Любая хозяйственная операция предприятия должна быть подтверждена документально. Поскольку (прием и выдача денег) тоже подпадают под эту категорию, законодательство предписывает документальное оформление кассовых операций.

Порядок оформления кассовых операций

Детально об этом написано в Указании ЦБ РФ № 3210-У от 11.03.2014 г. «О порядке ведения кассовых операций юридическими лицами и упрощенном порядке ведения кассовых операций индивидуальными предпринимателями и субъектами малого предпринимательства» В частности, там указано, что кассовые операции должны оформляться типовыми межведомственными формами первичной учетной документации для предприятий и организаций, которые утверждены Государственным комитетом статистки России и согласованы с Центральным банком России и Министерством финансов.

Необходимая документация и её заполнение

Государственный комитет статистики России утвердил следующие унифицированные формы первичной учетной документации (то есть документы, при помощи которых ведется документация кассовых операций на предприятии):

• книга учета принятых и выданных кассиром денежных средств;
• расчетно-платежная ведомость;

При этом индивидуальные предприниматели, которые ведут учет доходов или доходов и расходов либо физических показателей (согласно требованиям НК РФ), кассовые документы (приходные и расходные ордера) могут не оформлять.

Освобождены ИП и от ведения кассовой книги. Однако, если предприниматель с целью улучшения контроля над движением наличных денежных средств примет решение документировать кассовые операции, ему необходимо следовать нормам, установленным ЦБ РФ.

Рассмотрим подробнее, какими документами оформляются кассовые операции (все они входят в Общероссийский классификатор управленческой документации ОК 011-93).

Кассовая книга

Кассовая книга (номер согласно ОК 0310004) ведется для учета наличных денег, которые поступают в кассу. Такую книгу можно вести как в бумажном, так и в электронном виде.

В случае ведения книги на бумаге все ее листы должны быть пронумерованы до начала внесения записей, скрепляющую листы бумагу должны подписать главный бухгалтер и руководитель. Также книга должна быть заверена печатью индивидуального предпринимателя (при наличии у него таковой).

В случае ведения книги в электронной форме должны быть приняты меры для того, чтобы сведения невозможно было изменить или подделать.

Записи в такой книге заверяются электронными цифровыми подписями уполномоченных лиц, а решение о сроках распечатывания информации (ежедневно, раз в неделю или квартал и тому подобное) принимает руководитель. Организации и ИП имеют право вовсе не распечатывать цифровые кассовые документы, если учетная политика предприятия подразумевает ведение документооборота в электронном виде. В этом случае нужно позаботиться о том, чтобы ЭЦП были у всех материально ответственных сотрудников.

Нумерация страниц должна вестись и в электронном варианте кассовой книги, при этом она осуществляется автоматически и в хронологическом порядке. Распечатанные экземпляры листов кассовой книги необходимо собрать в отдельную папку – делать это можно по мере возможности или желания, но в течение одного календарного года книга должна быть собрана.

Записи в кассовой книге делает кассир на основании приходных и расходных ордеров – только на те средства, что поступили непосредственно в кассу. Наличные деньги, принятые платежным агентом или банковским субагентом, фиксируются в отдельных кассовых книгах, которые ведут непосредственно сами агенты.

В конце каждого рабочего дня кассир должен сверять данные кассовой книги с данными кассовых документов и фиксировать своей подписью сумму остатка наличных средств. После этого сверку данных производит главный бухгалтер или руководитель (в случае отсутствия бухгалтера) и тоже подписывает.
Если в какой-либо день или даже дни не было произведено ни одной кассовой операции, остаток каждый раз выводить не нужно: суммой остатка будет считаться последний выведенный в тот день, когда операции производились.

Контроль ведения кассовой книги осуществляет главный бухгалтер предприятия. В его отсутствие контроль осуществляет руководитель предприятия.

Отметим еще раз, что с 1 июня 2014 года предприниматель не обязан вести кассовую книгу, но может это делать для организации контроля и кассовой дисциплины.

Приходный ордер

Приходный кассовый ордер (ПКО) имеет, согласно Общему классификатору, номер 0310001 и документирует оформление кассовых операций (поступление в кассу наличных денег). Ордер может быть заполнен как вручную, так и на компьютере или печатной машинке, помарки и исправления при этом не допускаются.

Помимо регистрационного номера, ордер должен иметь следующие реквизиты:

• наименование предприятия, структурного подразделения (при необходимости) с указанием кодов по ОКПО;
• дату заполнения;
• номер корреспондирующего счета или субсчета (при ведении бухгалтерского учета).

Кассир обязан проверить сведения в приходном ордере (на правильность и полноту), а также прилагаемые документы.

Расходный ордер

Расходный кассовый ордер (РКО) имеет, согласно Общему классификатору, номер 0310002 и служит для оформления выдачи средств из кассы.
Реквизиты расходного ордера такие же, как и у приходного, кроме того, он должен быть заверен главным бухгалтером и подписан руководителем (или уполномоченным им лицом).

Выдавая средства, кассир должен проверить у получателя расписку (заполняется только собственноручно получателем, сумма рублей указывается прописью, копеек – цифрами) и документ, подтверждающий личность (внутри предприятия это может быть удостоверение). Реквизиты документа кассир должен записать.

Если выдача средств происходит по доверенности, в ордере после имени получателя указывают имя доверенного лица. Если при этом средства выдают по ведомости, перед распиской в получении денег кассир должен написать «По доверенности». Доверенность прилагается к ордеру или ведомости.

Книга учета денежных средств

Книга учета денежных средств ведется старшим кассиром для документирования кассовых операций между ним и остальными кассирами в течение рабочего дня (при небольших масштабах бизнеса в такой книге необходимости нет).

Код книги по ОК – 0310005.

В начале рабочего дня лицо, ответственное за ведение кассовых операций (кассир, старший кассир или другой сотрудник, уполномоченный приказом руководителя) выдает наличные необходимому кругу лиц под роспись в книге, в конце рабочего дня остаток средств сдается тоже под роспись.

В случае, если средства выданы для выплаты заработной платы, отчитаться за них нужно до окончания проставленного в платежной ведомости срока.

Остаток невыданных денег ежедневно опечатывается в конверт с указанием точной суммы и сдается ответственному лицу под расписку. Если по истечении срока, проставленного в платежной ведомости, остается какая-то сумма, она возвращается в центральную кассу, а в книге делается соответствующая запись.

Несмотря на то, что вся ответственность за ведение учета и контроль за ним возложена на главного бухгалтера, на практике материально ответственным глава бухгалтерии может и не являться. Сохранность наличных руководитель или ИП может поручить как себе лично, так и любому другому сотруднику, облеченному особым доверием.

Расчетно-платежная ведомость

Этот документ ведется для учета отработанного времени, начислений, удержаний и выплат работникам предприятия. Код по Общему классификатору – 0301009.

Ведомость составляется бухгалтерией в одном экземпляре на основании первичных документов по учету выработки, фактически отработанного времени и тому подобного. Если работники получают заработную плату на банковские карты, составляется только расчетная ведомость.

В ведомости указываются все необходимые к выдаче работнику суммы: заработная плата, социальные выплаты, надбавки и премии (а также вычеты и удержания). Общая сумма выплат указывается на титульном листе.

Напротив фамилий тех работников, которым зарплата по каким-либо причинам не выплачена в отведенный по ведомости срок, указывается «депонировано». В последней графе ведомости проставляют общую сумму выплат, на нее же составляют РКО, а номер и дату ордера фиксируют в ведомости. Отдельно фиксируют сумму депонированных средств.

Необходимо отметить, что при выдаче заработной платы и прочих выплат сотрудникам наличными денежными средствами, предприниматель обязан формировать расчетно-платежные (или платежные) ведомости.

Платежная ведомость

Ведется для учета выдачи заработной платы и других выплат работникам. Код согласно Общему классификатору – 0301011. Оформляется так же, как и расчетно-платежная (расчетная) ведомость.
Заработную плату работникам можно выплачивать и по расходному ордеру, но разумнее вести учет в ведомости.

Общее документирование кассовых операций ведется главным бухгалтером (или лицом, его заменяющим) или руководителем. Исправления в документах не допускаются.

Что нового принесет 2018

С 2017 года субъектам малого предпринимательства предоставлена возможность не устанавливать лимиты наличных денег в своих кассах: они могут, не нарушая закон, накапливать необходимые суммы.

В новом 2018 году все кассовые документы остаются прежними, как и форма их подачи: в бумажном виде; через электронные системы.

Основные изменения 2018 года связаны с тем, что повседневную жизнь предпринимателей все обширнее охватывает электронная документация:

• теперь законодательно определено, что операции с наличными, проводимые через ККТ в течение дня, можно фиксировать по окончании проведения кассовых операций (одним ПКО в конце дня);
• предусмотрена возможность электронного обмена документами и информацией с сотрудниками (квитанцию о получении денег по ПКО можно отправить на электронную почту, а об отмене приходной операции сообщить в системе учета);<
• закреплена норма о том, что кассовые операции могут проводиться любым уполномоченным лицом, если в штате отсутствует должность кассира.

С 1 июля 2018 года станет реальностью обязанность применения электронных ККТ для большинства предпринимателей. Выглядеть это будет примерно так:

• во время покупки формирование чека будет осуществляться в электронном виде;
• составленный таким образом кассовый документ будет автоматически в онлайн режиме отсылаться в налоговую;
• при отдельном требовании покупателя предприниматель должен будет отослать дубликат чека на электронную почту, указанную клиентом.

Установка дополнительного и недешевого оборудования потребует от ИП существенных затрат. Для некоторых категорий налогоплательщиков НК РФ предусмотрел право на получение налогового вычета размере до 18000 руб.

Перспектива применения ККТ грозит не всем предпринимателям. Для некоторых оставили возможность пользоваться БСО при проведении расчетов. Но теперь их формирование также будет производиться с помощью единого программного обеспечения.

Контроль кассовых операций: Видео

«Роснефть» и «Газпром» переносят геологоразведку и начало добычи на 31 месторождении нефти и газа на шельфе на срок от двух до 12 лет. В результате планы по добыче нефти в Арктике могут снизиться почти на 30%

Арктика, научно-исследовательская экспедиция (Фото: Валерий Мельников/РИА Новости)

Меньше нефти с шельфа

Роснедра согласовали «Роснефти» и «Газпрому» перенос сроков геологоразведки и начала добычи на 31 участке на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей, говорится в материалах ведомства (копия есть у РБК). По просьбе «Роснефти» скорректированы планы по геологоразведке на 19 участках, еще на 12 — для нужд «Газпрома» и его «дочки» «Газпром нефти». Речь идет о переносе сроков и объемов сейсморазведки в среднем на два—пять лет, сроков бурения скважин в среднем на три года по каждому случаю.

Самые значимые переносы ввода в разработку крупнейших месторождений — два участка Штокмановского месторождения «Газпрома» введут в строй не ранее 2025 года вместо планировавшегося ранее 2016 года. А Долгинское месторождение «Газпром нефти» с запасами в 200 млн т нефтяного эквивалента — с 2019 года на 2031 год. Наибольшее количество участков, где пересмотрены планы компаний, расположены в Печорском море (девять участков), восемь в Баренцевом море, семь в Охотском море, четыре в Карском море, два в Черном и один в Восточно-Сибирском. По остальным месторождениям сроки начала добычи и вовсе не указаны: их определят по итогам завершения геологоразведки.

Официальный представитель Минприроды подтвердил РБК, что Роснедра по просьбе компаний актуализировали лицензии на шельфе. «Изменения вносятся, когда это документально обосновано. Прежде всего речь идет об изменениях экономических и геологических условий проектов, в том числе незначительном изменении сроков бурения скважин», — сказал РБК руководитель пресс-службы Минприроды Николай Гудков. При этом компании перевыполняют обязательства по сейсморазведке на шельфе, утверждает он.

Представитель «Газпром нефти» сказал РБК, что перенос срока начала добычи на Долгинском месторождении обусловлен необходимостью его геологического доизучения, так как был обнаружен приток газа, а также экономическими причинами. Представители «Роснефти» и «Газпрома» не ответили на запросы РБК.

К 2035 году объем добычи нефти на шельфе Арктики составит 31-35 млн т, говорил замминистра энергетики Кирилл Молодцов на конференции «Арктика-2016» в феврале. Ранее в проекте Энергостратегии речь шла о достижении к этому сроку 35-36 млн т в Арктике, а в целом на шельфе — 50 млн т в год. К тому же к 2035 году на шельфе должно добываться не менее 10% всего газа ​в стране (общая добыча в стране составит 821-885 млрд куб. м), указано в документе. В 2015 году на российском шельфе компании добыли 18,8 млн т нефти, 16 млн т из них — на шельфе Охотского моря, преимущественно на проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2». А на шельфе Арктики было добыто всего 800 тыс. т на Приразломном месторождении (принадлежит «Газпром нефти»).

Из-за переноса сроков освоения месторождений на шельфе добыча в Арктике к 20 30 году составит лишь 13 млн т, что на 27,8% меньше запланир ованного объема (18 млн), подсчитал заведующий лабораторией «Шельф», замдиректора Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский. В итоге добыча нефти на российском шельфе Арктики в ближайшие 10-15 лет не сможет компенсировать падение добычи на действующих месторождениях на суше, сказал он РБК.

Шельф «Роснефти» и «Газпрома»

Согласно закону о недрах лицензии для работы на шельфе выдаются только госкомпаниям с соответствующим опытом, а именно «Газпрому» и «Роснефти». «Газпром», по данным корпоративного журнала, владеет 33 лицензиями на пользование недрами континентального шельфа России, еще четыре лицензии у его дочерней компании «Газпром нефть» как оператора. У «Роснефти», по данным компании, 55 лицензий на шельфе.

«Дальняя перспектива»

«К концу 2025 года на шельфе Баренцева моря «Газпром» должен выполнить 20 тыс. погонных километров сейсморазведки 2D и 9 тыс. кв. км — 3D, а также пробурить 12 поисково-разведочных скважин, — говорится в статье из корпоративного журнала «Газпром» (у РБК есть копия). — Специалисты «Газпрома» считают, что освоить такие объемы не только практически невозможно, но и нецелесообразно. Очевидно, что бурение на участках в Баренцевом море, исходя из существующей конъюнктуры, — достаточно дальняя перспектива». Дело в том, что с лета 2014 года цены на нефть Brent упали вчетверо (в январе 2016 достигнули минимума в $27 за баррель) и до конца не восстановились — сейчас нефть торгуется около $52 за баррель.

Однако в прошлом году «Газпром» полностью не свернул геологоразведку на шельфе, но сильно снизил ее темп, особенно в части бурения, следует из корпоративного журнала. По заказу «Газпрома» в 2015 году были проведены сейсморазведка только на 6,7 тыс. км, хотя за последние несколько лет было изучено 34 тыс. км в общей сложности. Прирост разведанных запасов углеводородов по итогам геологоразведки на суше и море, по данным «Газпрома», в 2015 году достиг 582 млн т условного топлива при плане 536 млн т.

«Роснефть» пока осваивает шельф более интенсивно, но бурит скважины только там, где она работает совместно с иностранными партнерами. Летом текущего года компания собирается пробурить две скважины на месторождении Магадан-1 в Охотском море совместно со Statoil. Но бурение в Карском море на Университетской-1 отложено на неопределенный срок, поскольку партнер госкомпании Exxon не может участвовать в проекте из-за санкций.

Раньше 2025 года более вероятно будет начать добычу нефти на тех шельфовых месторождениях «Роснефти», где компания работает с западными или азиатскими партнерами: на Туапсинском прогибе и Западно-Черноморской площади (Exxon и Eni), Магадан-1 (Statoil), Университетская (Exxon), Медынско-Варандейский участок в Баренцевом море (CNPC) и Северо-Венинское месторождение в Охотском море (Sinopec). От партнеров зависит участие в финансировании, доступ к технологиям. Часть из проектов заморожена из-за санкций, говорит собеседник РБК в «Роснефти».

Самая дорогая и трудоемкая часть работ на шельфе — это бурение скважин. Среднюю стоимость бурения одной скважины на арктическом шельфе декан геологического факультета РГУ нефти и газа им. Губкина Сергей Лобусев оценил в $200-500 млн. К примеру, стоимость бурения скважины Университетская-1 «Роснефти» в Карском море для открытия месторождения «Победа» превысила $700 млн. Но для того, чтобы пробурить хоть одну скважину, необходимо еще и законтрактовать буровую установку. А санкции США и ЕС запрещают предоставлять России технологии и сервис по бурению на глубину свыше 130 м.

По словам Алексея Белогорьева, заместителя директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов, в Энергостратегии до 2035 года и Генсхеме развития нефтяной отрасли РФ до 2035 года прежние планы по добыче нефти и газа на шельфе будут пересматриваться в сторону снижения. По мнению эксперта, ранее 2025 года ожидать начала добычи нефти и газа на новых шельфовых месторождениях нет смысла. «Это будет экономически нерентабельно при ценах на нефть ниже $90 за баррель. Кроме того, для бурения в Арктике нет соответствующих технологий, а к западным доступ затруднен из-за санкций», — считает он. По мнению эксперта, заместить выпадающие объемы добычи нефти на шельфе можно за счет более интенсивной геологоразведки на суше и повышения коэффициента нефтеотдачи.

«Сейчас из-за низких цен на нефть и газ освоение шельфовых месторождений замедлилось во всем мире. Компании замораживают работу на шельфе. Для нас эта конъюнктурная задержка играет на руку. Мы подотстали с развертыванием нашего судостроительного кластера на Дальнем Востоке», — цитирует ТАСС выступление вице-премьера Дмитрия Рогозина на заседании Арктической комиссии в начале июня.

Южная Атлантика.
Впадина Южной Атлантики продолжает к югу Северную Атлантику. В приэкваториальной зоне ширина океана 3000 км, на юге. (между Аргентиной и Намибией)-до 8000 км. Наибольшие глубины моря (6245 м) отмечены у южного борта аргентинской котловины. Формирование впадины Южной Атлантики началось позже впадины Северной Атлантики. Здесь можно выделить несколько нефте - газоносных бассейнов, из которых наибольший интерес представляют следующие: Гвинейский или Конго-Нигерийский (Африканский шельф), Амазонский и Реконкаво-Кампус (Южно-Американский шельф).

Гвинейский (Конго-Нигерийский) нефтегазоносный бассейн. В его составе выделяют несколько суббассейнов: Абиджанский, Того-Бенинский, Нижне-Нигерийский, Камерунский, Габонский, Конго-Кабинда (Нижне-Конголезскнй) и Кванза.

Абиджанский нефтегазоносный суббассейн располагается на шельфе Кот-д"Ивуар и Ганы. Здесь выявлено несколько нефтяных и газовых месторождений, наиболее крупные из которых Бельер и Эспуар. Запасы нефти, соответственно, равны 87 и 100-136 млн. т.

Того-Бенинский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Бенина, где открыто нефтяное месторождение Семе. Продуктивны туронские известняки, глубина залегания 2 и 2,2-2,4 км. Ниже нефтяных горизонтов вскрыты залежи газа и конденсата.

Нижне-Нигерийский нефтегазоносный суббассейн расположен в Дельте р. Нигер.

В Нижне-Нигерийском суббассейне открыто свыше 230 месторождений углеводородов, в том числе 70 на шельфе. Начальные извлекаемые запасы суббассейна оцениваются в 3,4 млрд. т нефти и 1,4 трлн. м3 газа, в том числе на шельфе 650 млн. т нефти и более 130 млрд. м3 газа. Большинство месторождений (70 % запасов) находятся на морском продолжении рифта Бенуэ, вдоль которого течет р. Нигер. Здесь открыты наиболее крупные месторождения нефти: Мерен, Окан, Дельта, Дельта Юг, Форкадос-Эстуар.

Камерунский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Камеруна, здесь открыто 16 нефтяных и 10 газовых месторождений. Наиболее значительны месторождения Коле и Южная Сайга Габонский нефтегазоносный суббассейн связан в основном с дельтой р. Огове. Здесь открыто 48 нефтяных и 2 газовых месторождения, из которых 32 месторождения расположены на шельфе. Наиболее крупное месторождение Гронден имеет запасы 70 млн. т нефти. Всего на шельфе Габона разведанные запасы составляют 150 млн. т нефти и 40 млрд. м3 попутного газа.

Нефтегазоносные суббассейн Конго-Кабинда (Нижне-Конголезский) расположен на шельфах юга Габона, Конго, Анголы и Заира. Выявлено 39 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами 310 млн. т нефти и 70 млрд. м3 газа. Месторождения мелкие и средине. Наиболее крупное нефтяное месторождение Эмерод открыто в 1960 г. на шельфе Конго, близ границы с Анголой. В этой же зоне располагается группа месторождений Малонго с запасами нефти 152 млн. т.

Общие начальные потенциальные извлекаемые запасы на атлантическом шельфе Африки оцениваются в 5,1 млрд.т углеводородов.

Амазонский нефтегазоносный бассейн охватывает шельф в основном северо-восточного побережья Бразилии, а также шельфы Гвианы и Суринама. Промышленная нефтегазоносность установлена на шельфе Бразилии, где выделяют следующие основные нефтегазоносные суббассейны: дельты р. Амазонки, Маражо-Баррейриньяс и Сеара-Потигур.

Нефтегазоносный суббассейн дельты р. Амазонки (Фос-ду-Амазонас) расположен на периклинальном опускании Гвианского щита. На шельфе первое газовое месторождение Пирапема обнаружено в 1976 г. в 250 км от берега при глубине моря 130 м.

Нефтегазоносный суббассейн Маражо-Баррейриньяс практически не разведан.

Нефтегазоносный суббассейн Сеара-Потигур содержит несколько мелких нефтяных и газовых месторождений. Залежи связаны с меловыми породами, залегают на глубине 1700-2500 м. Наиболее значительны следующие месторождения: Ксареу, Курима, Убарана и Агулья.

Нефтегазоносный бассейн Реконкаво-Кампус расположен на восточном шельфе Бразилии, в его пределах выделяют следующие суббассейны: Реконкаво (Байа), Сержипи-Алагос, Эспириту-Санту и Кампус.

Нефтегазоносный суббассейн Реконкано расположен в основном
на суше (его морское продолжение называется Байа). Здесь выявлено свыше 60 месторождении углеводородов. Наиболее крупные ВА-37 и ВА-38. выявленные в 12 км от берега; Нефтегазоносный суббассейн Сержипи-Алагос протягивается вдоль побережья на расстояние 350 км при ширине шельфа до 30 км. В нем открыто около 30 нефтяных месторождений, из них 9 - на шельфе. Наиболее значительны месторождения Гуарисема и Кайоба, общие запасы которых оцениваются в 31 млн. т нефти и 10 млрд. м3 газа.
На нефтегазоносном суббассейн Эспириту-Санту выявлены мелкие месторождения нефти. Наиболее крупное - Касау, Нефтегазоносный суббассейн Кампус связан с рифтом шириной от 10 до 70 км. Открыто 14 нефтяных и 1 газовое месторождение. Первое месторождение Гароупа открыто в 1974 г. в 80 км от Рио-де-Жанейро. Запасы его 82 млн. т нефти. Позже здесь были выявлены месторождения Паргу, Намораду, Эншова, Багре, Черне, Мерлуза и др. Наиболее крупное месторождение Намораду имеет запасы нефти 55 млн. т. Общие разведанные запасы нефти этого суббассейна оцениваются в 100 млн. т нефти и 14 млрд. м3 газа. Размеры месторождений возрастают по мере движения в глубь бассейна, на большие глубины акваторий.

Суббассейн Кампус - основной морской нефтегазодобывающий район Бразилии. Потенциальная нефтедобыча составляет около 18 млн. т в год. Общая стоимость освоения этого района оценивается в 3 млрд. дол. Себестоимость 1 т нефти - 44,5 дол.

Всего на Атлантическом шельфе Южной Америки открыто более 60 месторождений нефти и газа с начальными извлекаемыми запасами более 250 млн. т нефти и около 200 млрд. м3 газа.

Западная часть Индийского океана.
Включает в себя подводную континентальную окраину Восточной Африки, Красное море, шельфовые зоны Аравийского полуострова (в том числе и Персидский залив), а также западный шельф Индийского субконтинента. Ложе западной части Индийского океана состоит из глубоководных котловин: Агульяс (6230 м), Мозамбикской (6290 м), Мадагаскарской (5720 м), Маскаренской (5350 м), Сомалийской (5340 м) и Аравийской (5030 м.). В западной части океана находится также Аравийско-Индийский срединно-океанический хребет. Промышленная нефтегазоносность установлена в пределах подводной континентальной окраины и в межконтинентальных акваториях. Наиболее, крупные нефтегазоносные бассейны следующие: Красное море, Персидский залив и западный (Бомбейский) шельф Индии.

Нефтегазоносный бассейн Красного моря охватывает узкую рифтогенную впадину шириной 200-300 км и протяженностью 2 тыс. км. Рифт разделяет Африканскую и Аравийскую плиты. В осевой зоне моря его глубина достигает 2635 м.
На севере впадина Красного моря разветвляется, образуя два залива -Суэцкий и Акабский, каждый из которых имеет рифтогенное строение. Основные ресурсы углеводородов Красного моря приурочены к Суэцкому нефтегазоносному суббассейну. Его протяженность 300 км при ширине 60 -80 км, площадь 20 тыс. км2. В суббассейне открыто 44 нефтяных месторождения, из них 29 морских и 3 прибрежно-морских.
К крупным месторождениям этого региона относятся: Эль-Морган (запасы 115 млн. т нефти), Рамадан (100 млн. т нефти); Белаим-Море (78 млн. т нефти); Джулай (82 млн. т нефти); Октобер. Эти пять месторождений дают до 95%добычи нефти в Суэцком канале.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива охватывает залив и прилегающую часть суши. В его пределах находятся территориальные воды Саудовской Аравии, Кувейта, Ирака Ирана и Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ). Общая площадь залива - 239 тыс. км2, площадь бассейна с его сухопутной частью- 720 тыс. км2. Здесь выявлено около 70 нефтяных и 6 газовых месторождений, которые группируются вдоль разломов северо-западного и северо-восточного простирания.

Персидский залив характеризуется высокой концентрацией запасов нефти в сравнительно небольшом числе гигантских месторождений. Более половины нефтяных ресурсов этого региона сосредоточено всего в 13 месторождениях. Непосредственно в заливе расположены следующие гигантские месторождения нефти: Сафания-Хафджи, Манифа, Ферейдун-Марджан, Абу-Сафа, Умм-Шейф, Берри, Зулуф, Зукум, Лулу-Эсфаидияр, Эль-Букуш и др.

Сафания (Сафания-Хафджи) - крупнейшее в мире морское месторождение, принадлежит Саудовской Аравии. Открыто в 1951 г., введено в эксплуатацию в 1957 г. Начальные извлекаемые запасы- 2,6-3,8 млрд. т. Месторождение было открыто на суше, куда заходит его небольшая западная периклиналь. В геологическом отношении - это крупная антиклинальная складка размером 65*18 км.

Южнее месторождения Сафания находится второй нефтяной гигант Персидского залива - месторождение Манифа с извлекаемыми запасами 1,5 млрд. т. Антиклинальная складка, к которой приурочены залежи, находится в 13 км от берега. Размеры ее 23X15 км, глубина залегания продуктивных горизонтов 2-2,5 км. Месторождение открыто в 1957 г.

В непосредственной близости от Сафании-Хафджи открыто еще два нефтяных гиганта - месторождения Зулуф и Лулу-Эсфандияр, запасы которых оценивают соответственно в 0,78 и 4 млрд. т нефти.

В 50 км от западного берега Персидского залива находится еще одно крупное нефтяное месторождение - Абу-Сафа (568 млн. т нефти). Нефть содержится в трещинах и в кавернах известняков позднеюрского возраста (свита Араб). Скважины отличаются высокими дебитами. Своеобразный рекорд был установлен в 1966 г., когда из четырех эксплуатируемых скважин на месторождении за год было получено 2 млн. т нефти.
Месторождение Умм-Шейф (707 млн. т нефти) открыто в 1958 г. в 35 км к востоку от о. Дас при глубине моря 15 м. В 86 км на юго-восток от месторождения Умм-Шейф в 1963 т. обнаружено крупное нефтяное месторождение Закум (744 млн. т нефти). Оба месторождения принадлежат эмирату Абу-Даби (ОАЭ), которое более половины нефти добывает со дна моря.

Бомбейский (Индский, Западно-Индийский) нефтегазоносный бассейн сформировался на западном шельфе Индийского субконтинента на продолжении Камбейского рифта. Наиболее крупное нефтяное месторождение этого бассейна - Бомбей-Хан, выявленное в 1974 г. в 160 км от Бомбея. Запасы месторождения до 250 млн. т нефти. Нефть легкая, дебиты скважин 200-500 т/сут. Эксплуатация месторождения начата в 1976 г., потенциальная добыча - до 10 млн. т в год.

К северу от Бомбейского свода открыты нефтяное месторождение Дну и газовое Дом, а к востоку и югу - еще шесть месторождений нефти и газа: Тарапур, Северный и Южный Бассейны, Алибаг, Ратнагри, В-57. Из них наиболее крупное - Северный Бассейн с запасами 2 млн т нефти. Общие разведанные извлекаемые запасы нефти Бомбейского бассейна 400 млн. т.

Месторождения углеводородов приурочены к максимально прогретым зонам бассейна. Изолинии наиболее высоких градиентов температур совпадают в плане с изолиниями наиболее зрелого органического вещества и месторождениями нефти и газа, что свидетельствует об определяющем влиянии температурного фактора на образование углеводородов и их залежей.

Восточная часть Индийского океана.

Восточный сегмент Индийского океана включает в себя Бенгальский залив вместе с шельфами Индии, Бангладеш и Бирмы, глубоководные котловины (Центрально-Индийская, Кокосовая, Южно-Австралийская, Крозе, Африкано-Антарктическая, Австрало-Антарктическая и Западно-Австралийская), Яванский глубоководный желоб, подводную окраину Северо-Западной Австралии (Тиморское море). Наиболее значительны Бенгальский и Западно-Австралийский нефтегазоносные бассейны.
Бенгальский нефтегазоносный бассейн охватывает Бенгальский залив и северную часть Центрально-Индийской котловины. Размеры его 3000x1000 км, площадь -2,75 млн. км2. Нефтегазовые ресурсы бассейна изучены слабо.

Западно-Австралийский нефтегазоносный бассейн охватывает подводную континентальную окраину Западной Австралии. Ширина шельфа до 300 км, площадь его - 0,5 млн. км2 Площадь континентального склона 0,3 млн. км2. Вдоль западного и северо-западного побережья Австралии протягивается серия рифтогенных прогибов: Перт, Карнарвон, Дампир, Броуз, Бонапарт-Галф. С этими прогибами связаны одноименные нефтегазоносные суббассейны.

Пертский нефтегазоносный суббассейн имеет на шельфе только одно газовое месторождение Гейдж-Роудз, открытое в 1970 г.

Основные запасы углеводородов на западном шельфе Австралии сосредоточены в нефтегазоносном суббассейне Дампир площадью 150 тыс. км2. Наиболее крупные месторождения: Гудвин (140 млрд. м3 газа и 50 млн. т конденсата), Норд-Рэнкин (150 млрд. м3 газа и 22 млн. т конденсата), Энджел (68 млрд. м3 газа и 24 млн. т конденсата).

В Тиморском море (шельф Сахул) расположены два суббассейна - Броуз и Бонапарт-Галф. Площадь первого - 130 тыс. км2. Здесь открыто одно нефтяное месторождение (Пуффин) и два газовых, в том числе Скот-Рифф с запасами 180 млрд. м3 газа. Площадь нефтегазоносного суббассейна Бонапарт-Галф 60 тыс. км2. В его пределах открыто четыре газовых месторождения (Петрел, Терн и др.) и нефтяное месторождение Джабиру.

Западная часть Тихого океана.

Тихий океан занимает площадь 180 млн. км2. Он со всех сторон окружен альпийскими складчатыми сооружениями Круготихоокеанского подвижного пояса. Это создает принципиально иную тектоническую его обстановку. Если подводные окраины Северного Ледовитого, Атлантического и Индийского океанов относятся в основном к пассивным типам окраин, то тихоокеанские к активным, Вдоль них происходит столкновение литосферных плит и погружение океанской литосферы под континент или островные дуги, словно подводные окраины Тихого океана можно разделить на западные и восточные. К первым относят Австралазийскую переходную зону, протянувшуюся от Камчатки до Новой Зеландии. В ее пределах существуют обширные впадины окраинных морей, которые и образуют нефтегазоносные бассейны. Наиболее крупные в нефтегазоносном отношении бассейны находятся в морях Юго-Восточной Азии (Зондский шельф) - Явано-Суматринскнй, Южно-Китайский, Восточно-Калималтайский. С юга к ним примыкает северный шельф Австралии, где наиболее значителен нефтегазоносный бассейн Папуа. В юго-западной части Тихого океана имеются Новозеландский нефтегазоносный бассейн и бассейн Гипсленд.

Явано-Суматринский нефтегазоносный бассейн охватывает острова Суматру, Яву и прилегающие акватории Малаккского пролива, морей Яванского, Балл и Банда. Бассейн распадается на два суббассенна: Суматринский и Яванский. Известны крупнейшие нефтяные месторождения Минас (запасы 700 млн. т нефти) и Дури (запасы 270 млн. т нефти). Морские месторождения сконцентрированы в Яванском нефтегазоносном суббассейне. В нем открыто 67 морских месторождений из них 40 нефтяных. Наиболее крупное нефтегазовое месторождение Арджупа имеет запасы более 50 млн. т нефти. Остальные месторождения (Синта, Рама, Селатан и др.) имеют запасы нефти 20-25 млн. т.

Южно-Китайский нефтегазоносный бассейн расположен в пределах одноименного моря, включая и Сиамский залив. В его пределах можно выделить Сиамский, Саравакский, Тайваньский и Меконгский нефтегазоносные суббассейны.

Площадь Сиамского суббассейна 410 тыс. км2. В его пределах открыто около 60 месторождений углеводородов, в том числе 37 в Сиамском заливе. Наиболее крупное месторождение Эраван с доказанными извлекаемыми запасами газа 57 млрд. м3

Всего в Южно-Китайском нефтегазоносном бассейне выявлено 125 нефтяных и газовых месторождений с начальными разведанными запасами около 900 млн. т нефти и более 900 млрд. м3 газа.

Восточно-Калимантанский нефтегазоносный бассейн захватывает моря Сулавеси и Макасарский пролив. Площадь бассейна 635 тыс. км2, в том числе 95 тыс. км2 - суша, 131 тыс. км2-шельф и 409 тыс. м2-глубоководье.
Всего в морях Юго-Восточной Азии открыто 231 нефтяное и газовое месторождение с начальными доказанными запасами нефти более 1,2 млрд. т и газа около 1,1 трлн. м3. Неоткрытые извлекаемые ресурсы этого региона о цениваются в 1,2-2,7 млрд. т нефти и 1,7-4,2 трлн. м3 газа.

Нефтегазоносный бассейн Папуа располагается в пределах Кораллового и Арафурского морей. Его площадь 532 тыс. км2, в том числе суша--166 тыс. км2, шельф -- 79 тыс. км2, глубоководье - 287 тыс. км2.
На шельфе Папуа - Новой Гвинеи (залив Папуа) открыто три газовых месторождения (Ураму, Паски и Ямаро).

Новозеландский нефтегазоносный бассейн охватывает акватории, прилегающие к Новой Зеландии. Площадь суббассейпа 230 тыс. км2, в том числе 33 тыс. км2 - суша, 57 тыс. км2 - шельф и 140 тыс. км2 - глубоководье. На шельфе открыто несколько месторождений, в том числе одно крупное газоконденсатное месторождение Мауи - запасы газа 148 млрд. м3 газа и конденсата - 24 млн. т.

Восточная часть Тихого океана.
Охватывает восточную активную подводную окраину Северной и Южной Америки. Вдоль восточной части Тихоокеанского побережья целесообразно выделить следующие основные нефтегазоносные бассейны: Южно-Аляскинский, Южно-Калифорнийский, Гуаякиль-Прогрессо.

Южно-Аляскинский нефтегазоносный бассейн протягивается вдоль побережья Южной Америки до широты г. Сан-Фрнциско. Наиболее крупное нефтяное месторождение Макартур-Ривер (извлекаемые запасы 72 млн. т), газовое - Кенай. (152 млрд. м3). Начальные извлекаемые запасы нефти суббассейна оцениваются в 145 млн. т, газа - в 230 млрд. м3.

Перспективным считается Аляскинский залив, но пока пробуренные скважины не дали результатов. Общие потенциальные неоткрытые запасы Южно-Аляскинского бассейна составляют около 1 млрд. т нефти и 0,54 трлн. м3 газа.

Южно-Калифорнийский нефтегазоносный бассейн располагается в осевой зоне рифтовой долины Восточно-Тихоокеанского срединно-океанического хребта. Непосредственно на продолжении рифтовой зоны хребта находится нефтегазоносный бассейн Грейт-Валли. Несколько западнее располагаются грабенообразные впадины Лос-Анджелес, Вентура-Санта-Барбара и Санта-Мария, содержащие промышленные скопления углеводородов. Их начальные доказанные запасы составляли более 1,5 млрд. т нефти. Большинство месторождений прибрежные, 17 из них находятся непосредственно в проливе Санта-Барбара, отделяющего от континента о-ва Санта-Роза, Санта-Крус, Сан-Мигель и др. Начальные извлекаемые запасы морских месторождений оценивались в 600 млн. т нефти. Наиболее значительные морские месторождения этого района - Элвуд, Дос-Куадрос, Ринкон.

В прикалифорнийской части залива развивается добыча нефти у м. Аргуэлло, где разведанные запасы составляют 50 млн. т. Залежи приурочены к формации Монторей.
В целом, неоткрытые запасы тихоокеанского шельфа США оцениваются в 140--900 млн. т нефти и 30 - 220 млрд. м3 газа.

Нефтегазоносный бассейн Гуаякиль-Прогрессо находится па шельфе Эквадора и Перу. Здесь открыто 60 мелких и средних нефтяных месторождении, среди которых одно крупное - Ла Бреа - Паринас (140 млн. т) на побережье Перу, а также газовое месторождение Амистад (163 млрд. м3) на шельфе Эквадора. В южной части залива Гуаякиль выявлено 17 морских месторождений нефти, из них наиболее значительные Гумбольдт, Литораль, Провидения. Годовая добыча нефти па морских месторождениях этого региона составляет порядка 15 млн. т.

Добыча на шельфе

Добыча нефти на шельфе

Мы находимся на буровой платформе - сложном техническом сооружении, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка - четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.

В зависимости от глубины применяют различные технологии. На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют . Именно так издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами. Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок - дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1». Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.

Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе - более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.

В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ - установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.

Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.

Интересные факты

• Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.
• Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем - нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.
• В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде - «И целого мира мало».
• Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования.
• Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации - например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, - используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес - 150 тонн.
• Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия. После объявления эмбарго странами возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах.
• Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. - М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

Смотреть что такое "Добыча на шельфе" в других словарях:

Добыча нефти - (Extraction of oil) Понятие нефтедобыча, методы и технологии добычи нефти Добыча нефти, описание методов и технологий добычи нефти Содержание Термин «» в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И … Энциклопедия инвестора

Production, recovery, output Процесс извлечения нефти, газа и газового конденсата (как по отдельности, так и совместно) на поверхность земли для последующей транспортировки и переработки. * * * Экология добычи нефти Нефтедобывающая и… …

Подводная добыча - полезных ископаемых, разработка месторождений полезных, ископаемых под водами Мирового океана. Разработка поверхностных месторождений шельфа и ложа океана производится открытым способом через водную толщу. На поверхности шельфа… … Большая советская энциклопедия

Нефтегазовая микроэнциклопедия

Нефти Знакомый силуэт станка качалки стал своеобразным символом нефтедобывающей отрасли. Но до того, как наступает его черед, геологи и нефтяники проходят долгий и трудный путь. А начинается он с разведки месторождений. В природе нефть… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Нефти Знакомый силуэт станка качалки стал своеобразным символом нефтедобывающей отрасли. Но до того, как наступает его черед, геологи и нефтяники проходят долгий и трудный путь. А начинается он с разведки месторождений. В природе нефть… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

МЕСТОРОЖДЕНИЯ МОРСКИЕ - природные скопления полезных ископаемых (жидких, газообразных и твердых) в недрах и на поверхности дна океана. Наибольшее значение придается освоению М.М. нефти и газа. В 1984 г. из М.М. добывалось ежесуточно около 2 млн. т нефти (более 27%… … Морской энциклопедический справочник

Индия - (на яз. хинди Бхарат), Республика Индия, гос во в Юж. Азии в басс. Индийского ок. Входит в состав Содружества (брит.). Пл. 3,3 млн. км2. Нас. 722 млн. чел. (дек. 1983, оценка). Столица Дели. Состоит из 22 штатов и 9 союзных терр. Офиц.… … Геологическая энциклопедия

Природный газ - (Natural gas) Природный газ это один из самых распространенных энергоносителей Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа Содержание >>>>>>>>>>>>>>> … Энциклопедия инвестора Купить за 1342 руб электронная книга

Владимир Хомутко

Время на чтение: 6 минут

А А

Особенности морской добычи нефти и газа

Морская и газа, так же как извлечение других трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья (к примеру, разработка ), по прогнозам многих специалистов с течением времени станет преобладать, а затем и вовсе вытеснит добычу этих энергоресурсов на месторождениях традиционного вида, поскольку такие залежи уже сейчас серьезно истощены, а в не таком уж и далеком будущем будут совсем исчерпаны.

Нефть в море добывается главным образом с использованием весьма дорогостоящих и трудозатратных технологий, применяя при этом очень сложные технические сооружения, которые называются нефтяными платформами. О том, как добывают «черное золото» с морского и океанского дна, и пойдет речь в этой статье.

Постепенное истощение запасов углеводородов на традиционных месторождениях, расположенных на суше, с одной стороны, и наличие на морских и океанских шельфах огромных запасов этих энергоресурсов, с другой, привели к тому, что ведущие нефтедобывающие компании усилили работу по освоению морских промыслов. Первым и главным толчком к развитию этого сегмента нефтедобычи послужило введенное странами ОПЕК в период арабо-израильского конфликта нефтяное эмбарго, в 70-е годы прошлого столетия.

Подавляющее большинство специалистов сходятся во мнении, что предполагаемые запасы углеводородного сырья, расположенные в осадочных породах морского и океанского дна, составляют 70 процентов от всех имеющихся на планете запасов этих полезных ископаемых, что в количественном выражении составляется несколько сотен миллиардов тонн. Из всего этого количества около 60-ти процентов залежей расположены на шельфовых участках.

На данный момент из четырёхсот разведанных мировых нефтегазоносных бассейнов 50 процентов расположены не только на суше, но также захватывают шельфы близлежащих морей и океанов. В настоящее время активные разработки в мировом океане обхватывают примерно 350-т морских нефтяных месторождений, разбросанных по всему земному шару. Все эти месторождения относятся к шельфовым, а большая часть добычи ведется на глубинах, не превышающих 200 метров.

Современное развитие добывающих технологий делает разработку морских нефтяных и газовых залежей весьма затратным и технически сложным делом. Кроме того, такая добыча сопряжена с высокими рисками, связанными с внешними неблагоприятными факторами.

Эффективной и спокойной работе морских нефтяных платформ часто мешают высокая сейсмичность, наличие в северных широтах айсбергов и дрейфующих ледовых полей, сильные подводные течения, большие глубины, а также разного рода природные катаклизмы – смерчи, ураганы, подводные землетрясения и цунами.

Помимо перечисленных неблагоприятных факторов, бурному росту объемов морской нефтедобычи препятствует большая капиталоемкость обустройства таких промыслов (дороговизна оборудования, сложность и высокая стоимость платформ и так далее). Кроме того, суммы эксплуатационных расходов постоянно растут по мере увеличения глубины добычи, при которой повышается твёрдость и толщина пробуриваемых пород.

Также на эти затраты влияет удалённость промысла от берега и сложные донные рельефы на участках от берега до места добычи, по которым прокладываются трубопроводы. Много денег вкладывается в обеспечение безопасности работы платформы и предотвращение утечек в воды океана добываемого сырья.

• стоимость только самой буровой платформы, рассчитанной для эксплуатации на глубине до 45-ти метров, начинается от двух миллионов долларов США;
• оборудование, которое может работать на глубинах до 320-ти метров, обойдется добывающей компании уже в 30 миллионов долларов;
• средняя стоимость обустройства эксплуатационного основания для глубоководной нефтедобычи в акватории Мексиканского залива составляет 113 миллионов долларов США.

Далее идут эксплуатационные расходы. Так, эксплуатация нефтяной передвижной платформы на глубине пятнадцати метров стоит шестнадцать тысяч долларов США в сутки. При повышении глубины до сорока метров эта сумма вырастает до 21-ой тысячи. Если используется платформа самоходного типа, то её эксплуатация на глубине от 30-ти до 180-ти метров обходится в 1,5 – 7 миллионов долларов (в зависимости от глубины).

Такие высокие первоначальные и эксплуатационные расходы на разработку морских месторождений оправданы только в тех случаях, когда запасы таких месторождений отличаются большими, а лучше громадными объемами.

Также необходимо учитывать тот факт, что затратность нефтедобычи напрямую зависит от географического расположения таких месторождений.

К примеру, средняя стоимость работ, связанных с разведкой месторождения в акватории Персидского залива, составляет около 4-х миллионов долларов, на шельфе Индонезии эта сумма составляет 5 миллионов, а в акватории Северного моря эти затраты возрастают до 11-ти миллионов долларов США.

Кроме того, лицензии на разработку морских месторождений тоже стоят совсем недешево – почти в два раза дороже, чем лицензия на разработку сухопутного промысла.

Нефтяные платформы. Разновидности и особенности устройства

Основная добыча нефти из месторождений, расположенных в Мировом океане, производится при помощи специальных технологических сооружений, называемых нефтяными платформами.

Это сложные и дорогостоящие инженерные комплексы, которые позволяют проводить как само бурение, так и непосредственную добычу углеводородов из горных пород морского дна.

Первой нефтяной платформой, которая была использована в прибрежных морских водах, была платформа, запущенная в 1938-ом году вблизи побережья штата Луизиана (Соединенные Штаты Америки).

Первая в мире именно морская добывающая платформа называлась «Нефтяные Камни». Её ввели в эксплуатацию в 1949-ом году на азербайджанском шельфе Каспийского моря.

Нефтедобывающие морские платформы бывают следующих типов:

• стационарного;
• свободно закреплённого;
• полупогружного (подтипы разведочный, буровой и добывающий);
• самоподъёмного бурового;
• тип с растянутыми опорами;
• тип плавучие нефтехранилища.

Стоит сказать, что различные типы таких платформ могут как относиться к какому-либо конкретному виду, так и быть комбинированными.

Выбор конкретного типа морской платформы производится с учетом конкретных задач, выполнение которых она должна обеспечивать, а также с учетом особенностей конкретного месторождения. Поэтому говорить о существовании каких-либо типовых платформ, производство которых можно было бы поставить на поток, не приходится.

Конструкция самой нефтяной платформы представляет собой четыре основных элемента:

Корпус представляет собой треугольный или четырёхугольный понтон, который опирается на шесть колонн. На плаву вся конструкция держится за счёт того, что сам понтон наполнен воздухом.

Палуба предназначена для размещения бурильных труб, подъёмных кранов и механизмов, а также вертолётной площадки.

Буровая вышка, как понятно из названия, предназначена для опускания бурового инструмента на морское дно и его обратный подъем в случае возникновения такой необходимости.

Якорная система удерживает весь технологический комплекс на месте. Она состоит из девяти лебёдок, расположенных на бортах платформы, системы стальных тросов и крепящихся к ним якорей. Вес одного якоря может достигать 13-ти тонн.

Типы нефтедобывающих морских платформ

Стабилизацию современных нефтяные платформ в заданном месте в настоящее время обеспечивают не только сваи и якоря, но и применение передовых технологий позиционирования. Платформа может оставаться заякоренной в одной и той же точке в течение нескольких лет, и все это время она должна выдерживать переменчивые морские погодные условия.

Работу бура, выполняющего разрушение донных пород, контролируют специальные подводные роботы. Бур собирается из отдельных стальных трубных секций, длина каждой из которых – 28-мь метров. Современные буры обладают широким спектром своих возможностей. Например, бур, используемый на платформе EVA-4000, может состоять из трёхсот трубных секций, что позволяет проводить бурение на глубину до 9,5 километров.

Строительство буровой платформы заключается в доставке на место предполагаемой добычи и последующего затопления основания плавучей конструкции. На этот своеобразном «фундаменте» затем надстраивают остальные необходимые компоненты.

Изначально такие платформы изготавливались при помощи сварки решетчатых башен, имеющих форму усеченной пирамиды, из металлических труб и профилей, которые затем намертво прибивали сваями к морскому или океанскому дну. На таких конструкциях впоследствии устанавливалось необходимое буровое или эксплуатационное оборудование.

Когда появилась необходимость разработки месторождений, расположенных в северных широтах, потребовались ледостойкие платформы. Это привело к тому, что инженерами были разработаны проекты сооружения кессонных оснований, фактически представляющих собой искусственные острова. Сам такой кессон заполняют балластом, в качестве которого, как правило, выступает песок. Ко дну моря такое основание прижимается под действием своего собственного веса, на который действуют силы гравитации.

Однако, со временем размеры морских плавучих сооружений стали увеличиваться, что вызывало необходимость пересмотреть особенности их конструкций. В связи с этим, разработчиками американской компании Kerr-McGee был создан проект плавучего объекта, имеющего форму навигационной вехи. Сама конструкция является цилиндром, нижняя часть которого заполнена балластом.

Днище этого цилиндра ко дню крепится с помощью специальных донных анкеров. Такое техническое решение дало возможность строительства достаточно надёжных платформ воистину гигантских размеров, которые используются для добычи нефтяного и газового сырья на сверхбольшой глубине.

Справедливости ради стоит сказать, что каких-либо принципиальных отличий между процессом извлечения углеводородного сырья и его последующей отгрузки между добывающими скважинами морского и сухопутного типа нет.

Например, основные элементы стационарной морской платформы совпадают с основными элементами сухопутного промысла.

Главная особенность морской буровой – это, в первую очередь, автономность её работы.

Чтобы достичь такой автономности, морские буровые установки оборудуют очень мощными электрическими генераторами, а также опреснителями морской воды. Запасы на удаленных от берега платформах возобновляются с помощью обслуживающих судов.

Также применение морского транспорта необходимо для доставки всей конструкции к месту добычи, в случае проведения спасательных и противопожарных мероприятий. Транспортировка добытого с морского дна сырья осуществляется посредством донных трубопроводов, а также с помощью танкерного флота или через плавающие нефтехранилища.

Современные технологии в случае, если место добычи расположено неподалеку от побережья, предусматривают бурение наклонно-направленных скважин.

В случае необходимости этот технологический процесс предусматривает применение передовых разработок, позволяющих дистанционно управлять буровыми процессами, чем обеспечивается высокая точность проводимых работ. Такие системы предоставляют оператору возможность отдавать буровому оборудованию команды даже с расстояния нескольких километров.

Глубины добычи на морском шельфе, как правило, находятся в пределах двухсот метров, в отдельных случаях достигая значения в полкилометра. Применение той или иной буровой технологии напрямую зависит от глубины залегания продуктивного слоя и удалённости места добычи от берега.

На участках мелководья, как правило, возводят укреплённые основания, представляющие собой искусственные острова, на которых впоследствии монтируется бурильное оборудование. В некоторых случаях на мелководье применяется технология, предусматривающая ограждение участка добычи системой дамб, что дает возможность получить огороженный котлован, из которого затем можно откачать воду.

В случаях, когда от места разработки до берега – сотня или более километров, без использования плавучей нефтяной платформы уже никак не обойтись. Самыми простыми по своей конструкции являются платформы стационарного типа, однако их можно применять только при глубине добычи несколько десятков метров, поскольку на таком мелководье есть возможность закрепить стационарную конструкцию при помощи свай или бетонных блоков.

Начиная с глубин около 80-ти метров, начинается использование плавучих платформ, оборудованных опорами. На участках с большими глубинами (до 200 метров) закрепить платформу уже становится проблематично, поэтому в таких случаях используются буровые установки полупогружного типа.

На месте такие платформы удерживаются с помощью якорных систем и систем позиционирования, которые представляют собой целый комплекс подводных двигателей и якорей. Бурение на сверхбольших глубинах осуществляется с помощью специализированных буровых судов.

При обустройстве морских скважин применяется как одиночный, так и кустовой методы. В последние годы стали практиковать применение так называемых передвижных буровых оснований. Сам процесс морского бурения выполняется при помощи райзеров, которые представляют собой опускаемые до самого дна трубные колонны больших диаметров.

После того, как процесс бурения заканчивается, на дно ставится многотонный превентор, который представляет собой противовыбросную систему, а также устьевая арматура. Все это дает возможность предотвратить утечки добываемого сырья из пробуренной скважины в открытые воды. Кроме того, обязательно устанавливается и запускается контрольно-измерительное оборудование, следящее за текущим состоянием скважины. Сам подъем нефти на поверхность производится при помощи системы гибких шлангов.

Как становится понятно, сложность и высокий уровень технологичности процессов по освоению морских месторождений – очевидны (даже без углубления в технические детали таких процессов). В связи с этим возникает вопрос: «Является ли такая сложная и затратная нефтедобыча целесообразной?» Однозначно – да. Здесь основными факторами, говорящими в её пользу, являются постоянно растущий спрос на нефтепродукты при постепенном истощении сухопутных месторождений. Все это перевешивает затратность и сложность такой добычи полезных ископаемых, поскольку сырье востребовано и окупает затраты на свою добычу.

В настоящее время Россия и некоторые азиатские страны в ближайшем будущем планируют нарастить мощности в морской добыче углеводородов. И обусловлено это чисто практической стороной вопроса, поскольку многие российские месторождения имеют высокую степень выработанности, и пока они приносят доход, необходимо обустройство альтернативных месторождений с большими запасами сырья, чтобы впоследствии безболезненно перейти на морскую добычу.

Несмотря на существующие технологические проблемы, высокие трудозатраты и большие капитальные вложения, извлеченная с морского и океанского дна нефть уже сейчас является конкурентоспособным товаром и прочно занимает свою нишу на мировом рынке углеводородного сырья.

Самой большой нефтяной платформой в мире считается размещенная в Северном море норвежская платформа под названием «Тролл-А». Её высота составляет 472 метра, а общая масса – 656 тысяч тонн.

В Соединенных Штатах датой начала американской морской нефтедобычи считают 1896-ой год, а её основателем – калифорнийского нефтяника по фамилии Уильямс, который уже в те годы бурил скважины, используя построенную им собственноручно насыпь.

В 1949-ом году на расстоянии 42 километра от Апшеронского полуострова, на металлических эстакадах, которые были возведены для нефтедобычи со дна Каспийского моря, построили целый поселок, который был назван «Нефтяные Камни». В этом поселке обслуживающие работу промысла люди жили по нескольку недель. Эта эстакада (Нефтяные Камни) даже появилась в одном из фильмов «Бондианы», который назывался «И целого мира мало».

С появлением плавучих буровых платформ появилась необходимость обслуживания их подводного оборудования. В связи с этим стало активно развиваться глубоководное водолазное оборудование.

Для быстрой герметизации нефтяной скважины в случае возникновения аварийных ситуаций (к примеру, если шторм бушует такой силы, что буровое судно на месте удержать не удается), используется превентер, который представляет собой своеобразную пробку. Длина такой «пробочки» может доходить до 18-ти метров, а весить такой превентер может до 150-ти тонн.

Основным побудительным мотивом к развитию морской нефтедобычи стал мировой нефтяной кризис 70-х годов прошлого столетия, спровоцированный эмбарго, наложенным странами ОПЕК на поставку черного золота западным странам. Такие ограничения вынудили американские и европейские нефтяные компании искать альтернативные источники нефтяного сырья. Кроме этого, освоение шельфа стало вестись более активно с появлением новых технологий, которые уже в то время позволяли производить морское бурение на больших глубинах.

Самая большая в мире морская буровая платформа Troll

Начало разработке шельфа Северного моря было положено в момент открытия у голландского побережья газового месторождения под названием Гронинген (1959-ый год). Интересно, что название этого месторождения привело к появлению нового экономического термина – эффект Гронингена (по-другому – «голландская болезнь»). Суть этого термина с экономической точки зрения – значительное удорожание национальной валюты, которое произошло из-за резкого увеличения объемов экспортных поставок газа, что крайне негативно отразилось на прочих отраслях экономики, связанной с экспортно-импортными операциями.