ДИСТАНЦИОННАЯ ПОДГОТОВКА

Аттестация по области Б.1.2 промышленной безопасности — Эксплуатация объектов нефтеперерабатывающих производств (НПЗ)

Протокол аттестации Ростехнадзора с занесением в реестр ЕПТ. Срок действия 5 лет.

Ответим на все вопросы по обучению

Узнать подробности

Написать в МАКС

Удостоверение

установленного образца

Срок 5 лет

по 116-ФЗ и ПП №2168

Без отрыва

онлайн-подготовка

Сопровождение

помощь до результата

Стоимость подготовки

Рассчитывается под пакет выбранных областей аттестации и количество аттестуемых сотрудников.

Договор и закрывающие документы

Внесение в реестр ЕПТ

Скан в день оплаты

Сопровождение до результата

Рассчитать стоимость

Группе от 5 человек или пакету областей — спец.условия

8 800 550-24-62

О подготовке к аттестации

Аттестация по области Б.1.2 промышленной безопасности

Подготовка к аттестации в Ростехнадзоре по области Б.1.2 «Эксплуатация опасных производственных объектов нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических производств» — специализированный раздел для руководителей и специалистов нефтеперерабатывающих заводов, выполняющих первичную атмосферно-вакуумную перегонку (АТ, АВТ), вторичные процессы (каталитический крекинг FCC, гидрокрекинг, риформинг, гидроочистка, изомеризация, алкилирование, коксование), производство битумов, базовых масел и других нефтепродуктов. Для главных инженеров, главных технологов, начальников установок и цехов НПЗ. По итогам подготовки и сдачи экзамена вы получаете протокол аттестации с занесением в реестр Единой системы аттестации (ЕПТ) Ростехнадзора со сроком действия 5 лет.

Подготовка

От 72 часов теоретической подготовки + разбор актуальных вопросов экзамена Ростехнадзора. Сроки индивидуальные.

Результат

Вы получаете протокол аттестации с занесением в реестр Ростехнадзора (ЕПТ). Срок действия — 5 лет.

Формат

Дистанционно через онлайн-платформу. Разбор актуальных тестовых вопросов экзамена. Доступ 24/7.

Для кого

Руководители и специалисты НПЗ — Роснефть (Туапсинский, Сызранский, Самарский, Куйбышевский, Ачинский, Ангарский, Комсомольский), Лукойл (Пермнефтеоргсинтез, Нижегородский, Волгоградский, Ухтинский), Газпром нефть (Омский, Московский), Татнефть (ТАНЕКО), Башнефть (Уфимский комплекс).

Зачем нужна аттестация Б.1.2

Область Б.1.2 — фундаментальный раздел аттестации для всех российских нефтеперерабатывающих заводов. Российская нефтепереработка — одна из крупнейших в мире. 32 НПЗ суммарной мощностью около 320 млн тонн в год по первичной переработке. Главные производители — Роснефть (около 100 млн тонн), Лукойл (60 млн тонн), Газпром нефть (40 млн тонн), Татнефть (20 млн тонн), Башнефть (Роснефть после консолидации, около 25 млн тонн), Сургутнефтегаз (Киришский НПЗ около 20 млн тонн). Продукция — автомобильный бензин (около 38 млн тонн в год), дизельное топливо (около 75 млн тонн), мазут, авиакеросин (около 12 млн тонн), битум, базовые масла, нефтехимическое сырьё.

Аттестация Б.1.2 обязательна по 116-ФЗ для руководителей и специалистов нефтеперерабатывающих производств. Предварительные условия — А.1 и Б.1.1. Регулирование. ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств». ФНП «Правила безопасности химически опасных производственных объектов». ФНП «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов». ТР ЕАЭС «О безопасности автомобильных бензинов, дизельного топлива, судовых жидких топлив и топочного мазута» (моторные топлива Евро-5). Тематика экзамена — технологические схемы НПЗ (топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический типы), первичная переработка (АТ, АВТ — атмосферно-вакуумная перегонка), вторичные процессы (каталитический крекинг FCC, гидрокрекинг, риформинг бензинов, гидроочистка дизелей и бензинов от серы, изомеризация лёгких бензиновых фракций, алкилирование, коксование тяжёлых остатков для увеличения глубины переработки), производство товарных топлив (компаундирование, контроль качества), битумные и масляные производства.

Что вы получите. Теоретическую подготовку по программе области Б.1.2 — ФНП НПЗ, технологии первичной и вторичной нефтепереработки, безопасность работы с нефтью и нефтепродуктами. Разбор актуальных тестовых вопросов экзамена. Сопровождение в процессе аттестации. Результат — протокол с занесением в реестр Ростехнадзора (ЕПТ). Срок действия — 5 лет.

Где требуется аттестация Б.1.2

НПЗ Роснефти — Туапсинский (Краснодарский край, 12 млн тонн в год), Сызранский (Самарская область, 8 млн тонн), Самарский (бывш. Куйбышевский, 7 млн тонн), Новокуйбышевский (8 млн тонн), Ачинский (Красноярский край, 7,5 млн тонн), Ангарский (Иркутская область, 10 млн тонн), Комсомольский-на-Амуре (8 млн тонн), Рязанский (16 млн тонн), Саратовский (7 млн тонн).
НПЗ Лукойла — Пермнефтеоргсинтез (Пермь, 13 млн тонн), Нижегородский (Кстово, 17 млн тонн), Волгоградский (15 млн тонн), Ухтинский (Республика Коми, 4 млн тонн), Будённовский (Ставрополье, 7 млн тонн).
НПЗ Газпром нефти — Омский (крупнейший в РФ и один из крупнейших в Европе, около 22 млн тонн в год), Московский (12 млн тонн).
НПЗ Татнефти — ТАНЕКО (Нижнекамск, 14 млн тонн) — один из современнейших в РФ.
НПЗ Башнефти (Роснефть) — Уфимский комплекс из трёх заводов (Уфанефтехим, Новоуфимский, Уфимский — общая мощность 25 млн тонн).
НПЗ Сургутнефтегаза — Киришский (Ленинградская область, 20 млн тонн).
Антипинский НПЗ (Тюменская область, в управлении Сбербанка/РУТНОС после банкротства владельцев — 7,5 млн тонн).
Орский НПЗ (Оренбургская область, ФортеИнвест/Гуцериевы, 6 млн тонн).
Ярославский НПЗ (Славнефть, 16 млн тонн).
Афипский НПЗ (Краснодарский край, 6 млн тонн).
Краснодарский НПЗ и другие мини-НПЗ Краснодарского края.
Хабаровский НПЗ (ННК, 4 млн тонн).
Региональные НПЗ и мини-НПЗ.
Битумные заводы. Базовые масла — Лукойл, Газпром нефть, Татнефть.
Производства спецнефтепродуктов, восков, парафинов, ароматики, нефтехимического сырья.

Что входит в программу подготовки

Первичная переработка нефти — АТ и АВТ

Атмосферная трубчатка (АТ) и атмосферно-вакуумная трубчатка (АВТ) — основа любого НПЗ. Стадии. 1) Подготовка нефти на ЭЛОУ (электрообессоливающая установка). Подача нефти в смеситель с промывной водой, эмульгирование, разрушение водо-нефтяной эмульсии в электродегидраторах при высокой напряжённости электрического поля (1-3 кВ/см). Удаление солей (NaCl, CaCl₂, MgCl₂ до 3-5 ppm), воды (до 0,1%), механических примесей. Защита от коррозии и закоксования оборудования. 2) Атмосферная перегонка. Подача обессоленной нефти в теплообменники для рекуперации тепла потоков. Нагрев в трубчатой печи до 340-380°C. Поток в атмосферную колонну (40-50 тарелок). Разделение на фракции — газ (до C₄), лёгкий бензин (н.к.-85°C), тяжёлый бензин (85-180°C), керосин (180-240°C), дизельная фракция (240-360°C), мазут (свыше 360°C, отбор с низа). 3) Вакуумная перегонка мазута. Подача мазута в вакуумную трубчатую печь. Нагрев до 380-430°C. Поток в вакуумную колонну с остаточным давлением 20-100 мм рт.ст. (для снижения температуры разложения нефти). Разделение на вакуумные погоны — лёгкий ВТГ (вакуумно-трубный газойль), тяжёлый ВТГ, гудрон (с низа). 4) Стабилизация бензина. Удаление лёгких газов из широкой бензиновой фракции в стабилизационной колонне. Получение стабильного бензина и головки стабилизации (С₃-С₄ — пропан-бутан). 5) Защелачивание дистиллятов. Удаление сероводорода и меркаптанов щелочной промывкой. 6) Депарафинизация дизелей (для зимних марок). Контроль температуры застывания. Удаление парафиновых углеводородов. 7) Производство товарных компонентов. Передача потоков в товарно-сырьевое хозяйство для компаундирования. Параметры. Мощность АВТ — от 3 до 15 млн тонн нефти в год на одной установке. Современные мегамодули — до 20 млн тонн. Капитальные затраты на АВТ — около 500-800 млн USD. Опасности. Большие количества легковоспламеняющихся жидкостей и газов. Высокие температуры (430°C). Системы детекции и тушения пожаров. Газоанализаторы. Аварийные сбросы на факел. На курсе разбирается практика.

Вторичные процессы — FCC, гидрокрекинг, риформинг

Вторичные процессы НПЗ — превращение тяжёлых фракций в ценные светлые нефтепродукты. 1) Каталитический крекинг (FCC — Fluid Catalytic Cracking). Превращение вакуумных газойлей и части мазута в бензин, лёгкие олефины, газойль. Цеолитный катализатор в псевдоожиженном слое (Y-цеолит на матрице). Температура 480-540°C, давление атмосферное. Системы регенерации катализатора в регенераторе — выжигание кокса. Получение около 50-60% бензина, 15-25% лёгкого газойля, 10-20% сухого газа (C₂-С₄) с высоким содержанием пропилена. Главный поставщик пропилена для нефтехимии. Лидеры лицензиаров — UOP, Stone & Webster (Lummus), Axens. После санкций 2022 — китайские, российские. 2) Гидрокрекинг. Превращение вакуумных газойлей в дизельное топливо и ультранизкосернистые бензины. Каталитическое расщепление с добавлением водорода. Катализаторы — цеолитные с Ni-Mo/Co-Mo. Температуры 350-450°C, давления 100-200 ат, расход водорода 200-500 нм³/тонна сырья. Получение около 70-90% дизеля и бензина. Самый эффективный процесс глубокой переработки. Капиталоёмок. Современные комплексы Лукойла (Нижегородский), Газпром нефти (Омский, Московский), Татнефти (ТАНЕКО). 3) Каталитический риформинг бензинов. Превращение прямогонной бензиновой фракции (н.к.-180°C) в высокооктановый риформат (90+ октанов). Катализатор Pt-Re/Al₂O₃. Температуры 480-540°C, давление 5-30 ат. Реакции дегидрирования нафтенов в ароматику, изомеризации, дегидроциклизации парафинов. Получение около 75-85% риформата + водород (1-3% от сырья — используется в гидроочистках). Главный источник высокооктановых компонентов товарного бензина. 4) Гидроочистка. Удаление серы, азота, металлов из дизельных, бензиновых, керосиновых фракций. Каталитическое гидрирование с добавлением водорода. Катализаторы Ni-Mo или Co-Mo на Al₂O₃. Температуры 320-400°C, давления 30-80 ат. Получение топлив Евро-5 с ультранизким содержанием серы (менее 10 ppm в дизеле и бензине). Стандартные на всех современных НПЗ РФ. 5) Изомеризация лёгких бензинов. Превращение н-парафинов C₅-C₆ в изопарафины с высоким октановым числом. Катализаторы Pt/цеолит, Pt/хлорированный Al₂O₃. Температуры 120-180°C. Высокооктановый компонент товарного бензина. 6) Алкилирование. Соединение изобутана с олефинами (бутенами) с получением высокооктанового изооктана (алкилат). Серная кислота или фтороводородная кислота как катализаторы. HF-алкилирование — технологически опасное (фтороводород токсичен). Применяется на части НПЗ. H₂SO₄-алкилирование — безопаснее. 7) Коксование. Превращение гудрона в дистилляты и кокс. Замедленное коксование (delayed coking) при температуре 460-510°C. Получение кокса (около 25-30% от сырья) для алюминиевой промышленности и газа+дистиллятов. Применение для увеличения глубины переработки до 95-98%. 8) Производство битумов. Окисление гудрона воздухом при 180-280°C. Получение дорожных битумов разных марок. 9) Производство масел — селективная очистка, депарафинизация, гидродоочистка, восстановление селективности (катализ селективной экстракции с фенолом, фурфуролом, метилпирролидоном — исторические; современные — гидрокаталитические). На курсе разбирается практика подбора и эксплуатации.

Безопасность НПЗ

НПЗ — одни из самых сложных по ПБ промышленных объектов. ОПО I-II класса. Жёсткие требования. Меры безопасности. 1) Зонирование территории. Разделение производственных, технологических, складских зон. Расстояния между установками. Минимальные расстояния до населённых пунктов и общественных зон. 2) Защита от пожаров и взрывов. Системы автоматического пожаротушения (стационарная пенная, водяная, газовая). Стационарные пожарные машины. Собственная пожарная служба (ППС НПЗ). Координация с муниципальной. 3) Газоанализаторы. Распределённая сеть детекторов углеводородов, сероводорода, оксида углерода, кислорода в технологических помещениях, у установок, в резервуарном парке. Многоуровневая сигнализация. 4) Резервуарный парк. Стальные вертикальные резервуары (РВС) для сырой нефти, мазута, дизельного топлива, бензина, нефтехимического сырья. С понтонами или плавающими крышами для снижения испарения. Обвалования для удержания утечек. Системы пенотушения. Контроль уровней и состояния. 5) Эстакады для налива/слива железнодорожных цистерн и автоцистерн. Системы пенотушения. Системы локализации пролива. 6) Системы аварийных сбросов на факел. Факельные системы для газа высокого давления. Гидрозатворы. Запальные горелки. Огнезащита. 7) Дегазация и инертирование оборудования перед ремонтами. Продувка азотом. Контроль содержания углеводородов. 8) Огневые работы. Особо опасны на НПЗ. Жёсткие правила нарядов-допусков. Газоспасатели. Тщательная подготовка. 9) Газоопасные работы — вход в аппараты, резервуары. Изолирующие противогазы. Газоспасатели. 10) Газоспасательная служба — собственная на каждом крупном НПЗ. 11) Применение СИЗ — антистатическая спецодежда, защитные каски, очки, перчатки, противогазы. Работа с нефтепродуктами — риски канцерогенов (бензол, ПАУ при коксовании). 12) Регулярные ТО и ремонты. Аппараты под давлением (ректификационные колонны, реакторы, теплообменники) — раз в 3-5 лет полный осмотр. Контроль износа стенок. Замена при выработке. 13) Системы ПАЗ уровней SIL 2-3. Автоматическая защита от аварийных ситуаций. На курсе разбирается. Аттестация работников — А.1, Б.1.1, Б.1.2 для руководителей и специалистов. Дополнительные специализации — Б.1.7, Б.1.10, Б.1.13 в зависимости от типа НПЗ. Учения по ПЛАС обязательные. Известные аварии НПЗ. Texas City BP 2005 (15 погибших), пожар на Уфимском комплексе, серия инцидентов на российских НПЗ разных лет — учебные кейсы.

Эксплуатация, капитальные ремонты, персонал

Эксплуатация НПЗ. Сложная многопрофильная деятельность. Технологические регламенты по каждой установке. Производственные инструкции. Должностные. Положение о производственном контроле. ППЭР с графиками. Капитальные ремонты — раз в 3-5 лет на каждой установке с остановом 30-60 дней. На крупных НПЗ — скользящие капремонты разных установок для поддержания общей мощности. Полный осмотр аппаратов, замена изношенных компонентов, чистка теплообменников. Контроль качества ремонта. Гидроиспытания после ремонтов. Огневые работы при ремонтах. Газоспасатели. Контроль атмосферы. Газоопасные работы — вход в ректификационные колонны, реакторы, резервуары. Изолирующие противогазы. Газоспасатели. Технологические остановы и пуски. Особо опасные моменты с множеством одновременных операций. Системы автоматического контроля. Аттестация работников. Б.1.2 + А.1 + Б.1.1 базовые для всех руководителей и специалистов. Дополнительные специализации — Б.1.7, Б.1.10 для интегрированных с нефтехимией НПЗ. Г.1 (электроустановки). Медосмотры. Льготная пенсия по спискам 1 и 2 для аппаратчиков, операторов. Учения по ПЛАС обязательные с имитацией пожаров, утечек, разгерметизации. Минимум 2 раза в год. На курсе разбирается.

Зарплаты в нефтепереработке

Должность	Доход в месяц, руб.
Инженер-технолог установки НПЗ	125 000 – 215 000
Главный технолог цеха НПЗ	225 000 – 395 000
Начальник установки или цеха	295 000 – 485 000
Главный механик / главный энергетик НПЗ	265 000 – 445 000
Главный инженер НПЗ	425 000 – 745 000
Главный специалист по ПБ	315 000 – 525 000
Эксперт ЭПБ по НПЗ	265 000 – 525 000
Технический директор НПЗ / ВИНК	625 000 – 1 250 000

Что вы освоите после подготовки

Первичная переработка нефти — АТ, АВТ — технология обессоливания, атмосферно-вакуумной перегонки, разделения нефти на фракции.
Каталитический крекинг (FCC) — превращение вакуумных газойлей в бензин и пропилен. Цеолитные катализаторы. Регенерация.
Гидрокрекинг — превращение в дизельное топливо и ультранизкосернистые бензины при высоких давлениях и добавлении водорода.
Каталитический риформинг бензинов — высокооктановый риформат через дегидрогенизацию нафтенов. Pt-Re/Al₂O₃ катализаторы.
Гидроочистка — удаление серы из нефтепродуктов для соответствия Евро-5. Ni-Mo, Co-Mo катализаторы.
Изомеризация, алкилирование — высокооктановые компоненты товарного бензина. HF-алкилирование — особо опасное.
Коксование тяжёлых остатков — увеличение глубины переработки до 95-98%. Замедленное коксование. Электродный кокс.
Производство битумов — окислительные процессы из гудрона. Базовые масла — селективная очистка, гидрокаталитические процессы.
Безопасность НПЗ — зонирование, пожаротушение, газоанализаторы, резервуарный парк, факельные системы, ПАЗ SIL 2-3.
Ответственность за нарушения — КоАП ст. 9.1, УК ст. 217. Известные аварии НПЗ как учебные кейсы (Texas City BP 2005 и др.).

Документ по итогам

По итогам прохождения подготовки и успешной сдачи экзамена вы получаете протокол аттестации с занесением в реестр Единой системы аттестации (ЕПТ) Ростехнадзора. Протокол подтверждает аттестацию по области Б.1.2 промышленной безопасности — «Эксплуатация объектов нефтеперерабатывающих производств» — и действует 5 лет. Для Б.1.2 обязательные предварительные условия — А.1 и Б.1.1. На основании протокола вы вправе занимать должности руководителя или специалиста на НПЗ Роснефти, Лукойла, Газпром нефти, Татнефти, Башнефти, Сургутнефтегаза, региональных нефтеперерабатывающих заводов. Сведения о вашей аттестации доступны для проверки в открытом реестре на портале Ростехнадзора.

Нефтепереработка — фундамент российской промышленности и транспортной системы. 32 НПЗ обеспечивают страну бензином, дизелем, авиакеросином, мазутом. Современные комплексы ТАНЕКО, Омский, ЯНОС — на уровне мировых стандартов. От профессионализма специалистов с аттестацией Б.1.2 зависит безопасность и эффективность отрасли.

методическая практика подготовки к аттестации

Нормативная база

116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
Постановление Правительства РФ № 2168 от 13.12.2020 — Положение об аттестации.
ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».
ФНП «Правила безопасности химически опасных производственных объектов».
ФНП «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».
ТР ЕАЭС «О безопасности автомобильных бензинов, дизельного топлива, судовых жидких топлив и топочного мазута».
ТР ТС 010, ТР ТС 012, ТР ТС 019, ТР ТС 032.
Приказ Минздрава РФ № 29н от 28.01.2021 — медосмотры.
225-ФЗ, КоАП ст. 9.1, УК ст. 217.

Совет от методистов. Б.1.2 — фундаментальная область для всех российских НПЗ. На тестировании Б.1.2 особое внимание уделите технологическим параметрам (АВТ при 380-430°C, гидрокрекинг при 100-200 ат, FCC при 480-540°C), типам катализаторов (цеолитные для FCC, Ni-Mo для гидроочистки, Pt-Re для риформинга), требованиям ТР ЕАЭС по качеству топлив (Евро-5, сера менее 10 ppm), известным авариям НПЗ (Texas City BP 2005 — 15 погибших) как учебным кейсам. На современных НПЗ часто Б.1.2 идёт в комплекте с Б.1.10 (водород при гидрокрекинге и гидроочистке), Б.1.13 (нефтехимия при FCC-пропилене), Б.1.7 (органический синтез). Главные НПЗ — Омский (22 млн тонн), Кириши (20 млн тонн), Нижегородский (17 млн тонн), Рязанский (16 млн тонн), ЯНОС (16 млн тонн), Волгоградский (15 млн тонн), ТАНЕКО (14 млн тонн).

Учебный план

Программа «Аттестация по области Б.1.2 промышленной безопасности»

Программа охватывает компетенции для аттестации по области Б.1.2:

Нормативная база

ФЗ-116 (ОПО)
ФНП области Б.1.2
ПП РФ № 1357 (аттестация)
Приказы Ростехнадзора
ФНП по видам работ

Категорирование объектов

I-IV категории опасности
Особенности ОПО эксплуатации опасных объектов нефтеперерабатывающих производств
Регистрация в реестре
Декларация ПБ
Страхование

Безопасная эксплуатация

Особенности оборудования эксплуатации опасных объектов нефтеперерабатывающих производств
Технологические регламенты
Технадзор
ППК (производственный контроль)
Аварийные ситуации

Аттестация работников

Подача заявки в Ростехнадзор
Подготовка 72-200 ч
Тестирование 100 вопросов
Удостоверение на 5 лет
Переаттестация

Документация

Декларация ПБ
Технологические регламенты
Журналы наблюдения
Графики ТО
Акты расследования ЧП

Ответственность

Административная (КоАП ст. 9.1)
Уголовная (УК ст. 217)
Гражданская
Дисциплинарная
Корпоративная

* Наши программы подготовки постоянно обновляются методическим отделом в соответствии с изменениями в законодательстве, и возможно, итоговый перечень тем может отличаться. Уточнить актуальный план подготовки или запросить корпоративную программу вы можете по телефону 8 800 550-24-62

Запросить актуальную программу подготовки

Сдача экзамена и протокол

По итогам подготовки и успешной сдачи экзамена в Ростехнадзоре вы получаете протокол аттестации с занесением в реестр Единой системы аттестации (ЕПТ). Срок действия — 5 лет.

Удостоверение

Удостоверение о прохождении курсов повышения квалификации по промышленной безопасности, безопасности в сфере электроэнергетики и гидротехнических сооружений

УЦ ОбрПрофи

Почему выбирают наш центр

Лицензированное образовательное учреждение с 15-летней историей. Наша команда — это методисты, преподаватели и менеджеры, которые сопровождают каждого слушателя от заявки до получения документов.

Государственная лицензия

Минобразования № Л035-01265-18/00256787

Внесение в реестр ЕПТ

Аттестация заносится в реестр Ростехнадзора (ЕПТ)

Персональный менеджер

Сопровождение от заявки до получения документов на руки

10 000+

специалистов выпущено

200+

компаний-клиентов

10 000+

выпускников

Как пройти аттестацию

по промбезопасности:

ЗАПОЛНЕНИЕ
ЗАЯВКИ 1

ОТПРАВКА НА ВАШ
E-MAIL : ДОГОВОРА, СЧЕТА И ДАННЫЕ К СДО 2

ОБУЧЕНИЕ И ТЕСТИРОВАНИЕ 3

ОПЛАТА
ОБУЧЕНИЯ 4

ПОЛУЧЕНИЕ УДОСТОВЕРЕНИЙ 5

Формат обучения:
дистанционный (без отрыва от производства) или очный

Наши гарантии

Проверка в реестре ЕПТ Ростехнадзора — данные об аттестации вносятся в реестр Ростехнадзора

Актуальные программы — соответствуют профессиональным стандартам и ФГОС

Персональное сопровождение — от записи до получения документов на руки

Возврат средств — полный возврат, если обучение не соответствует заявленному

Консультация

Написать в МАКС

8 800 550-24-62

Готовы записаться на курс?

Менеджер свяжется в течение 15 минут, ответит на вопросы и оформит документы

Наша
Лицензия

Регистрационный номер: № Л035-01265-18/00256787

Проверить действительность лицензии

Часто задаваемые вопросы

Российские НПЗ — разные по технологическому профилю и продуктовой линейке. Классификация. 1) Топливный профиль. Производит товарные топлива (бензин, дизель, авиакеросин), мазут, битум. Минимум нефтехимического сырья. Простые схемы — АТ/АВТ + риформинг + гидроочистка + изомеризация + компаундирование. Примеры — большинство региональных НПЗ, Сызранский, Ачинский, Краснодарский. Глубина переработки 70-85%. 2) Топливно-масляный профиль. Дополнительно производит масла, парафины, церезины, воски. Селективная очистка, депарафинизация. Примеры — Волгоградский Лукойла, Омский Газпром нефти (с маслами), Уфимский комплекс. Капитальные затраты выше. 3) Топливно-нефтехимический профиль. Дополнительно производит нефтехимическое сырьё для нефтехимии — этан, пропилен из FCC, нафта для пиролиза, ароматика (бензол, толуол, ксилолы). Примеры — Куйбышевский (Самарский), Туапсинский, Пермнефтеоргсинтез. Имеют связи с нефтехимическими комплексами. 4) Глубокая переработка — современные комплексы с глубиной переработки 90-98%. Гидрокрекинг, коксование, FCC. Минимизация мазута. Современные НПЗ — ТАНЕКО, Омский, Рязанский, Нижегородский. Капитальные затраты — миллиарды USD. Параметры глубины переработки. Низкая (60-70%) — старые мини-НПЗ. Базовый набор АТ/АВТ + первичная переработка. Производят много мазута (40-50% выхода). Средняя (75-85%) — стандартные НПЗ. Гидроочистка + риформинг + изомеризация. Мазут 15-25%. Высокая (90-98%) — современные НПЗ. Гидрокрекинг + коксование + FCC. Мазут менее 10%. Светлые нефтепродукты 90%+. Лидеры — Рязанский (94%), Нижегородский (93%), Омский (92%), ТАНЕКО (97%). Программа модернизации НПЗ РФ. Правительственная программа модернизации (с 2010-х) — стимулирование строительства глубоких процессов через дифференцированный налог. Завершилась около 2020. Уровни глубины переработки выросли с 65-70% в среднем до 80%+. Главные результаты — современный гидрокрекинг ТАНЕКО (2014), Омский ОНПЗ (2016 — комплекс гидроочистки и алкилирования), Московский МНПЗ (2018 — комплекс глубокой переработки), Туапсинский. Тренды. После 2022 — переориентация продуктов с европейского рынка на азиатские и внутренние. Развитие нефтехимии. Программа развития нефтехимии до 2035. Локализация технологий после санкций. Развитие производства катализаторов в РФ. На курсе разбирается.

FCC (Fluid Catalytic Cracking — каталитический крекинг в псевдоожиженном слое) — один из главных вторичных процессов нефтепереработки. Изобретён в 1942 году (Standard Oil, Esso). Произвёл революцию в нефтепереработке, обеспечив массовое производство высокооктанового бензина и пропилена. Назначение. Превращение тяжёлых нефтяных фракций (вакуумных газойлей и части мазута) в ценные светлые нефтепродукты. Главные продукты — бензин с октановым числом 90-93, лёгкие олефины (этилен, пропилен — главный поставщик пропилена для нефтехимии), лёгкий газойль (компонент дизеля), сухой газ (топливо). Технология. 1) Реактор-стояк (riser). Вертикальная труба-реактор с восходящим потоком сырья и катализатора. Сырьё (вакуумный газойль) подаётся вместе с регенерированным катализатором при 500-550°C. Время контакта 1-3 секунды. Эндотермическая крекинг-реакция. Селективное превращение. 2) Сепаратор. Отделение паров продуктов крекинга от катализатора. Циклоны. 3) Стриппер. Удаление углеводородов с поверхности катализатора паром перед регенерацией. 4) Регенератор. Выжигание кокса с поверхности катализатора воздухом. Температура 650-720°C. Восстановление активности. Возврат катализатора в реактор-стояк. 5) Ректификация продуктов крекинга. Разделение на фракции — газ, бензин, лёгкий и тяжёлый газойль. Катализатор FCC. Цеолит Y (фожазит, USY) на матрице из аморфного алюмосиликата и связующего. Дисперсный (диаметр частиц 20-200 мкм). Циркулирует между реактором и регенератором в больших количествах. Расход катализатора — около 100-150 г/тонна сырья на пополнение износа. Лидеры производителей — BASF, Albemarle, Grace, Sinopec, российские — Институт нефтехимического синтеза им. Топчиева РАН разрабатывает локальные катализаторы. После санкций 2022 — переориентация на китайских и российских поставщиков. Параметры FCC-установок. Мощность по сырью — 1,5-5 млн тонн вакуумного газойля в год. Современные мегаустановки — до 7 млн тонн. Капитальные затраты — около 500-1000 млн USD. Выход продуктов. Бензин 50-60%. Лёгкий газойль 15-25%. Сухой газ (С₂-С₄) 15-25% — главный поставщик пропилена для нефтехимии (около 50-70% пропилена в РФ из FCC). Кокс 4-6% (выжигается в регенераторе как топливо). Глубокий FCC — улучшенные варианты с дополнительной конверсией (RFCC — Resid Fluid Catalytic Cracking — для мазута, MAXOFIN — для максимума олефинов). Опасности FCC. Высокие температуры (700°C+). Большие потоки сырья. Высокие температуры. Системы безопасности — газодетекторы, ПАЗ, аварийные сбросы. Российские FCC. На большинстве крупных НПЗ — Омский, Куйбышевский, Уфимский, Рязанский, Нижегородский. Капитальные модернизации после программы 2010-х. На курсе разбирается.

Гидрокрекинг — главный процесс глубокой переработки нефти. Превращение тяжёлых вакуумных газойлей в ценные дизельные топлива и низкосернистые бензины. Назначение. 1) Превращение вакуумного газойля в среднеценные дистилляты. 2) Удаление серы, азота, металлов до ультранизких уровней. 3) Снижение содержания ароматики (улучшение качества дизеля). 4) Производство Евро-5 и Евро-6 моторных топлив. Технология. 1) Сырьё. Вакуумный газойль (ВТГ) с содержанием серы 1-3%, азота 0,1-0,3%, металлов до 50 ppm. Также гудрон в специальных вариантах процесса. 2) Подача сырья с водородом (200-500 нм³/тонна сырья — большие потоки). 3) Реактор гидрокрекинга. Каталитическое расщепление углеводородов на катализаторе с добавлением водорода. Температуры 350-450°C, давления 100-200 атмосфер (один из самых высоких давлений в нефтепереработке). 4) Катализаторы. Бифункциональные — кислотная функция (цеолит Y или Beta) расщепляет углеводороды, гидрирующая функция (Ni-Mo или Co-Mo) насыщает водородом и удаляет серу/азот. 5) Сепарация продуктов. Жидкая фаза — дизельное топливо, бензин, газойль. Газовая — углеводородные газы, сероводород, аммиак. 6) Возврат непрореагировавшего сырья в цикл. 7) Возврат водорода в цикл (с продувкой инертов и пополнением). Параметры. Мощность — 1-4 млн тонн сырья в год на одной установке. Капитальные затраты — около 1-2 млрд USD (один из самых дорогих процессов нефтепереработки). Расход водорода — большой (требует крупных водородных станций). Выход продуктов. Дизель и керосин — 70-85% от сырья. Бензин — 5-10%. Газы — 5-10%. Качество дизельного топлива из гидрокрекинга — превосходное. Сера менее 10 ppm. Цетановое число 50-55. Низкая ароматика. Идеально для Евро-5 и Евро-6. Лидеры лицензиаров. UOP, Chevron Lummus Global, Axens, Topsoe, ExxonMobil. После санкций 2022 — китайские, российские разработки. Российские гидрокрекинги. ТАНЕКО (Нижнекамск) — современный комплекс с глубоким гидрокрекингом 7 млн тонн. Лукойл — Нижегородский (2,8 млн тонн), Волгоградский, Пермнефтеоргсинтез. Газпром нефть — Омский, Московский. Роснефть — Туапсинский, Рязанский. ВИНК-программы модернизации после 2010-х радикально изменили облик российской нефтепереработки. Опасности гидрокрекинга. 1) Высокие давления (200 ат). Малейшая разгерметизация — серьёзные последствия. Особые требования к материалам (хром-молибденовые стали с высокой прочностью). 2) Большие количества водорода — водородная хрупкость, риски возгорания и взрыва. Требования Б.1.10. 3) Сероводород в системе — токсичный газ. Газоанализаторы. 4) Высокие температуры. Перспективы. Тренд на углубление переработки до 95%+ к 2030 году по программе развития нефтепереработки. Развитие гидрокрекинга остатков (резид-гидрокрекинг) для переработки мазута. На курсе разбирается.

НПЗ — высокорисковые объекты с историей серьёзных аварий. Системные уроки. 1) Texas City BP 2005 (США, Техас). Главная авария отрасли последних десятилетий. Взрыв на установке изомеризации BP. 15 погибших, 180 раненых. Разрушения предприятия. Корневая причина — переполнение распылителя при пуске после ремонта с выпуском паров углеводородов через клапан в атмосферу. Воспламенение от автомобиля. Лидерская ошибка управления BP в эксплуатации. Привело к выплате 50+ млрд USD штрафов, потере лидерства, реструктуризации BP. Уроки — пусковые операции, ПЛАС, культура безопасности (рассмотрение неаварийных нарушений), управление в кризисах. 2) Тосо-Корпус Кристи 2001 (Tosco, США). Взрыв на установке. 4 погибших. 3) Sumare Brazil 2014 (Petrobras). Утечка с пожаром. 4) Серия инцидентов на советских и российских НПЗ. Пожары в резервуарных парках (Куйбышевский, Уфимский, Тюменская обл). Взрывы на установках (различные годы). Гибель сотен работников в общей сложности за десятилетия. 5) Авария на Уфимском НПЗ Башнефти 2002. Гибель 2 работников. Пожар. 6) Авария на Ачинском НПЗ. Гибель работников. 7) Серия инцидентов на советских мини-НПЗ с гибелью работников. 8) Hindenburg-Bayer Texas 1999. Взрыв на химическом комплексе с НПЗ-частью. 9) Texas City Williams 2005. Близкая по времени к BP. Множественные взрывы. 10) Pampa Texas 2008 (Citgo). Взрыв на установке. Гибель работников. 11) Серия пожаров на резервуарах с нефтепродуктами по всему миру. Buncefield 2005 (Великобритания) — взрыв с разрушениями в радиусе нескольких км после переполнения резервуара бензина. 12) Beirut 2020 — не НПЗ, но смежная отрасль. Уроки для всех. Уроки. 1) Системы безопасности технологических процессов (Process Safety Management — PSM) — стандарт OSHA 29 CFR 1910.119 + российские аналоги ФНП. Многоуровневая защита. 2) Системы ПАЗ уровней SIL 2-3. Обязательные. 3) Резервуарный парк с обвалованиями, пенотушением, контролем уровней. 4) Чёткие правила пусков, остановов, ремонтов. ПЛАС обязателен. 5) Регулярные учения по ПЛАС с имитацией аварий. 6) Газоспасательная служба собственная или на договоре. 7) Аттестация работников по Б.1.2 + специализированные. Регулярная переподготовка. 8) Контроль культуры безопасности (Safety Culture). Анализ неаварийных нарушений. Открытое обсуждение. 9) Аудит ПБ независимыми экспертами. Внешний контроль. 10) Государственный контроль Ростехнадзора. Регулярные проверки. Применение анализа аварий в подготовке к аттестации. На курсе показываются конкретные аварии как учебные кейсы.

Евро-5 — стандарт качества автомобильных топлив, принятый в РФ и большинстве стран мира. Главное достижение последних 20 лет программы экологизации транспорта. ТР ЕАЭС «О безопасности автомобильных бензинов, дизельного топлива, судовых жидких топлив и топочного мазута» — российский регулирующий документ. История. Евро-1 (1992 в ЕС) — первый стандарт ограничения выбросов автомобильных двигателей и связанных требований к топливам. Евро-2 (1996), Евро-3 (2000), Евро-4 (2005), Евро-5 (2009), Евро-6 (2014). В РФ — постепенное внедрение. Евро-4 с 2014. Евро-5 с 2016 как обязательный стандарт. Главные параметры Евро-5 для бензина. 1) Содержание серы — не более 10 ppm (мг/кг). 2) Содержание бензола — не более 1% объёмных (главный канцероген). 3) Содержание ароматики — не более 35% объёмных. 4) Содержание олефинов — не более 18%. 5) Содержание оксигенатов (метанол, этанол, ЭТБЭ, МТБЭ) — нормируется. 6) Октановое число (исследовательское) — не менее 92, 95, 98 для разных марок (АИ-92, АИ-95, АИ-98). 7) Давление паров — нормируется. 8) Температурные характеристики дистилляции — нормируется. Главные параметры Евро-5 для дизеля. 1) Содержание серы — не более 10 ppm. 2) Цетановое число — не менее 51 (показатель воспламеняемости в дизельном двигателе). 3) Содержание полициклической ароматики (ПАУ) — не более 11% массовых. 4) Цетановый индекс — нормируется. 5) Плотность — 820-845 кг/м³. 6) Температура помутнения и предельная фильтруемость — для зимних марок (до -32°C для арктических). 7) Кинематическая вязкость — нормируется. 8) Зольность — нормируется. Технологические требования к НПЗ для производства Евро-5. 1) Глубокая гидроочистка дизельных фракций — снижение серы с 1000-5000 ppm в прямогонной фракции до менее 10 ppm. Дорогостоящий процесс. Высокие давления, расход водорода. 2) Глубокая гидроочистка бензиновых фракций (FCC-бензина, риформата) — снижение серы и ароматики. 3) Изомеризация лёгких бензинов — высокооктановые низкосерные компоненты. 4) Алкилирование (где есть) — высокооктановые низкосерные компоненты. 5) Контроль качества компаундирования — точное соответствие требованиям. 6) Контроль на всех технологических переделах. Программа модернизации НПЗ РФ (2010-е) — масштабное строительство гидроочисток и установок алкилирования для выполнения Евро-5. Капитальные затраты сотни миллиардов рублей. К 2018 году практически все российские НПЗ перешли на массовое производство Евро-5. Тенденции. Евро-6 — продолжение ужесточения. Внедряется в ЕС. В РФ — частично. Обсуждение перехода. Биотоплива и альтернативы. Электротранспорт. Стратегические вызовы для нефтепереработки. На курсе разбирается.

Российская нефтепереработка — стратегическая высокомаржинальная отрасль с одними из самых высоких зарплат среди обрабатывающей промышленности. На крупных НПЗ ВИНКов (Роснефть — Туапсинский, Сызранский, Самарский, Куйбышевский, Ачинский, Ангарский, Комсомольский, Рязанский, Саратовский; Лукойл — Пермнефтеоргсинтез, Нижегородский, Волгоградский, Ухтинский, Будённовский; Газпром нефть — Омский, Московский; Татнефть — ТАНЕКО; Башнефть Роснефть — Уфимский комплекс; Сургутнефтегаз — Киришский) инженер-технолог установки в первый год получает 125–215 тысяч рублей, главный технолог цеха — 225–395 тысяч, начальник установки или цеха — 295–485 тысяч, главный механик и главный энергетик — 265–445 тысяч, главный инженер НПЗ — 425–745 тысяч, главный специалист по промышленной безопасности — 315–525 тысяч, эксперт ЭПБ по НПЗ (аттестованный) — 265–525 тысяч, технический директор НПЗ или вертикально интегрированной нефтяной компании (ВИНК) — 625 тысяч – 1,25 млн в месяц. На сложных современных комплексах (ТАНЕКО, Омский, Рязанский, Нижегородский после модернизаций) — на 20-30% выше за счёт уровня технологий и стратегичности. На региональных удалённых НПЗ (Ачинский, Ангарский, Комсомольский-на-Амуре) — северный коэффициент даёт +30-50%. Главные инженеры — 600 тысяч – 1 млн. Технические директора с международным опытом — 1-2 млн с пакетом. Корпоративные. Роснефть — крупнейший российский ВИНК. Капитализация около 50 млрд USD. Главные инженеры НПЗ — 700 тысяч – 1,2 млн. Технические директора холдинга — 2-5 млн с акциями. Лукойл — лидер по эффективности нефтепереработки. Главные инженеры НПЗ — 600 тысяч – 1 млн. Газпром нефть — Омский ОНПЗ — один из крупнейших в Европе. Главные инженеры — 700-900 тысяч. Татнефть — ТАНЕКО — современный комплекс. Главные инженеры — 600-800 тысяч. Сургутнефтегаз — Киришский НПЗ. Стандартные. Башнефть — Уфимский комплекс. Стандартные. Государство. Ростехнадзор — отдел нефтепереработки. Стандартные оклады инспекторов. Эксперты ЭПБ по НПЗ — массовая ниша с регулярным спросом для согласований ПЛАС, ЭПБ резервуарных парков, реконструкций. Гонорары 200-500 тысяч за заключение. Преподавание. РГУ нефти и газа им. Губкина — главный ВУЗ для нефтепереработки. УГНТУ. Самарский ГТУ. КНИТУ-КХТИ. Институт нефтехимии и катализа РАН. Карьерный рост. Молодой инженер на НПЗ — 5-7 лет до главного технолога. 10-15 лет — до главного инженера или технического директора. На стратегических объектах — ускоренная карьера. На региональных удалённых НПЗ — северный коэффициент компенсирует медленное развитие. С учётом стратегической важности нефтепереработки и регулярных модернизаций — стабильная перспективная карьера для специалистов высокой квалификации. Программа подготовки даёт документ для аттестации в Ростехнадзоре по Б.1.2 и работы на руководящих и специальных должностях нефтеперерабатывающих заводов любого профиля.