Нагадаю читачам «Дзеркала тижня», що транспортування каспійської нафти від морського нафтового термінала (МНТ) «Південний» до нафтоперегонної станції (НПС) Броди, розташованої на південно-західній ділянці системи нафтопроводів «Дружба», стало проблемним з моменту завершення будівництва нафтопроводу Одеса—Броди в грудні 2001 року. Не знайшлося охочих поставляти нафту цим маршрутом з Каспійського регіону на нафтопереробні заводи (НПЗ) України та інших країн Європи. З січня 2003 року по ділянці цього нафтопроводу завдовжки 52 км почалися поставки російської нафти марки Urals із системи Придніпровських магістральних нафтопроводів (ПДМН) на МНТ «Південний», тоді як інша частина трубопроводу загальною довжиною 672 км залишалася заповненою консервантом для запобігання корозії внутрішньої порожнини труб.
Із серпня 2004-го почалося заповнення всього трубопроводу технологічною нафтою тієї ж марки Urals для організації поставок російської нафти на МНТ «Південний» від НПС Броди при роботі нафтопроводу Одеса—Броди в реверсному режимі. Тільки торік цим маршрутом було поставлено близько 9 млн. тонн нафти з родовищ Росії та Казахстану (в інші роки — набагато менше).
Прихильники прямого (аверсного) режиму роботи нафтопроводу не здавалися. Вони бачили повернення до цього проектного режиму в продовженні нафтопроводу від Бродів до польського міста Плоцьк і в організації Євро-Азіатського нафтотранспортного коридору (ЄАНТК) із трубопровідним маршрутом Одеса (МНТ «Південний»)—Броди—Плоцьк—Гданськ. Тобто від «моря до моря» — від Чорного до Балтійського. Для реалізації ЄАНТК створено підприємство «Сарматія». До цього міжнародного транспортного підприємства, заснованого спочатку на паритетних засадах у червні 2004 року польською компанією PERN «Przyjazn» і українським ВАТ «Укртранснафта», у жовтні 2007 року приєдналися грузинська нафтогазова корпорація GOGR, литовська компанія Klaipedos Nafta і, що вже вагоміше, азербайджанська державна нафтова компанія SOCAR (ДНКАР).
Спочатку траса нафтопроводу Броди—Плоцьк мала пройти по прямій лінії з одного пункту в інший, і труднощі України й Польщі при її будівництві були порівнянними. Проте з огляду на проблеми на польській ділянці маршрут змінили. Він має пройти від НПС Броди до польської НПС Адамова Застава поблизу кордону з Білоруссю, де росіяни проводять передачу нафти марки Urals, що надходить туди маршрутом Самара—Нікольське—Унеча—Мозир—Адамова Застава системи нафтопроводів «Дружба».
При цьому варіанті основні труднощі при прокладанні маршруту Броди—Плоцьк лягають на плечі України. Довжина української ділянки зросте в півтора-два рази порівняно з початковим варіантом. Чи врахують ці витрати при створенні ЄАНТК? Польща, очевидно, обмежиться тут будівництвом невеличкого відрізка траси вздовж свого кордону з Білоруссю. Що ж до продовження маршруту поставок каспійської нафти від Адамової Застави до Плоцька, то малоймовірно, щоб Польща погодилася на будівництво нової нитки в «створі» двониткової ділянки нафтопроводів Адамова Застава—Плоцьк. На мій погляд, це насамперед випливатиме з очікуваних змін у політиці Росії щодо експорту своєї нафти на міжнародні ринки.
Так, будівництвом магістралі Східний Сибір—Тихий океан (ССТО) Росія, по суті, відкриває для себе новий ринок збуту нафти — Азіатсько-Тихоокеанський регіон (АТР). Першу чергу ССТО, нафтопровід Тайшет—Сковородіно, РФ планує ввести в експлуатацію вже наступного року для поставок у Китай близько 30 млн. тонн нафти на рік. Після продовження ССТО від Сковородіно до МНТ у бухті Козьміно на Далекому Сході Російська Федерація планує поставляти цим маршрутом 80 млн. тонн нафти на рік. Звідки ж вона візьме ресурси для поставок нафти в країни АТР?
Зважаючи на все, ресурсів у відкритих, але ще не освоєних родовищах Східного Сибіру для цього не вистачить. Тому, мабуть, Росія буде змушена вдатися до використання ресурсів родовищ Центрального й Північно-Західного Сибіру. При цьому поставки нафти по «Дружбі» можуть знизитися. І до цього є ще низка передумов.
Ресурсна база родовищ Північно-Західного Сибіру й Приуралля, які живлять «Дружбу», істотно скоротилася за десятиліття їх експлуатації як через виснаження родовищ, так і через їх високу обводненість. Система «Дружба» застаріла. Контроль не однієї тисячі дефектних «плям» на «тілі» трубопровідної системи обходиться дорого. Тому й з’являються в російській пресі статті про зниження мало не вдвічі експортних поставок нафти по системі «Дружба».
Є економічні причини й більш глобального характеру. Окремі російські експерти вважають за необхідне скоротити темпи нагромадження Росією валютних резервів за рахунок продажу нафти й газу та закликають на 30—50% знизити експорт нафти. А також змінити його структуру — значну частку експорту сирої нафти замінити експортом нафтопродуктів.
До цього варто додати й плани Росії з розширення Балтійської трубопровідної системи (БТС), створивши БТС-2. Цей проект передбачає відведення нафти, що надходить по російській частині системи нафтопроводів «Дружба» з Самари в Унечу (поблизу кордону Росії з Білоруссю та Україною), в бік МНТ Приморськ у Фінській затоці Балтійського моря з будівництвом обвідної труби навколо Білорусі.
Нині можна очікувати різних сценаріїв навколо «Дружби». Сценарій перший. Якщо Росія все-таки відмовиться від своїх планів з будівництва БТС-2 і збереже обсяги поставок нафти на Адамову Заставу на рівні 50 млн. тонн на рік, то будівництво третьої нитки нафтопроводу Адамова Застава—Плоцьк виявиться для Польщі, швидше за все, економічно недоцільним.
Якщо ж нафтопровід Броди—Адамова Застава побудують, а згадану третю нитку — ні, то Польща стикнеться з тією ж проблемою поставок високоякісної каспійської нафти по системі нафтопроводів Одеса—Броди—Адамова Застава, яку має Україна з поставками такої нафти по нафтопроводу Одеса—Броди. Суть її полягає в тому, що ввійти з високоякісною легкою, малосірчистою каспійською нафтою в систему нафтопроводів, якою транспортується середня за густиною та вмістом у ній сірки російська нафта марки Urals, неможливо, тому що каспійська нафта втратить свою якість, а отже, й ціну, яка на сьогодні приблизно на 20—30 дол. на тонні вища. І в цьому разі аверсний (прямий) режим транспортування нафти по системі Одеса—Броди—Адамова Застава виявиться таким же проблемним, яким він був досі для нафтопроводу Одеса—Броди.
Другий сценарій, більш імовірний. Росія знижує приблизно вдвічі обсяги поставок нафти по системі нафтопроводів «Дружба» в бік Польщі й Німеччини. Передусім такий сценарій може бути реалізовано після введення Росією в експлуатацію БТС-2. Але РФ, пояснюючи можливою нестачею експортних ресурсів нафти й посилаючись на технічний стан трубопровідної системи «Дружба», може піти на істотне зниження цих поставок нафти й без будівництва БТС-2.
У разі другого сценарію Польща залишить одну з ниток нафтопроводу Адамова Застава—Плоцьк для транспортування російської нафти марки Urals, а по другій почне прокачувати каспійську нафту, щойно буде побудовано нафтопровід Броди—Адамова Застава. Зауважимо, що побудовано його буде в основному зусиллями України. Це, очевидно, найвигідніший сценарій для Польщі. При цьому потреба будувати третю нитку на ділянці нафтопроводів Адамова Застава—Плоцьк відпадає. В усьому проекті Польща може обмежитися тільки прокладанням 30—40 км труби з нафтопровідної системи загальною довжиною понад 1000 км. Проте, на мій погляд, для України за такого сценарію відкриваються й інші можливості в реалізації аверсного режиму роботи нафтопроводу Одеса—Броди, які рятують її від необхідності брати участь у будівництві нафтопроводу Броди—Адамова Застава.
Поясню. Основна проблема нафтопроводу Одеса—Броди полягає, як було сказано, у «несумісності» з російською нафтою марки Urals каспійської нафти через високу якість останньої. А що, коли на НПС Броди в систему нафтопроводів «Дружба» закачувати з нафтопроводу Одеса—Броди не високоякісну каспійську, а Urals-сумісну нафту? Де взяти таку нафту чи як її зробити для поставок цим нафтопроводом?
Щоб відповісти на ці запитання, розглянемо спочатку, що ж собою являє нафта марки Urals російського походження. Це суміш різноманітних сортів нафти, що є середньою за густиною та вмістом у ній сірки і готується змішуванням (компаундуванням) важких, високосірчистих, але порівняно дешевих сортів нафти з родовищ Татарстану й Башкортостану з дорожчими, малосірчистими, легкими сортами нафти, тобто такими, що містять велику частку бензинових і дизельних фракцій. Нафта таких сортів надходить під Самару не тільки з російських родовищ у Сибіру і Приураллі, а й з родовищ Казахстану нафтопроводом Атирау—Самара.
Тож де узяти нафту для приготування Urals-сумісної суміші?
«Є ж величезні запаси нафти в Азербайджані й Казахстані, нафтопроводи від яких виходять на берег Чорного моря. Та й Азербайджан в особі ДНКАР приєднався до проекту ЄАНТК. І є ж азербайджанський «проект сторіччя» з освоєння групи родовищ Азері—Чираг—Гюнешлі (АЧГ) у Каспійському морі», — скаже читач.
Так, освоєння родовищ Азері—Чираг—Гюнешлі справді можна назвати проектом століття. Запаси, що видобуваються з них, оцінюють у 900 млн. тонн. За планованого рівня видобутку в 50 млн. тонн на рік, якого хочуть досягти вже 2008 року, запасів нафти в них вистачить на 18 років. І, здавалося б, у най-
ближчі 18 років ЄАНТК міг би функціонувати.
Та не так усе просто. У родовищ АЧГ є свій «поглинач нафти». Це нафтопровід Баку—Тбілісі—Джейхан (БТД). Його побудовано для того, щоб вивести нафту Каспію на міжнародні ринки через глибоководний порт Джейхан у Середземному морі.
Нафтопровід БТД мав проектну вартість приблизно 3 млрд. дол. Щоб окупилися витрати на будівництво, БТД за повного завантаження нафтою в 50 млн. тонн на рік має у проектному варіанті працювати 40 років. Проект дуже дорогий. Тому, якщо вся нафта з родовищ АЧГ піде на завантаження нафтопроводу БТД, то не дуже зрозуміло, де ж Азербайджан візьме в значних обсягах нафту для завантаження нафтопроводу Одеса—Броди та інших. Якщо він і зможе спрямувати на нафтопровід Одеса—Броди або, скажемо іншими словами, на ЄАНТК свою нафту, то в кількості близько 1—3—5 млн. тонн на рік.
У контрактах, укладених Азербайджаном із зарубіжними нафтовими компаніями за «проектом століття», його частка становить тільки 10%. Першу скрипку на родовищах Азері—Чираг—Гюнешлі грає британська компанія BP: її частка становить 34%. Тому Україні та усім країнам, компанії яких взяли участь у МТП «Сарматія» для реалізації ЄАНТК, розраховувати на «велику нафту» Азербайджану в найближчій перспективі не доводиться.
«Та ми нічого не сказали про величезні ресурси Казахстану», — зазначить читач.
Так, для нашої країни Казахстан має становити особливий інтерес. Його сухопутні території, а також казахстанські сектори Каспію й Аралу, під якими розташовані нафтові, нафтогазоконденсатні й газові родовища, майже втричі перевищують усю українську територію. Тільки в найближчому до України північно-західному регіоні Казахстану — на Каспії й прилеглих до нього сухопутних територіях — загальні геологічні запаси вуглеводнів становлять близько 20 млрд. тонн, а видобувні запаси нафти перевищують 4 млрд. Це майже 40 родовищ, з яких у двох — Кашагані й Тенгізі зосереджено половину всіх запасів казахстанської нафти. Родовище Тенгіз розташоване на північно-східному узбережжі Каспійського моря, а Кашаган — на мілководній частині півночі Каспію, за 80 кілометрів від Атирау.
При цьому згадані 40 родовищ пов’язані різними ділянками нафтопроводів з експортним маршрутом — нафтопроводом Тенгіз—Атирау—Кропоткін—Новоросійськ (Південна Озерєєвка) Каспійського трубопровідного консорціуму (КТК).
Звичайно, Казахстан є більш перспективним постачальником нафти для завантаження нафтопроводу Одеса—Броди та для реалізації ЄАНТК. Але тут теж не все так просто, коли йдеться про експортні поставки.
Візьмемо родовище Тенгіз. Вилучувані запаси нафти в ньому оцінюють приблизно в 1 млрд. тонн. За особливостями розробки Тенгіз належить до унікальних родовищ. «Контрактом століття» назвав Нурсултан Назарбаєв підписану в квітні 1993 року довгострокову угоду між Казахстаном і американською компанією Chevron про створення на рівночастковій основі спільного підприємства для розробки протягом 40 років Тенгізького родовища. Пізніше до угоди приєдналися інші компанії. Після кількох трансформацій частка Казахстану в СП «Тенгізшевройл» становить лише 20%, а решта нафти, що добувається, майже вся належить американським нафтовим компаніям.
Хоча частка Казахстану тут удвічі більша за частку Азербайджану в контракті по АЧГ, і на цей ресурс особливо сподіватися не варто. Планується, що до 2010 року видобуток нафти на Тенгізі має досягти й підтримуватися на рівні 32 млн. тонн на рік. Однак експортні ресурси Казахстану можуть становити лише близько 6 млн. тонн.
Приблизно такі ж експортні ресурси Казахстан зможе отримати і з родовища Кашаган. Хоча воно і належить до п’ятого за запасами нафти родовища у світі, а вилучувані запаси з нього оцінюють в 2 млрд. тонн, проте частка Казахстану в Північно-Каспійському проекті (ПКП) становить лише 8,3%. При розробці родовища протягом 40 років Казахстан зможе одержувати 4—5 млн. тонн для експортних поставок щороку. Решта нафти (91,7%) належатиме іноземним інвесторам — компаніям Італії, США, Великобританії, Франції й Японії, які є учасниками ПКП.
За планами видобуток нафти на Кашагані має досягти рівня 58 млн. тонн на рік після 2015 року. Початок розробки цього родовища неодноразово відкладали як через технологічні складнощі при його освоєнні, так і через неготовність експортних маршрутів до транспортування нафти Кашагану.
Виходить, що з 90 млн. тонн нафти на рік, на які має вийти загальний видобуток на Тенгізі й Кашагані, Казахстан зможе експортувати лише приблизно 10 млн. тонн.
Що ж до інших родовищ, то з них для нас, на мою думку, найбільший інтерес становлять ще родовище Карачаганак і морська структура Курмангази. Запаси рідкої вуглеводневої сировини, яку можна видобути з одного з найбільших нафтогазоконденсатних родовищ у світі Карачаганак, розташованого на північному заході країни, оцінюють у 320 млн. тонн і газу — у понад 450 млрд. кубометрів. В угоді про розподіл продукції частка Казахстану становить 80%, а решта 20% належать компаніям Великобританії, Італії, США та Росії.
У 2003 році Карачаганакське родовище було пов’язане нафтопроводом з експортним маршрутом КТК. Щорічна частка Казахстану у видобутку нафти й конденсату на цьому родовищі може зрости протягом десяти років із 5 до 20 млн. тонн.
Структура Курмангази розташована в казахстанському секторі північної частини Каспійського моря з глибинами п’ять-сім метрів. Запаси нафти, які можна видобути, оцінюють від 550 млн. тонн до 1,8 млрд. За базовий варіант розробки родовища взято розмір запасів 980 млн. тонн. За цим варіантом прогнозується видобуток на рівні 32 млн. тонн на рік. Але це, можливо, буде через десять років, оскільки початок комерційного видобутку планується на 2014 рік.
Казахстан і Росія розроблятимуть структуру Курмангази при рівночастковому розподілі продукції. Тобто й тут Казахстан зможе в майбутньому одержувати щороку близько 15 млн. тонн нафти.
Звичайно, у Казахстані є ще багато родовищ як на суші, так і в казахстанських секторах Каспію та Аралу, хоча на порядок-два менш потужних, ніж розглянуті вище. Не дивно, що компанії понад 60 держав світу беруть участь в освоєнні запасів нафти і газу в цій країні. При цьому в центральних і східних областях Казахстану ключову роль відіграє Китай.
Для співробітництва з Казахстаном в України є чималі можливості, якщо побоювання стосовно можливості опинитися в Єдиному економічному просторі з Росією, Казахстаном і Білоруссю не змусять українських політиків відмовитися від погляду на Схід і проігнорувати національні інтереси.
Хоча Казахстан у не такій віддаленій перспективі й володітиме щороку ресурсами нафти в 40 млн. тонн тільки на розглянутих чотирьох родовищах, що розміщуються в найближчому до Україні регіоні, але й охочих скористатися цими ресурсами — хоч греблю гати.
Для України, яку від Атирау до входу в її нафтопровідну систему відділяє всього близько тисячі кілометрів, нині інтерес становить експортний нафтопровід Каспійського трубопровідного консорціуму, в якому Казахстан має частку 19%. У першій черзі КТК експортний ресурс Казахстану становить близько 6 млн. тонн на рік. При виведенні консорціуму на проектну продуктивність 67 млн. тонн цей ресурс зросте до 13 млн. Очевидно, саме на ці можливості Казахстану й варто орієнтуватися. Правда, якщо залишаться ще «крихти» від «нафтового пирога».
На Міжнародному енергетичному форумі, який відбувся в Києві, віце-міністр енергетики та мінеральних ресурсів Казахстану Ляззат Кіїнов заявив, що участь Казахстану в проекті ЄАНТК у вигляді, запропонованому МТП «Сарматія», практично неможлива. У матеріалах презентації, підготовлених до форуму компанією Granherne Ltd. за заявкою МТП «Сарматія», доставка нафти в обхід Росії з Казахстану по ЄАНТК на нафтопереробні заводи Європи має пройти маршрутом, з яким пов’язані чотири перевалки нафти з сухопутного на морський транспорт або назад. А це значно збільшить витрати на доставку нафти від казахстанських постачальників до європейських споживачів. Та й перевезення нафти через Каспійське море з казахстанського берега вестиметься малотоннажними нафтоналивними судами.
Доставляти нафту з розглянутих найбільших родовищ Казахстану маршрутом, запропонованим МТП «Сарматія», — це все одно, що добиратися з Києва в Бердичів не через Житомир, а через Ріо-де-Жанейро або, у ліпшому разі, через Одесу. Але ж є прості прямі шляхи. Правда, географічно прямі. А от політично? Чи виявляться вони прямими, хто знає?
Тому у виступі на форумі пана Кіїнова і пролунав заклик домовлятися з Росією про транспортування казахстанської нафти в Україну й через Україну найкоротшим трубопровідним маршрутом. Можливо, він посилався на запропонований мною 2001 року маршрут (журнал «Нафта і газ», жовтень, 2007 рік). Цей варіант передбачав поставки нафти з Казахстану маршрутом Тенгіз—Атирау—Кропоткін—Тихорецьк—Лисичанськ—Кременчук—Броди з підключенням до нього нафтопроводу Одеса—Броди через перемичку від Кременчука до однієї з проміжних станцій цього нафтопроводу. Цю перемичку назвали «нафтопровід Кременчук—Вінниця».
Цей маршрут із 2003 року ввійшов до перспективних варіантів поставок каспійської нафти в країни Європи компаній «Нафтогаз України» та «Укртранснафта».
Запропонований проект дав би змогу найбільш економічно вигідним шляхом вивести казахстанську нафту на заводи України, Угорщини, Словаччини й Чехії. Якби до реалізації проекту долучилася й Росія в особі російської АК «Транснефть», то можна не сумніватися, що проект було б швидко втілено в життя. А, можливо, до створення найкоротшого маршруту транспортування нафти з Казахстану через Україну до низки НПЗ Європи в рамках міжнародного консорціуму виявлять інтерес й інші країни?
Та повернемося до нафтопроводу Одеса—Броди. Отже, можливим варіантом реалізації аверсного режиму його роботи стало б рішення, за якого на НПС Броди в систему нафтопроводів «Дружба» закачували б не каспійську нафту в чистому вигляді, а Urals-сумісну нафту, яка теж має бути сумішшю різноманітних сортів нафти.
Досить докладно ці питання розкрито в патенті №33448, зареєстрованому в Державному реєстрі патентів України на винаходи 25 червня цього року. Патент видано на так звану корисну модель під назвою «Спосіб виробництва нафти».
Не вдаючись у технологічні аспекти патенту, розповім, де взяти нафтові компоненти для Urals-сумісної суміші, де і як готувати цю суміш перед закачуванням у систему нафтопроводів «Дружба».
Високоякісну легку малосірчисту, але дорогу нафту для приготування Urals-сумісної нафти можна одержувати передусім із МНТ на східному березі Чорного моря: з грузинських (Супса та ін.) — нафта з родовищ Азербайджану, з МНТ Південна Озерєєвка під Новоросійськом — нафта з родовищ Казахстану. Близьку за властивостями нафту російського походження можна ще одержувати і з МНТ Туапсе.
Можливості власне Азербайджану й Казахстану щодо поставок ними нафти нафтопроводом Одеса—Броди нині невеликі.
Проте чому б англійським компаніям BP і Shell не взяти участі у проекті ЄАНТК? Адже маршрут від Чорного до Балтійського моря, від МНТ «Південний» на північному березі Чорного моря України до МНТ Гданськ на південному березі Балтійського моря в Польщі з подальшою доставкою нафти танкерами порівняно коротким маршрутом від МНТ Гданськ до МНТ на британських берегах мав би зацікавити ці компанії. Здавалося б, це найкоротший маршрут для поставок в Англію нафти, що добувається BP на АЧГ (пам’ятаєте, 34%?). І якщо нині Великобританія ще, очевидно, забезпечує себе нафтою з родовищ Північного моря, то що буде завтра, коли цей ресурс дещо скоротиться? Будуть, напевно, цікавими для названих компаній і поставки на НПЗ на півночі Європи — Німеччини й Нідерландів.
А для італійської Agip, яка є оператором по ПКП — кашаганському проекту, хіба не становив би інтерес чисто трубо-
провідний маршрут транспортування нафти з Кашагану через КТК, Лисичанськ, Кременчук, Броди, систему нафтопроводів «Дружба» до Чехії з добудуванням трубопровідних ділянок до НПЗ на півночі Італії? Нехай навіть просто поставки нафти нафтопроводом Одеса—Броди на МНТ Східної й Центральної Європи?
Де пропонується взяти легку малосірчисту нафту, читачеві, сподіваюся, зрозуміло. Та де ж узяти «противагу» їй — важку високосірчисту нафту, щоб одержати потрібну за фракційним складом, середню за густиною та вмістом у ній сірки Urals-сумісну нафтову суміш?
Таку нафту пропонується брати насамперед у Саудівській Аравії, яка володіє приблизно 25% усіх світових запасів нафти. І з цих 25% значну частину — близько 6% становить важка високосірчиста нафта, яка, очевидно, близька до таких же сортів нафти з родовищ Татарстану й Башкортостану в Російській Федерації.
Партії такої нафти мали б поставлятися нафтопровідним транспортом, наприклад, тим же трансаравійским нафтопроводом, на МНТ на східному березі Середземного моря, а звідти танкерами — на МНТ «Південний». З іншого боку, можлива доставка танкерами з МНТ у Перській затоці, які пов’язані з родовищами Саудівської Аравії коротшими трубопровідними маршрутами.
Важливо, що ці танкерні перевезення не призведуть до додаткового навантаження на протоки Босфор і Дарданелли та не спричинять протестів із боку Туреччини.
Тим же, хто зробить закид на адресу проекту, що високоякісну нафту навмисно «псують», можна відповісти: але настільки ж «облагороджують» низькоякісну нафту.
Запропонований проект не тільки вирішує завдання закачування нафти, що доставляється нафтопроводом Одеса—Броди, у систему нафтопроводів «Дружба» для подальших її поставок на НПЗ України та країн Європи, а й удвічі збільшує ресурсну базу таких поставок. Так, якби нині власне Азербайджан, без іноземних компаній, погодився на поставку 4,5 млн. тонн нафти на рік — а це, як ми казали, йому під силу, — то вже це забезпечило б повне щорічне завантаження в 9 млн. тонн першої черги нафтопроводу Одеса—Броди.
Крім Саудівської Аравії, партнерами можуть стати й арабські країни на півночі Африки (наприклад, Алжир, Єгипет, Лівія). Можливими постачальниками можуть бути також Росія й Іран. У проекті щодо Росії розглядається і такий варіант, коли нафтопроводом Одеса—Броди на НПС Броди надходить високоякісна каспійська нафта, а по системі нафтопроводів «Дружба» — партії важкої високосірчистої нафти з Татарстану й Башкортостану.
У описі до зазначеного патенту розглянуто різноманітні варіанти приготування суміші. Та на сьогодні найбільш реальним видається варіант змішування нафти з родовищ Азербайджану й Казахстану з важкою високосірчистою нафтою з родовищ Саудівської Аравії.
Нині ВАТ «Укртранснафта» має чималі технічні можливості на МНТ «Південний» для прийому танкерів і приготування Urals-сумісної нафти (можливо, з використанням резервуарів на НПС Броди). Хоча збільшення загальної місткості резервуарного парку на МНТ у півтора-два-три рази було б дуже корисним для підвищення надійності поставок нафти при роботі нафтопроводу Одеса—Броди в аверсному режимі за запропонованим проектом.
Співвідношення між малосірчистим і високосірчистим сортами нафти в Urals-сумісній суміші може бути різним. Для кожного сорту легкої малосірчистої нафти, який береться від того чи іншого постачальника, слід підібрати «партнера» важкої високосірчистої нафти й визначити потрібне співвідношення між сортами, щоб їх суміш якнайкраще відповідала вимогам до російської нафти марки Urals. Очевидно, що приготування суміші з урахуванням усіх витрат на закупівлю компонентів, на доставку партій різних сортів нафти або готової суміші на МНТ «Південний», витрат на транспортування нафтопроводом Одеса—Броди буде доцільним у разі, якщо на НПС Броди її ціна не перевищуватиме ціни на російську марку Urals.
Усі можливі Urals-сумісні суміші мають бути сертифіковані відповідними установами в Україні. Підрозділ, який може це зробити, є в Інституті біоорганічної хімії та нафтохімії Національної академії наук України. Про свою готовність брати участь у проекті заявив і відомчий Інститут МАСМА (обидва розташовані в Києві).
Оперативний контроль за фізико-хімічними показниками одержуваних сумішей мають вести хімічні лабораторії як на МНТ «Південний», так і на НПС Броди, підпорядковані ВАТ «Укртранснафта».
Споживачем Urals-сумісних сумішей можуть стати передусім українські Дрогобицький і Надвірнянський НПЗ і заводи в Угорщині, Словаччині та Чехії, до яких ідуть нафтопроводи «Дружба» від НПС Броди.
Якщо домовитися з Росією, то Україна могла б узяти на себе обслуговування своїми Urals-сумісними сумішами поставок нафти, які здійснюють нині російські компанії на НПЗ перелічених країн. Це — приблизно 20 млн. тонн на рік. Тоді та нафта марки Urals, що мала б поставлятися в названі країни, пішла б на переробку на українські заводи — Лисичанський, Кременчуцький, Херсонський, Одеський. Нині обсяги могли б становити 9 млн. тонн нафти на рік відповідно до пропускної здатності першої черги нафтопроводу Одеса—Броди. Та вже добудова тільки однієї проміжної на ньому НПС Степова забезпечила б вихід на обсяги, гадаю, не менше 25 млн. тонн на рік, і таку добудову можна було б виконати в стислі терміни.
Далі. Якщо основні поставки у бік Угорщини, Словаччини й Чехії вестимуться з нафтопроводу Одеса—Броди, то поставки нафти ділянкою Мозир—Броди системи нафтопроводів «Дружба» значно знизяться. Тоді принаймні одну з ниток цієї ділянки можна було б перевести в реверсний режим і по цій нитці почати поставки на Мозирський НПЗ у Білорусі. А далі, використовуючи білоруську ділянку Мозир—Адамова Застава нафтопроводів «Дружба», поставляти нафту на НПЗ Польщі і Німеччини. Можливо, що в цьому разі будівництво нафтопроводу Броди—Адамова Застава маршруту Одеса—Броди—Плоцьк може й не знадобитися, про що було сказано на початку статті.
Можливо, що Росія й не погодиться на такий розвиток подій. Тоді Україна може вдатися до інших рішень. Найпростіший шлях — повернути «назад» частину системи ПДМН. Та цей варіант не влаштує Росію. До того ж і використання ділянок системи ПДМН буде неефективним.
Є «мирний шлях». Україна будує перемичку Кременчук—проміжна НПС нафтопроводу Одеса—Броди. Це той самий, названий мною нафтопровід Кременчук—Вінниця, про який йшлося вище. Тільки тепер цю перемичку мають будувати як нафтопровід двосторонньої дії (аверс і реверс).
При переведенні нафтопроводу Одеса—Броди в аверсний режим можливо, якщо не розіграються політичні амбіції, що нафту, яка надходить тепер нафтопроводом з Бродів на МНТ «Південний», Росія спрямує через систему ПДМН. За такого розвитку подій Україна буде в подвійному виграші: і нафтопровід Одеса—Броди запрацює в аверсному режимі, і система ПДМН поліпшить свої виробничо-економічні показники.
Росія теж має виграти. Адже трубопровідні шляхи, що ведуть від Самари до МНТ «Південний» через ПДМН, на 670 км, або на одну третину, коротші за маршрут Самара—Мозир—Броди—МНТ «Південний». Та й Казахстан був би, очевидно, зацікавлений у цьому маршруті, оскільки цим «окружним» шляхом іде чимало й казахстанської нафти.
Розглянутий варіант розв’язання проблеми аверсу нафтопроводу Одеса—Броди не виключає й пошуку шляхів, які забезпечували б поставки каспійської нафти на НПЗ України та Європи в «чистому» вигляді, без сумішей, наприклад, поставки партій каспійської нафти в потоку нафти марки Urals, заміна нафтопроводів «Дружба» і, можливо, інших шляхів трубами більшого діаметра. І таким пошуком слід займатися постійно, незалежно від безперервного передвиборного стану України.