНТК? Польша, по-видимому, ограничится здесь строительством небольшого отрезка трассы вдоль своей границы с Беларусью. Что же касается продолжения маршрута поставок каспийской нефти от Адамовой Заставы до Плоцка, то маловероятно, чтобы Польша согласилась на строительство новой нитки в «створе» двухниточного участка нефтепроводов Адамова Застава—Плоцк. На мой взгляд, это, прежде всего, будет следовать из ожидаемых изменений в политике России по экспорту своей нефти на международные рынки.

Так, строительством магистрали Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО) Россия, по существу, открывает для себя новый рынок сбыта нефти — Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР). Первую очередь ВСТО, нефтепровод Тайшет—Сковородино, РФ планирует ввести в эксплуатацию уже в следующем году для поставок в Китай около 30 млн. тонн нефти в год. После продолжения ВСТО от Сковородино до МНТ в бухте Козьмино на Дальнем Востоке Российская Федерация планирует поставлять по этому маршруту 80 млн. тонн нефти в год. Откуда же она возьмет ресурсы для поставок нефти в страны АТР?

Судя по всему, ресурсов в открытых, но еще не освоенных месторождениях Восточной Сибири для этого не хватит. Поэтому, вероятно, Россия будет вынуждена прибегнуть к использованию ресурсов месторождений Центральной и Северо-Западной Сибири. При этом поставки нефти по «Дружбе» могут снизиться. И к этому есть еще ряд предпосылок.

Ресурсная база месторождений Северо-Западной Сибири и Приуралья, питающих «Дружбу», существенно сократилась за десятилетия их эксплуатации как из-за истощения месторождений, так и из-за их высокой обводненности. Система «Дружба» постарела. Контроль не одной тысячи дефектных «пятен» на «теле» трубопроводной системы обходится дорого. Поэтому и появляются в российской прессе статьи о снижении чуть ли не вдвое экспортных поставок нефти по системе «Дружба».

Есть экономические причины и более глобального характера. Некоторые российские эксперты считают необходимым сократить темпы накопления Россией валютных резервов за счет продажи нефти и газа и призывают на 30—50% снизить экспорт нефти. А также изменить его структуру — существенную долю экспорта сырой нефти заменить экспортом нефтепродуктов.

К этому следует добавить и планы России по расширению Балтийской трубопроводной системы (БТС) путем создания БТС-2. Этот проект предусматривает отвод нефти, поступающей по российской части системы нефтепроводов «Дружба» из Самары в Унечу (около границы России с Беларусью и Украиной), в сторону МНТ Приморск в Финском заливе Балтийского моря со строительством обводной трубы вокруг Беларуси.

Сегодня можно ожидать разных сценариев вокруг «Дружбы». Сценарий первый. Если Россия все-таки откажется от своих планов по строительству БТС-2 и сохранит объемы поставок нефти на Адамову Заставу на уровне 50 млн. тонн в год, то строительство третьей нитки нефтепровода Адамова Застава—Плоцк окажется для Польши, скорее всего, экономически нецелесообразным.

Если же нефтепровод Броды—Адамова Застава будет построен, а названная третья нитка — нет, то Польша столкнется с той же проблемой поставок высококачественной каспийской нефти по системе нефтепроводов Одесса—Броды—Адамова Застава, которую имеет Украина с поставками такой нефти по нефтепроводу Одесса—Броды. Суть ее заключается в том, что войти с высококачественной легкой, малосернистой каспийской нефтью в систему нефтепроводов, по которой транспортируется средняя по плотности и содержанию в ней серы российская нефть марки Urals, невозможно, так как каспийская нефть потеряет свое качество, а следовательно, и цену, которая на сегодняшний день примерно на 20—30 долл. на тонне выше. И в этом случае аверсный (прямой) режим транспортировки нефти по системе Одесса—Броды—Адамова Застава окажется таким же проблемным, каким он был до настоящего времени для нефтепровода Одесса—Броды.

Второй сценарий, более вероятный. Россия снижает примерно в два раза объемы поставок нефти по системе нефтепроводов «Дружба» в сторону Польши и Германии. В первую очередь, такой сценарий может быть реализован после ввода Россией в эксплуатацию БТС-2. Но РФ, объясняя возможной нехваткой экспортных ресурсов нефти и ссылаясь на техническое состояние трубопроводной системы «Дружба», может пойти на существенное снижение указанных поставок нефти и без строительства БТС-2.

При втором сценарии Польша оставит одну из ниток нефтепровода Адамова Застава—Плоцк для транспортировки российской нефти марки Urals, а по второй начнет прокачивать каспийскую нефть, как только будет построен нефтепровод Броды—Адамова Застава. Заметим, что построен он будет, главным образом, усилиями Украины. Это, по-видимому, самый выгодный сценарий для Польши. При этом необходимость в строительстве третьей нитки на участке нефтепроводов Адамова Застава—Плоцк отпадает. Во всем проекте Польша может ограничиться только прокладкой 30—40 км трубы из нефтепроводной системы общей протяженностью более 1000 км. Однако, на мой взгляд, для Украины при таком сценарии открываются и другие возможности по реализации аверсного режима работы нефтепровода Одесса—Броды, которые избавляют ее от необходимости участвовать в строительстве нефтепровода Броды—Адамова Застава.

Поясню. Основная проблема нефтепровода Одесса—Броды состоит, как было сказано, в «несовместимости» с российской нефтью марки Urals каспийской нефти из-за высокого качества последней. А что, если на НПС Броды в систему нефтепроводов «Дружба» закачивать из нефтепровода Одесса—Броды не высококачественную каспийскую, а Urals-совместимую нефть? Где взять такую нефть или как ее произвести для поставок по этому нефтепроводу?

Чтобы ответить на эти вопросы, рассмотрим сначала, что же собой представляет нефть марки Urals российского происхождения. Это смесь различных сортов нефти, которая относится к средней по плотности и содержанию в ней серы и готовится путем смешения (компаундирования) тяжелых, высокосернистых, но сравнительно дешевых сортов нефти из месторождений Татарстана и Башкортостана с более дорогими, малосернистыми, легкими сортами нефти, то есть содержащими большую долю бензиновых и дизельных фракций. Нефть таких сортов поступает под Самару не только с российских месторождений в Сибири и Приуралье, но и с месторождений Казахстана по нефтепроводу Атырау—Самара.

Так где же взять нефть для приготовления Urals-совместимой смеси?

«Есть же огромные запасы нефти в Азербайджане и Казахстане, нефтепроводы от которых выходят на берег Черного моря. Да и Азербайджан в лице ГНКАР присоединился к проекту ЕАНТК. И есть же азербайджанский «проект века» по освоению группы месторождений Азери—Чираг—Гюнешли (АЧГ) в Каспийском море», — скажет читатель.

Да, освоение месторождений Азери—Чираг—Гюнешли действительно можно назвать проектом века. Извлекаемые из них запасы оцениваются в 900 млн. тонн. При предполагаемом уровне добычи в 50 млн. тонн в год, которого планируется достичь уже в 2008 году, запасов нефти в них хватит на 18 лет. И, казалось бы, в ближайшие 18 лет ЕАНТК мог бы функционировать.

Но не так все просто. У месторождений АЧГ есть свой «пожиратель нефти». Это нефтепровод Баку—Тбилиси—Джейхан (БТД). Он построен для того, чтобы вывести нефть Каспия на международные рынки через глубоководный порт Джейхан в Средиземном море.

Нефтепровод БТД имел проектную стоимость порядка 3 млрд. долл. Чтобы окупились затраты на строительство, БТД при полной загрузке нефтью в 50 млн. тонн в год должен в проектном варианте проработать 40 лет. Проект очень дорогой. Поэтому, если вся нефть с месторождений АЧГ пойдет на загрузку нефтепровода БТД, то не очень понятно, где Азербайджан возьмет в значительных объемах нефть для загрузки нефтепровода Одесса—Броды и иже с ним. Если он и сможет направить на нефтепровод Одесса—Броды или, скажем другими словами, на ЕАНТК свою нефть, то в количестве около 1—3—5 млн. тонн в год.

В контрактах, заключенных Азербайджаном с зарубежными нефтяными компаниями по «проекту века», его доля составляет только 10%. Первую скрипку на месторождениях Азери—Чираг—Гюнешли играет британская компания BP: ее доля составляет 34%. Так что Украине и всем странам, компании которых приняли участие в МТП «Сарматия» для реализации ЕАНТК, рассчитывать на «большую нефть» Азербайджана в ближайшей перспективе не приходится.

«Но мы ничего не сказали об огромных ресурсах Казахстана», — отметит читатель.

Да, для нашей страны Казахстан должен представлять особый интерес. Его сухопутные территории, а также казахстанские секторы Каспия и Арала, под которыми находятся нефтяные, нефтегазоконденсатные и газовые месторождения, почти в три раза превышают всю украинскую территорию. Только в ближайшем к Украине северо-западном регионе Казахстана — на Каспии и прилегающих к нему сухопутных территориях — общие геологические запасы углеводородов составляют около 20 млрд. тонн, а извлекаемые запасы нефти превышают 4 млрд. Это почти 40 месторождений, из которых в двух — Кашагане и Тенгизе сосредоточена половина всех запасов казахстанской нефти. Месторождение Тенгиз расположено на северо-восточном побережье Каспийского моря, а Кашаган — на мелководной части севера Каспия, в 80 километрах от Атырау.

При этом упомянутые 40 месторождений связаны различными участками нефтепроводов с экспортным маршрутом — нефтепроводом Тенгиз—Атырау—Кропоткин—Новороссийск (Южная Озереевка) Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).

Конечно, Казахстан является более перспективным поставщиком нефти для загрузки нефтепровода Одесса—Броды и для реализации ЕАНТК. Но здесь тоже не все так просто, когда речь идет об экспортных поставках.

Возьмем месторождение Тенгиз. Извлекаемые запасы нефти в нем оцениваются примерно в 1 млрд. тонн. По особенностям разработки Тенгиз относится к уникальным месторождениям. «Контрактом века» назвал Нурсултан Назарбаев подписанное в апреле 1993 года долгосрочное соглашение между Казахстаном и американской компанией Chevron о создании на равнодолевой основе совместного предприятия для разработки в течение 40 лет Тенгизского месторождения. Позже к соглашению присоединились другие компании. После нескольких трансформаций доля Казахстана в СП «Тенгизшевройл» составляет только 20%, а остальная добываемая нефть почти вся принадлежит американским нефтяным компаниям.

Хотя доля Казахстана здесь в два раза больше, чем доля Азербайджана в контракте по АЧГ, и на этот ресурс особо уповать не стоит. Планируется, что к 2010 году добыча нефти на Тенгизе должна достигнуть и поддерживаться на уровне 32 млн.
тонн в год. Но экспортные ресурсы Казахстана могут составить лишь около 6 млн. тонн.

Примерно такие же экспортные ресурсы Казахстан сможет получить и с месторождения Кашаган. Хотя он и относится к пятому по запасам нефти месторождению в мире и извлекаемые из него запасы оцениваются в 2 млрд. тонн, тем не менее доля Казахстана в Северо-Каспийском проекте (СКП) составляет только 8,3%. При разработке месторождения в течение 40 лет Казахстан сможет получать 4—5 млн. тонн для экспортных поставок ежегодно. Остальная нефть (91,7%) будет принадлежать иностранным инвесторам — компаниям Италии, США, Великобритании, Франции и Японии, являющимся участниками СКП.

По планам добыча нефти на Кашагане должна достигнуть уровня в 58 млн. тонн в год после 2015 года. Начало разработки этого месторождения неоднократно откладывалось как из-за технологических сложностей при его освоении, так и из-за неготовности экспортных маршрутов к транспортировке нефти Кашагана.

Получается, что из 90 млн. тонн нефти в год, на которые должна выйти общая добыча на Тенгизе и Кашагане, Казахстан сможет экспортировать только примерно 10 млн. тонн.

Что же касается других месторождений, то из них для нас, по моему мнению, наибольший интерес представляют еще месторождение Карачаганак и морская структура Курмангазы. Извлекаемые запасы жидкого углеводородного сырья из месторождения Карачаганак, расположенного на северо-западе страны и являющегося одним из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире, оцениваются в 320 млн. тонн и газа — более чем в 450 млрд. кубометров. В соглашении о разделе продукции доля Казахстана составляет 80%, а остальные 20% принадлежат компаниям Великобритании, Италии, США и России.

В 2003 году Карачаганакское месторождение было связано нефтепроводом с экспортным маршрутом КТК. Ежегодная доля Казахстана в добыче нефти и конденсата на этом месторождении может возрасти на протяжении десяти лет с 5 до 20 млн. тонн.

Структура Курмангазы находится в казахстанском секторе северной части Каспийского моря с глубинами в пять-семь метров. Извлекаемые запасы нефти оцениваются от 550 млн. тонн до 1,8 млрд. За базовый вариант разработки месторождения принята величина запасов 980 млн. тонн. По этому варианту прогнозируется добыча на уровне 32 млн.
тонн в год. Но это, возможно, будет через десять лет, поскольку начало коммерческой добычи планируется на 2014 год.

Казахстан и Россия будут разрабатывать структуру Курмангазы при равнодолевом разделе продукции. То есть и здесь Казахстан сможет в будущем получать ежегодно около
15 млн. тонн нефти.

Конечно, в Казахстане есть еще много месторождений как на суше, так и в казахстанских секторах Каспия и Арала, хотя на порядок-два менее мощных, чем рассмотренные выше. Неудивительно, что компании более 60 государств мира участвуют в освоении запасов нефти и газа в этой стране. При этом в центральных и восточных областях Казахстана ключевую роль играет Китай.

Для сотрудничества с Казахстаном у Украины есть немалые возможности, если боязнь оказаться в Едином экономическом пространстве с Россией, Казахстаном и Беларусью не заставит украинских политиков отказаться от взгляда на Восток и проигнорировать национальные интересы.

Хотя Казахстан в не столь отдаленной перспективе и будет обладать ежегодно ресурсами нефти в 40 млн. тонн только по рассмотренным четырем месторождениям, находящимся в наиболее близком к Украине регионе, желающих воспользоваться этими ресурсами — хоть отбавляй.

Для Украины, которую от Атырау до входа в ее нефтепроводную систему отделяет всего около тысячи километров, сегодня интерес представляет экспортный нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума, в котором Казахстан имеет долю в 19%. В первой очереди КТК экспортный ресурс Казахстана составляет около 6 млн. тонн в год. При выводе консорциума на проектную производительность в 67 млн. тонн этот ресурс возрастет до 13 млн. По-видимому, именно на эти возможности Казахстана и следует ориентироваться. Правда, если останутся еще «крохи» от «нефтяного пирога».

На состоявшемся в Киеве Международном энергетическом форуме вице-министр энергетики и минеральных ресурсов Казахстана Ляззат Киинов заявил, что участие Казахстана в проекте ЕАНТК в том виде, который предложен МТП «Сарматия», практически невозможно. В материалах презентации, подготовленных к форуму компанией Granherne Ltd. по заявке МТП «Сарматия», доставка нефти в обход России из Казахстана по ЕАНТК на нефтеперерабатывающие заводы Европы должна пройти по маршруту, с которым связаны четыре перевалки нефти с сухопутного на морской транспорт или обратно. А это значительно увеличит затраты на доставку нефти от казахстанских поставщиков к европейским потребителям. Да и перевозка нефти через Каспийское море с казахстанского берега будет вестись малотоннажными нефтеналивными судами.

Доставлять нефть с рассмотренных самых крупных месторождений Казахстана по маршруту, предлагаемому МТП «Сарматия», — это все равно, что добираться из Киева в Бердичев не через Житомир, а через Рио-де-Жанейро или, в лучшем случае, через Одессу. А ведь есть простые прямые пути. Правда, географически прямые. А вот политически? Окажутся ли они прямыми, кто знает?

Поэтому в выступлении на форуме господина Киинова и прозвучал призыв договариваться с Россией о транспортировке казахстанской нефти в Украину и через Украину по самому короткому трубопроводному маршруту. Возможно, что он ссылался на предложенный мною в 2001 году маршрут (журнал «Нефть и газ», октябрь 2007 год). Этим вариантом предполагались поставки нефти из Казахстана по маршруту Тенгиз—Атырау—Кропоткин—Тихорецк—Лисичанск—Кременчуг—Броды с подключением к нему нефтепровода Одесса—Броды через перемычку от Кременчуга к одной из промежуточных станций этого нефтепровода. Этой перемычке было дано название «нефтепровод Кременчуг—Винница».

Данный маршрут с 2003 года вошел в число перспективных вариантов поставки каспийской нефти в страны Европы компаний «Нафтогаз України» и «Укртранснафта».

Предложенный проект позволил бы самым экономически выгодным путем вывести казахстанскую нефть на заводы Украины, Венгрии, Словакии и Чехии. Если бы к реализации проекта подключилась и Россия в лице АК «Транснефть», то можно не сомневаться, что проект был бы быстро претворен в жизнь. А может быть, к созданию кратчайшего маршрута транспортировки нефти из Казахстана через Украину к ряду НПЗ Европы в рамках международного консорциума проявят интерес и другие страны?

Но возвратимся к нефтепроводу Одесса—Броды. Итак, возможным вариантом реализации аверсного режима его работы стало бы решение, при котором на НПС Броды в систему нефтепроводов «Дружба» закачивалась бы не каспийская нефть в чистом виде, а Urals-совместимая нефть, которая тоже должна являться смесью различных сортов нефти.

Достаточно подробно эти вопросы раскрыты в патенте №33448, зарегистрированном в Государственном реестре патентов Украины на изобретения 25 июня этого года. Патент выдан на так называемую полезную модель под названием «Способ производства нефти».

Не вдаваясь в технологические аспекты патента, расскажу, где взять нефтяные компоненты для Urals-совместимой смеси, где и как готовить эту смесь перед закачкой в систему нефтепроводов «Дружба».

Высококачественную легкую малосернистую, но дорогую нефть для приготовления Urals-совместимой нефти можно получать в первую очередь с МНТ на восточном берегу Черного моря: с грузинских (Супса и др.) — нефть из месторождений Азербайджана, с МНТ Южная Озереевка под Новороссийском — нефть из месторождений Казахстана. Близкую по свойствам нефть российского происхождения можно еще получать и с МНТ Туапсе.

Возможности собственно Азербайджана и Казахстана в части поставок ими нефти по нефтепроводу Одесса—Броды сегодня невелики.

Но почему бы английским компаниям BP и Shell не принять участие в проекте ЕАНТК? Ведь маршрут от Черного до Балтийского моря, от МНТ «Южный» на северном берегу Черного моря Украины до МНТ Гданьск на южном берегу Балтийского моря в Польше с последующей доставкой нефти танкерами по сравнительно короткому маршруту от МНТ Гданьск до МНТ на британских берегах должен был бы заинтересовать эти компании. Казалось бы, это самый короткий маршрут для поставок в Англию добываемой BP нефти на АЧГ (помните, 34%?). И если сегодня Великобритания еще, по-видимому, обеспечивает себя нефтью с месторождений Северного моря, то что будет завтра, когда этот ресурс несколько сократится? Будут, наверное, интересными для названных компаний и поставки на НПЗ на севере Европы — Германии и Нидерландов.

А для итальянской Agip, которая является оператором по СКП — кашаганскому проекту, разве не представил бы интерес чисто трубопроводный маршрут транспортировки нефти с Кашагана через КТК, Лисичанск, Кременчуг, Броды, систему нефтепроводов «Дружба» до Чехии с достройкой трубопроводных участков до НПЗ на севере Италии? Пусть даже просто поставки нефти по нефтепроводу Одесса—Броды на МНТ Восточной и Центральной Европы?

Где предлагается взять легкую малосернистую нефть, читателю, надеюсь ясно. Но где же взять «противовес» ей — тяжелую высокосернистую нефть, чтобы получить требуемую по фракционному составу, среднюю по плотности и содержанию в ней серы Urals-совместимую нефтяную смесь?

Такую нефть предлагается брать, прежде всего, в Саудовской Аравии, которая владеет порядка 25% всех мировых запасов нефти. И из этих 25% значительную часть — около 6% составляет тяжелая высокосернистая нефть, которая, по-видимому, близка к таким же сортам нефти из месторождений Татарстана и Башкортостана в Российской Федерации.

Партии такой нефти должны были бы поставляться нефтепроводным транспортом, например, тем же трансаравийским нефтепроводом, на МНТ на восточном берегу Средиземного моря, а оттуда танкерами — на МНТ «Южный». С другой стороны, возможна доставка танкерами с МНТ в Персидском заливе, которые связаны с месторождениями Саудовской Аравии более короткими трубопроводными маршрутами.

Важно, что эти танкерные перевозки не приведут к дополнительной нагрузке на проливы Босфор и Дарданеллы и не вызовут протестов со стороны Турции.

Тем же, кто бросит упрек в адрес проекта, что высококачественная нефть преднамеренно «портится», можно ответить:
настолько же «облагораживается» низкокачественная нефть.

Предлагаемый проект не только решает задачу закачки нефти, доставляемой по нефте-
проводу Одесса—Броды, в систему нефтепроводов «Дружба» для дальнейшей поставки ее на НПЗ Украины и стран Европы, но и вдвое увеличивает ресурсную базу таких поставок. Так, если бы сегодня собственно Азербайджан, без иностранных компаний, согласился на поставку 4,5 млн. тонн нефти в год — а это, как мы говорили, ему по силам, — то уже это обеспечило бы полную ежегодную загрузку в 9 млн. тонн первой очереди нефтепровода Одесса—Броды.

Кроме Саудовской Аравии партнерами могут стать и арабские страны на севере Африки (например, Алжир, Египет, Ливия). Возможными поставщиками могут оказаться также Россия и Иран. В проекте в отношении России рассматривается и такой вариант, когда по нефтепроводу Одесса—Броды на НПС Броды поступает высококачественная каспийская нефть, а по системе нефтепроводов «Дружба» — партии тяжелой высокосернистой нефти из Татарстана и Башкортостана.

В описании к указанному патенту рассмотрены различные варианты приготовления смеси. Но на сегодняшний день наиболее реальным представляется вариант смешения нефти из месторождений Азербайджана и Казахстана с тяжелой высокосернистой нефтью из месторождений Саудовской Аравии.

Сегодня ОАО «Укртранснафта» обладает немалыми техническими возможностями на МНТ «Южный» для приема танкеров и приготовления Urals-совместимой нефти (возможно, с использованием резервуаров на НПС Броды). Хотя увеличение общей емкости резервуарного парка на МНТ в полтора-два-три раза было бы весьма полезным для повышения надежности поставок нефти при работе нефтепровода Одесса—Броды в аверсном режиме по предлагаемому проекту.

Соотношение между малосернистой и высокосернистой сортами нефти в Urals-совместимой смеси может быть различным. Для каждого сорта легкой малосернистой нефти, который берется от того или другого поставщика, должен быть подобран «партнер» тяжелой высокосернистой нефти и определено требуемое соотношение между сортами, чтобы их смесь наилучшим образом соответствовала требованиям, предъявляемым к российской нефти марки Urals. Очевидно, что приготовление смеси с учетом всех затрат на закупку компонентов, на доставку партий различных сортов нефти или готовой смеси на МНТ «Южный», затрат на транспортировку по нефтепроводу Одесса—Броды будет целесообразно в том случае, если на НПС Броды ее цена не будет превышать цену российской марки Urals.

Все возможные Urals-совместимые смеси должны быть сертифицированы соответствующими учреждениями в Украине. Подразделение, которое может это сделать, есть в Институте биоорганической химии и нефтехимии Национальной академии наук Украины. О своей готовности участвовать в проекте заявил и ведомственный Институт МАСМА (оба расположены в Киеве).

Оперативный контроль за физико-химическими показателями получаемых смесей должны вести химические лаборатории как на МНТ «Южный», так и на НПС Броды, подчиненные ОАО «Укртранснафта».

Потребителем Urals-совместимых смесей могут стать, в первую очередь, украинские Дрогобычский и Надворнянский НПЗ и заводы в Венгрии, Словакии и Чехии, к которым идут нефтепроводы «Дружба» от НПС Броды.

Если договориться с Россией, то Украина могла бы взять на себя обслуживание своими Urals-совместимыми смесями поставок нефти, которые осуществляют сегодня российские компании на НПЗ указанных стран. Это — порядка 20 млн. тонн в год. Тогда та нефть марки Urals, которая должна была бы поставляться в указанные страны, пошла бы на переработку на украинские заводы — Лисичанский, Кременчугский, Херсонский, Одесский. Сегодня объемы могли бы составить 9 млн. тонн нефти в год согласно пропускной способности первой очереди нефтепровода Одесса—Броды. Но уже достройка только одной промежуточной на нем НПС Степной обеспечила бы выход на объемы, думаю, не меньше 25 млн. тонн в год, и такая достройка могла бы быть проведена в сжатые сроки.

Далее. Если основные поставки в сторону Венгрии, Словакии и Чехии будут вестись с нефтепровода Одесса—Броды, то поставки нефти по участку Мозырь—Броды системы нефтепроводов «Дружба» существенно снизятся. Тогда, по крайней мере, одну из ниток этого участка можно было бы перевести в реверсный режим и по этой нитке начать поставки на Мозырский НПЗ в Беларуси. А далее, используя белорусский участок Мозырь—Адамова Застава нефтепроводов «Дружба», вести поставки на НПЗ Польши и Германии. Возможно, что в этом случае строительство нефтепровода Броды—Адамова Застава маршрута Одесса—Броды—Плоцк может и не понадобиться, о чем было сказано в начале статьи.

Возможно, Россия и не согласится на такое развитие событий. Тогда Украина может прибегнуть к другим решениям. Наиболее простой путь — повернуть «вспять» часть системы ПДМН. Но этот вариант не устроит Россию. Да и использование участков системы ПДМН будет неэффективно.

Есть «мирный путь». Украина строит перемычку Кременчуг — промежуточная НПС нефтепровода Одесса—Броды. Это тот самый, названный мною нефтепровод Кременчуг—Винница, о котором речь шла выше. Только теперь эта перемычка должна строиться как нефтепровод двустороннего действия (аверс и реверс).

При переводе нефтепровода Одесса—Броды в аверсный режим возможно, если не разыграются политические амбиции, что нефть, поступающая сейчас по нефтепроводу из Брод на МНТ «Южный», будет перенаправлена Россией через систему ПДМН. При таком развитии событий Украина будет в двойном выигрыше: и нефтепровод Одесса—Броды заработает в аверсном режиме, и система ПДМН улучшит свои производственно-экономические показатели.

Россия тоже должна оказаться в выигрыше. Ведь трубопроводные пути, которые ведут от Самары к МНТ «Южный» через ПДМН, на 670 км, или на одну треть, короче, чем маршрут Самара—Мозырь—Броды—МНТ «Южный». Да и Казахстан был бы, по-видимому, заинтересован в этом маршруте, поскольку по этому «окружному» пути следует немало и казахстанской нефти.

Рассмотренный вариант решения проблемы аверса нефтепровода Одесса—Броды не исключает и поиска путей, которые обеспечивали бы поставки каспийской нефти на НПЗ Украины и Европы в «чистом» виде, без смесей, например поставки партий каспийской нефти в потоке нефти марки Urals, замена нефтепроводов «Дружба» и, возможно, других путей трубами большего диаметра. И таким поиском следует заниматься постоянно, независимо от непрекращающегося предвыборного состояния Украины.