ДИСТАНЦИОННАЯ ПОДГОТОВКА

Аттестация по области Б.1.3 промышленной безопасности

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.1.3 промышленной безопасности

Подготовка к аттестации в Ростехнадзоре по области Б.1.3 «Эксплуатация объектов нефтеперерабатывающей промышленности» — специализированный раздел для руководителей и специалистов нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), занятых первичной перегонкой нефти, вторичными процессами переработки (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, изомеризация, алкилирование, гидроочистка, висбрекинг), производством товарного бензина, дизельного топлива, авиакеросина, мазута, битумов, смазочных масел. Для главных инженеров, главных технологов, начальников установок АВТ, ЛК-6у, риформинга, гидрокрекинга, ответственных за ПБ на 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 — Лукойл, Роснефть, Газпром нефть, Татнефть-ТАНЕКО, Башнефть-Уфимский НПЗ, региональные.

Зачем нужна аттестация Б.1.3

Область Б.1.3 «Эксплуатация объектов нефтеперерабатывающей промышленности» — специализированный раздел аттестации Ростехнадзора, проверяющий знания требований ПБ применительно к нефтепереработке. Российская нефтепереработка — одна из крупнейших в мире отраслей с объёмом первичной переработки около 280 млн тонн нефти в год (2024) и производством около 40 млн тонн автобензина, 80 млн тонн дизтоплива, 35 млн тонн мазута, 12 млн тонн авиакеросина, миллионы тонн битумов, смазочных масел, нефтехимического сырья. Ключевые игроки — Роснефть (Куйбышевская группа, Ачинский, Ангарский, Комсомольский, Туапсинский НПЗ, Башнефть-Уфимский НПЗ после консолидации в 2014), Лукойл (Нижегородский, Волгоградский, Пермский, Ухтинский, Когалымский), Газпром нефть (Омский, Московский НПЗ), Татнефть-ТАНЕКО (Нижнекамск, после консолидации с ТАИФ в 2022), Сургутнефтегаз-Кириши (Ленинградская область), Татнефть-Нижнекамский НПЗ.

Аттестация Б.1.3 обязательна по 116-ФЗ для руководителей и специалистов НПЗ. Предварительные условия — А.1 и Б.1.1. Периодичность 5 лет. Регулирование — ФНП «Правила безопасности нефтегазоперерабатывающих производств» — основной отраслевой документ. ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств». Тематика экзамена включает специфику технологических процессов нефтепереработки, особенности обращения с нефтью, бензинами, дизтопливом, авиакеросином, мазутом, серосодержащими нефтепродуктами, риски сероводородной коррозии, особенности резервуарного парка, систем слива-налива, факельного хозяйства, фракционирования и вторичных процессов на современных НПЗ.

Что вы получите. Теоретическую подготовку по программе области Б.1.3 — ФНП нефтегазоперерабатывающих производств, первичная и вторичная переработка нефти, особенности технологического оборудования НПЗ, противоаварийная защита, резервуарный парк, факельное хозяйство. Разбор актуальных тестовых вопросов экзамена Ростехнадзора с разъяснением специфики нефтепереработки. Сопровождение в процессе аттестации. Результат — протокол с занесением в реестр Ростехнадзора (ЕПТ). Срок действия — 5 лет.

Где требуется аттестация Б.1.3

Роснефть-НПЗ. Куйбышевская группа (Куйбышевский, Сызранский, Новокуйбышевский НПЗ — общая мощность 40+ млн тонн/год). Ачинский НПЗ (Красноярский край). Ангарская нефтехимическая компания (Иркутская область). Комсомольский НПЗ (Хабаровский край). Туапсинский НПЗ (Краснодарский край). Башнефть-Уфимская группа (Уфимский, Новоуфимский, Уфанефтехим). Саратовский НПЗ. Рязанская нефтеперерабатывающая компания (РНПК).
Лукойл-НПЗ. Нижегородский НПЗ (Кстово). Волгоградский НПЗ. Пермнефтеоргсинтез (Пермский НПЗ). Ухтинский НПЗ (Республика Коми). Когалымский НПЗ. Совместно — около 50 млн тонн/год мощностей.
Газпром нефть. Омский НПЗ (крупнейший в РФ единичной мощности — 22 млн тонн/год). Московский НПЗ (11 млн тонн/год).
Татнефть. ТАНЕКО (Нижнекамск, 16+ млн тонн/год, после консолидации с ТАИФ). Нижнекамский НПЗ.
Сургутнефтегаз. Кириши (КИНЕФ, 21+ млн тонн/год, Ленинградская область).
Независимые. Новошахтинский НПЗ. Афипский НПЗ. Орский НПЗ. Антипинский НПЗ (Тюменская). Марийский НПЗ.
Мини-НПЗ и битумные заводы — более 200 объектов по РФ. Хатанга, Когалым, Нягань, Ноябрьск, Усинск, Нефтекамск, региональные.
Газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) — Сосногорский ГПЗ (Газпром), Сургутский ЗСК (Газпром, конденсат), Оренбургский ГПЗ, Астраханский ГПЗ (Газпром — переработка серосодержащего газа Астраханского месторождения), Тобольский ЗПК (СИБУР), Амурский ГПЗ (Газпром, запускающийся 2025).
Морские терминалы и объекты транспортирования нефтепродуктов — Усть-Луга, Новороссийск, Приморск, Козьмино, Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО). Резервуарные парки. Сливо-наливные эстакады.
Экспертные организации, проводящие ЭПБ на объектах НПЗ и нефтехранилищах. Инжиниринговые компании, разрабатывающие проектную документацию для модернизации НПЗ (Гипрогазоочистка, ВНИПИнефть, ВНИИНП).

Что входит в программу подготовки

Первичная переработка нефти (АВТ)

АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатая установка) — базовая установка первичной переработки нефти на каждом НПЗ. Стандартная мощность — 3-12 млн тонн/год. Принцип — разделение нефти на широкие фракции по температурам кипения через ректификацию при атмосферном (АТ-часть) и вакуумном (ВТ-часть) давлении. Стадии. 1) Электрообессоливание (ЭЛОУ). Удаление солей и воды из нефти через смешение с пресной водой, отстой в электродегидраторах под напряжением 25-44 кВ. Снижение содержания солей с 100-300 до 3-5 мг/л. Необходимо для предотвращения коррозии последующего оборудования. 2) Атмосферная ректификация (АТ). Нагрев нефти в трубчатой печи до 330-360 °C и разделение в колонне на фракции — легкие нефтепродукты (углеводородные газы, бензин), керосиновая, дизельные (лёгкая и тяжёлая дизельные фракции), мазут (остаток). 3) Вакуумная ректификация (ВТ). Нагрев мазута в вакуумной печи до 380-420 °C при давлении 40-100 мм рт.ст. (для предотвращения термического разложения) и разделение на вакуумный газойль (сырьё каталитического крекинга, гидрокрекинга), вакуумные масляные фракции и гудрон (остаток для битумов, котельного топлива). Особенности безопасности. Огромные количества ЛВЖ и горючих газов в колоннах и трубопроводах. Высокие температуры в печах. Сероводород в газах (для сернистых нефтей) — токсичный, коррозионный. Меркаптаны. Тщательная герметизация. Газоанализаторы. Системы аварийных сбросов на факелы. Резервирование. Системы пенного и водяного тушения. Особые требования к футеровке печей. Аппараты воздушного охлаждения вместо водяных (экономия воды и снижение рисков). Современные АВТ — ЛК-6у (Лукойл), КИНЕФ (Сургутнефтегаз), Омский НПЗ (Газпром нефть), Куйбышевский НПЗ.

Вторичные процессы переработки

Вторичные процессы — основа современного НПЗ для получения качественных моторных топлив. 1) Каталитический риформинг. Превращение прямогонной бензиновой фракции в высокооктановый ароматический бензин (риформат) с повышением октанового числа с 50-60 до 85-95. Катализаторы — платиновые, платино-рениевые на окиси алюминия. Температура 480-520 °C, давление 0,8-3,5 МПа. Сопутствующий продукт — водород для гидроочистки и гидрокрекинга. Современные установки CCR (Continuous Catalyst Regeneration, непрерывная регенерация катализатора) от UOP. 2) Каталитический крекинг (FCC, Fluid Catalytic Cracking). Превращение вакуумного газойля в бензин, дизельное топливо, газы. Высокотемпературные процессы — 500-560 °C, циркулирующий цеолитный катализатор в кипящем слое. Высокая мощность установок — 1-3 млн тонн/год. Глубина переработки до 85-90%. Регенерация катализатора путём выжигания кокса в регенераторе. Огромные количества горючих газов и пыли катализатора. 3) Гидрокрекинг. Превращение тяжёлых фракций в лёгкие моторные топлива при высоких давлениях водорода (8-20 МПа) и температурах (370-440 °C) на никель-молибденовых или вольфрам-никелевых катализаторах. Очень высокое качество продукции (низкое содержание серы, высокое цетановое число дизтоплива). Современные установки — Лукойл-Нижегородский, ТАНЕКО, Сургутнефтегаз-КИНЕФ. 4) Изомеризация. Превращение н-парафинов C5-C6 в изопарафины с высоким октановым числом. 5) Алкилирование. Получение алкилбензина из изобутана и олефинов (бутилены, пропилен) на кислотных катализаторах (серная кислота HF). Высокоэффективная бензиновая фракция. Особые требования безопасности при применении HF. 6) Гидроочистка (HDS, HydroDeSulfurization). Очистка бензинов, керосина, дизельных фракций от серы и других примесей при давлениях 3-7 МПа водорода и температурах 320-380 °C. Содержание серы в дизтопливе после гидроочистки — до 10 ppm (стандарт Евро-5). 7) Висбрекинг и термокрекинг. Глубокая переработка гудрона. 8) Производство битумов. 9) Производство смазочных масел. 10) Производство кокса (коксование).

Резервуарный парк и факельное хозяйство

Резервуарные парки нефти и нефтепродуктов — один из ключевых объектов НПЗ. Виды резервуаров. РВС (резервуары вертикальные стальные) сферические со стационарной крышей — для тёмных нефтепродуктов (мазут, гудрон). РВС со стационарной крышей и понтоном — для светлых (бензин, дизтопливо). РВС с плавающей крышей — для нефти и летучих нефтепродуктов. Минимизация испарения. РГС (резервуары горизонтальные стальные) — меньшие объёмы. Сферические резервуары — для сжиженных углеводородных газов (пропан, бутан, ШФЛУ). Подземные резервуары — для ГСМ на АЗС и малых объектах. Объёмы — от 200 до 100 000 м³ единичной ёмкости. Парк крупного НПЗ — миллионы м³. Особенности безопасности резервуаров. Дыхательные клапаны для стационарных крыш. Огневые предохранители. Системы заземления и молниезащиты (резервуары с ЛВЖ — зоны с высоким риском взрыва от статического электричества и молний). Аварийная вентиляция. Газоанализаторы по периметру парка. Системы охлаждения водой при пожаре соседних резервуаров. Системы пенотушения — стационарные и передвижные. Обвалование (земляные валы вокруг резервуаров для ограничения растекания нефтепродуктов при разгерметизации). Подземные хранилища лафетных пенообразователей и воды. Аварии резервуарных парков. Бхопал-Тулуза-Тексас-Сити (зарубежные) и Бунсфилд (Великобритания 2005) — переполнения резервуаров с последующим взрывом газо-воздушной смеси. Российские — периодические инциденты с утечками, пожарами. Активное использование уроков. Факельное хозяйство НПЗ. Система централизованной утилизации сбросных газов с каждой установки. Магистральные факельные трубопроводы. Сепарационные узлы. Факельные стволы (высота 50-150 м для крупных НПЗ). Системы пилотного зажигания. Современные технологии — flare gas recovery (улавливание факельных газов и возврат в технологию для экономии и снижения экологического воздействия). На курсе разбирается практика проектирования и эксплуатации резервуарных парков и факельных систем НПЗ.

Сероводород и сероочистка

Сероводород (H₂S) — ключевой токсичный компонент в нефтепереработке. Источники. Природный сероводород в высокосернистых нефтях (российская нефть в среднем содержит 1-2,5% серы, отдельные месторождения — Прикаспийские, Печорские — до 5%). Также образуется в термических процессах при разложении сероорганических соединений и в гидроочистке (восстановление органической серы до H₂S). Опасности. Высокотоксичный газ — смертельная концентрация около 0,1% (1000 ppm) при кратковременной экспозиции. При 0,01-0,03% (100-300 ppm) уже потеря сознания в течение минут. Анестезия обонятельных рецепторов при высоких концентрациях — невозможно почуять запах. ПДКрз — 10 мг/м³ (максимально-разовая) и 3 мг/м³ (среднесменная). Класс опасности 2. Коррозионный газ (особенно в присутствии воды). Может вызывать водородную коррозию углеродистых сталей. Сероводородная коррозия — основной фактор отказов оборудования НПЗ. Защита персонала. Газоанализаторы по всему НПЗ со звуковой и световой сигнализацией. Стационарные системы и индивидуальные носимые. Многоуровневая сигнализация (предупредительная 5-10 ppm, аварийная 20 ppm, эвакуационная 50 ppm). Изолирующие противогазы у газоспасателей. Системы аварийной эвакуации. Учения с имитацией утечек H₂S. Сероочистка. Очистка газов от H₂S через абсорбцию аминами (моноэтаноламин MEA, диэтаноламин DEA, диизопропаноламин DIPA, метилдиэтаноламин MDEA). Регенерация аминов в десорберах. Производство элементарной серы из H₂S по процессу Клауса в установках производства серы. Серы крупный НПЗ производит сотни тысяч тонн/год товарной серы (как побочный продукт). Установки кислых газов и сероочистки — стандартные на всех современных НПЗ. Защита оборудования. Применение хладостойких и сероводородостойких марок стали (например, 09Г2С-12, ГОСТ 19281). Ингибиторы коррозии в технологических средах. Регулярная дефектоскопия (УЗК, рентген) для контроля изменений толщины стенок. Анализы технологических потоков на содержание сероводорода. На курсе разбирается практика.

Эксплуатация, капитальный ремонт, обязанности персонала на НПЗ

Эксплуатация НПЗ. Технологические регламенты по каждой установке (АВТ, риформинг, гидрокрекинг, FCC, сероочистка, водород). Производственные инструкции. Должностные инструкции. Положение о производственном контроле. ППЭР с графиками капитальных ремонтов TAR (Turnaround) каждые 3-4 года для большинства установок. Длительность 30-60 дней. Бюджет миллиарды рублей. До 3000-5000 человек подрядных организаций одновременно. Особенности безопасности при капремонте НПЗ. Большие объёмы огневых работ. Жёсткие правила наряд-допусков. Газоспасатели на всех огневых работах. Большое количество единовременных работ в одной зоне — тщательная координация через диспетчерскую. Регулярные брифинги по безопасности. Газоопасные работы. Вход в колонны, ёмкости, теплообменники для чистки — тщательный анализ воздуха, изолирующие противогазы, дежурный газоспасатель снаружи, постоянный мониторинг. Огневые работы. Снятие давления, продувка инертным газом, анализ воздуха перед началом, обкатка после завершения. Кислородные работы. Аварийные ситуации при капремонтах — исторические аварии BP Texas City 2005 (15 погибших, более 170 раненых), Buncefield 2005, Bayway USA. Эти кейсы — основа обучения безопасности при капремонтах. Обязанности персонала. Аттестация в Ростехнадзоре — А.1, Б.1.1, Б.1.3 для руководителей и специалистов НПЗ. Дополнительно при специфических установках. Обязательные медосмотры по Приказу Минздрава № 29н. Учёт стажа во вредных условиях. Льготная пенсия по списку 1 (аппаратчики установок с контактом с нефтепродуктами) или 2 (другие категории). Применение СИЗ (спецодежда термостойкая антистатическая, защитные каски, очки, перчатки, противогазы фильтрующие при возможности контакта с H₂S, изолирующие при аварийных работах). Обучение и проверка знаний охраны труда раз в год. Учения по ПЛАС регулярные.

Зарплаты в нефтепереработке

Должность	Доход в месяц, руб.
Инженер-технолог НПЗ	135 000 – 245 000
Главный технолог цеха / установки	235 000 – 425 000
Начальник установки АВТ / риформинга / FCC	325 000 – 525 000
Главный механик / главный энергетик НПЗ	295 000 – 485 000
Главный инженер НПЗ	475 000 – 825 000
Главный специалист по ПБ НПЗ	345 000 – 575 000
Эксперт ЭПБ по нефтепереработке	295 000 – 575 000
Директор НПЗ / технический директор по ПБ	625 000 – 1 175 000

Что вы освоите после подготовки

Первичная переработка нефти на АВТ — электрообессоливание (ЭЛОУ), атмосферная и вакуумная ректификация. Состав фракций. Особенности оборудования.
Вторичные процессы — каталитический риформинг, FCC (каталитический крекинг), гидрокрекинг, изомеризация, алкилирование, гидроочистка, висбрекинг, коксование, производство масел и битумов.
Резервуарные парки — виды резервуаров (РВС, понтонные, плавающая крыша, сферические), особенности безопасности, обвалование, системы тушения, статическое электричество.
Факельное хозяйство НПЗ — магистральные факельные, сепарационные узлы, факельные стволы, flare gas recovery.
Сероводород на НПЗ — токсичность, ПДКрз, газоанализаторы, защита персонала, сероводородная коррозия, сероочистка газов (амины), процесс Клауса.
Противоаварийная защита НПЗ — системы ПАЗ на основных установках, аварийные сбросы, системы пенотушения, водяного орошения резервуаров.
Эксплуатация и капитальный ремонт (TAR) НПЗ — технологические регламенты, ППЭР, организация капремонтов с тысячами подрядных работников, безопасность огневых и газоопасных работ.
Исторические аварии нефтепереработки — BP Texas City 2005, Buncefield 2005, российские инциденты на Куйбышевском НПЗ, других. Технологические выводы.
Обязанности персонала НПЗ — технологические регламенты, аттестация (А.1, Б.1.1, Б.1.3 и специфические), медосмотры, СИЗ, льготная пенсия, газоспасательная служба.
Ответственность за нарушения на НПЗ — КоАП ст. 9.1, УК ст. 217. Связь аттестации с соответствием квалификационным требованиям.

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.1.3 промышленной безопасности — «Эксплуатация объектов нефтеперерабатывающей промышленности» — и действует 5 лет. Для Б.1.3 обязательные предварительные условия — наличие действующих аттестаций по А.1 «Основы промышленной безопасности» и Б.1.1 «Эксплуатация ХОПО». На основании протокола вы вправе занимать должности руководителя или специалиста на нефтеперерабатывающих заводах, ГПЗ, нефтяных терминалах. Сведения о вашей аттестации доступны для проверки в открытом реестре на портале Ростехнадзора.

Нефтепереработка России — одна из крупнейших в мире отраслей. Современные НПЗ — это технологические комплексы стоимостью в сотни миллиардов рублей. От квалификации руководителей и специалистов зависит безопасность и эффективность производства. Системная подготовка к аттестации Б.1.3 — ключевой шаг в карьере специалиста нефтепереработки.

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 «Правила безопасности нефтегазоперерабатывающих производств» — основной отраслевой документ.
ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».
ФНП «Правила безопасности резервуарных парков нефтепродуктов и нефти».
ГОСТ Р МЭК 61511 — системы ПАЗ. ТР ТС 010, ТР ТС 012, ТР ТС 032.
Приказ Минздрава РФ № 29н от 28.01.2021 — обязательные медосмотры.
225-ФЗ — страхование ответственности владельца ОПО. КоАП ст. 9.1, УК ст. 217.

Совет от методистов. Б.1.3 требует углублённого знания технологических процессов современной нефтепереработки. Понимание принципов АВТ, риформинга, гидрокрекинга, FCC, особенностей резервуарных парков и факельного хозяйства, сероочистки — основа успешной сдачи. Программа подготовки построена на актуальных тестовых вопросах по Б.1.3 с разъяснением технологических нюансов и примерами из практики российских НПЗ. После Б.1.3 при работе в газопереработке имеет смысл подавать на дополнительные области (Б.1.4-Б.1.19) при наличии специфических производств на вашем объекте, и на Б.7 при работе с газораспределительными сетями.

Учебный план

Программа «Аттестация по области Б.1.3 промышленной безопасности»

Программа охватывает компетенции для аттестации по области Б.1.3:

Нормативная база

ФЗ-116 (ОПО)
ФНП области Б.1.3
ПП РФ № 1357 (аттестация)
Приказы Ростехнадзора
ФНП по видам работ

Категорирование объектов

I-IV категории опасности
Особенности ОПО хранения и переработки растительного сырья
Регистрация в реестре
Декларация ПБ
Страхование

Безопасная эксплуатация

Особенности оборудования хранения и переработки растительного сырья
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

Современная нефтепереработка — комплексное производство с десятками технологических установок. Базовые. 1) Электрообессоливание (ЭЛОУ). Удаление солей и воды из сырой нефти. Стандартная установка перед АВТ. Снижение содержания солей с 100-300 мг/л до 3-5 мг/л. Критично для предотвращения коррозии оборудования. 2) Атмосферно-вакуумная трубчатая (АВТ). Базовая установка первичной переработки. Разделение нефти на фракции через ректификацию при атмосферном (АТ) и вакуумном (ВТ) давлении. Стандартные фракции — углеводородные газы, прямогонный бензин, керосиновая, дизельные (лёгкая и тяжёлая), вакуумные газойли (лёгкий и тяжёлый), гудрон. Мощности 3-12 млн тонн/год единичной мощности. Углубляющие процессы (вторичные). 3) Каталитический крекинг (FCC). Превращение вакуумного газойля в бензин, дизель, газы. Цеолитный катализатор. Температуры 500-560°C. Глубина переработки до 85-90%. Один из ключевых процессов современного НПЗ. 4) Гидрокрекинг. Превращение тяжёлых фракций в моторные топлива при высоких давлениях водорода (8-20 МПа). Высокое качество продукции — низкое содержание серы, высокое цетановое число. 5) Каталитический риформинг. Повышение октанового числа бензиновой фракции с 50-60 до 85-95 через ароматизацию. Платиновые катализаторы. Сопутствующий продукт — водород. Современные CCR (UOP). 6) Изомеризация. Превращение н-парафинов C5-C6 в изопарафины. Повышение октана низкооктановой бензиновой фракции. 7) Алкилирование. Получение алкилбензина из изобутана и олефинов на серной или плавиковой кислоте. Высокоэффективный компонент бензина. 8) Гидроочистка (HDS). Очистка бензинов, керосина, дизельных фракций от серы. Соответствие стандарту Евро-5 (10 ppm серы в дизтопливе). Стандартный процесс для всех модернизированных НПЗ. 9) Висбрекинг. Глубокая переработка гудрона с понижением вязкости и получением котельного топлива. Особые процессы. 10) Производство битумов (окисление гудрона). 11) Производство смазочных масел (селективная очистка, депарафинизация, гидрообработка). 12) Коксование (получение нефтяного кокса как побочного продукта и компонента металлургии). 13) Алкилирование бензола (получение этилбензола для производства стирола — связка с нефтехимией). 14) Производство ароматики (бензол, толуол, ксилолы) для нефтехимии. Российская модернизация НПЗ. С 2011 года реализуется программа модернизации с введением новых вторичных процессов. Цель — повышение качества моторных топлив (Евро-5), углубление переработки. Лидеры по глубине переработки — ТАНЕКО (95%+), Лукойл-Нижегородский, Газпром нефть-Омский. Программа продолжается с 2024 года новыми инвестициями. На курсе разбирается.

Сероводородная коррозия (H₂S corrosion, sulfide stress cracking SSC) — основной фактор отказов оборудования нефтепереработки и нефтехимии. Механизмы. 1) Водородное охрупчивание сталей. H₂S диссоциирует с выделением атомарного водорода, который проникает в металл и накапливается в структуре, вызывая снижение пластичности и появление трещин. Особенно опасно для высокопрочных сталей и сварных швов. 2) Электрохимическая коррозия. H₂S в присутствии воды образует слабую кислоту, вызывающую общую коррозию. 3) Питтинговая коррозия. Локальное углубление коррозии в точках с высокой концентрацией хлоридов или электрохимических неоднородностей. 4) Стресс-коррозионное растрескивание (SCC) — трещины под напряжением в присутствии H₂S. Особо опасно для трубопроводов и колонн под давлением. Стандарты. NACE MR0175 / ISO 15156 — международный стандарт по материалам для нефтегазовой отрасли в H₂S-содержащих средах. Определяет максимально допустимые твёрдости (HRC) для конструкционных сталей. Российский ГОСТ Р 53678-2009 (адаптация ISO 15156). Профилактика. 1) Подбор материалов. Для H₂S-содержащих сред — низколегированные стали с твёрдостью HB ≤ 250. Аустенитные нержавеющие стали (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т). Для самых жёстких условий — никелевые сплавы (Инконель, Хастеллой). После 2022 — программа импортозамещения по российским аналогам. 2) Контроль качества сварки. Жёсткие требования к сварным швам. Термообработка после сварки (post-weld heat treatment, PWHT) для снятия остаточных напряжений и снижения твёрдости. Тщательная аттестация сварщиков. 3) Контроль среды. Удаление воды (осушение газов перед переработкой). Применение ингибиторов коррозии. Контроль концентрации H₂S, кислорода, хлоридов. 4) Регулярная дефектоскопия. УЗК (ультразвуковой контроль), магнитопорошковый, цветной (флуоресцентный), визуальный. Контроль толщины стенок аппаратов через УЗК с регламентированной периодичностью. Тренды истончения. Прогнозирование остаточного ресурса. 5) Online-мониторинг коррозии. Куроновые зонды, электрохимические датчики, ультразвуковые толщиномеры с автоматическим сбором данных. 6) Очистка от H₂S — извлечение в установках аминной очистки до приемлемых концентраций. Применение в нефтепереработке. Все установки гидроочистки, сероочистки, технологические потоки с высокосернистой нефтью. Установки производства серы (Клауса) — особо тщательный контроль. Резервуары и трубопроводы кислых газов. Расследование коррозионных аварий. Ключевая категория аварий нефтепереработки. Регулярные кейсы. Основа разработки требований ФНП. На курсе разбирается практика.

Капитальный ремонт НПЗ (Turnaround, TAR) — масштабная организационная задача. Особенности. 1) Длительность. 30-60 дней для отдельной установки, до 90 дней для крупнейших комплексов. 2) Периодичность. По регламенту 1 раз в 3-5 лет для установок (типично 4-летний цикл). Для отдельных компонентов (катализаторы) — ежегодная замена. 3) Бюджет. От 500 млн до 10 млрд рублей на одну установку в зависимости от объёма работ. 4) Привлечённые ресурсы. 1000-5000 подрядных работников одновременно. Сотни единиц техники. Тысячи единиц оборудования и материалов. 5) Стратегическое влияние. Полная остановка установки с потерей производства тысяч тонн продукции в день. Координация с поставщиками сырья (нефтяные компании) и потребителями (АЗС, авиакомпании, металлургия для мазута). Этапы. 1) Стратегическое планирование. 1-1,5 года до начала. Утверждение программы работ (план модернизации, замена оборудования, реконструкция). Бюджетирование. Тендеры на подрядные организации. Контракты на материалы и комплектующие (часть с длительным сроком поставки — катализаторы, специальное оборудование). Заявка лицензий и разрешений. Согласование с Ростехнадзором. 2) Оперативное планирование. 3-6 месяцев до. Детальные графики работ. Распределение по бригадам. Логистика. 3) Подготовка. 1-2 месяца до. Привоз материалов и оборудования на склады временного хранения. Подготовка площадок для размещения подрядных бригад (бытовые модули, столовые, медпункты, душевые, ремонтные мастерские). Подготовка инфраструктуры для подрядного оборудования (электропитание, сжатый воздух, вода). Брифинги по безопасности и охране труда. Проверки квалификации подрядного персонала. Тестирование критического оборудования. 4) Остановка и опорожнение. 3-7 дней. Постепенная остановка технологического оборудования. Опорожнение от продуктов — через факелы, в резервуары, в системы возврата. Продувка инертным газом (азотом) для удаления остатков горючих и токсичных газов. Снятие давления. Охлаждение. Анализ воздуха в каждом аппарате для допуска к работам. Передача оборудования в ремонт по акту. 5) Ремонтные работы. 20-45 дней. Открытие аппаратов, чистка от шламов, отложений, кокса. Дефектоскопия (визуальный, УЗК, рентген, цветная). Замена изношенных деталей, тарелок, штуцеров. Капитальная замена оборудования при модернизации. Сварочные работы (тысячи стыков). Гидроиспытания, пневмоиспытания после сборки. Поверка КИПиА. Замена катализаторов в реакторах. 6) Подготовка к пуску. 3-5 дней. Сушка оборудования (важно для гидрооборудования). Продувка азотом. Проверки готовности. 7) Пуск. 2-7 дней. Постепенный набор температуры и давления. Загрузка сырья. Достижение режима. 8) Финальная приёмка. 1-3 дня. Безопасность. Огневые работы — основная категория опасных. Тысячи единовременных. Тщательный анализ воздуха перед началом. Газоспасатели на дежурстве. Пожарные посты с автонасосами. Координация всех работ через диспетчерскую. Известные аварии — BP Texas City 2005, Lyondell-Houston, российские. Уроки активно используются. На курсе разбирается практика.

Российская нефтепереработка с 2011 года прошла масштабную модернизацию по программе Минэнерго. Этапы. 1) 2011-2015 — модернизация для перехода на Евро-4 и Евро-5. Установки гидроочистки, изомеризации, риформинга нового поколения. Замена устаревших установок термического крекинга на современные FCC и гидрокрекинг. Стимулирование через дифференциацию акцизов и пошлин. 2) 2015-2020 — углубление переработки. Гидрокрекинг тяжёлых фракций. Висбрекинг гудрона. Повышение глубины переработки с 65-75% до 85-95%. Снижение производства мазута. 3) 2020-2025 — обратный акциз (демпфер) и компенсационные механизмы. Дополнительная модернизация. Программа модернизации позволила. Полностью прекратить производство бензина Евро-2 и ниже. Производство дизтоплива до Евро-5. Существенное снижение содержания серы в моторных топливах. Снижение производства мазута за счёт гидрокрекинга и FCC. Конкретные проекты. ТАНЕКО (Татнефть, Нижнекамск). С 2010 — крупнейший новый проект. Глубина переработки 99% к 2024. Мощность 16+ млн тонн нефти/год. Лукойл-Нижегородский НПЗ. Установка гидрокрекинга 2022 (3 млн тонн/год). Установка изомеризации. Лукойл-Волгоградский. Гидрокрекинг 2024. Лукойл-Пермский. Газпром нефть-Омский НПЗ. Установка алкилирования 2017. Установка биткомплекс. Гидрокрекинг 2022. Газпром нефть-Московский НПЗ. Установка гидрокрекинга 2014. Реконструкция всей цепочки до 2020. Программа охраны окружающей среды с экологическими установками. Роснефть-Куйбышевский, Сызранский, Новокуйбышевский. Последовательная модернизация. Роснефть-Туапсинский. Глубокая модернизация с увеличением мощности с 5 до 12 млн тонн. Роснефть-Башнефть-Уфимская группа. После консолидации Роснефти в 2014 — комплексная модернизация. Сургутнефтегаз-Кириши (КИНЕФ). Установка гидрокрекинга 2013. Постепенная модернизация. Татнефть-Нижнекамский НПЗ. После консолидации с ТАИФ в 2022 — план модернизации. Антипинский НПЗ (после санации с 2019). Восстановление и модернизация. Орский НПЗ. Глубокая модернизация. Технологические партнёры. До 2022 — UOP (США), Axens (Франция), Linde, KBR, Shell Global Solutions, Lummus, Topsoe (Дания). После санкций — переориентация. Sinopec Engineering, China Petroleum Engineering (Китай), Petronas (Малайзия), Toyo Engineering Corp (Япония, ограниченно), Reliance (Индия). Российские лицензиары — ВНИПИнефть, ВНИИНП, Гипрогазоочистка. Импортозамещение катализаторов. ОАО «РРЗК» (Российский завод катализаторов в Стерлитамаке), КатализаторХимия (Тула). На курсе разбираются актуальные проекты.

Знание исторических аварий на НПЗ — критическая часть подготовки. Они формируют требования ФНП. Ключевые мировые. 1) Texas City (США, 2005). BP. Взрыв на установке изомеризации при пуске после капитального ремонта. 15 погибших, более 170 раненых. Причины — переполнение колонны при пуске, неработающие индикаторы уровня, отказы выходного факела, нахождение временных строительных модулей в зоне поражения. Основа концепции process safety management (PSM) для нефтепереработки. Стандарт CSB. 2) Buncefield (Великобритания, 2005). Total. Взрыв на нефтебазе. 43 раненых. Причины — переполнение резервуара бензина без обнаружения. Образование облака паров бензина с воздухом. Воспламенение. Колоссальный взрыв (один из крупнейших в истории нефтехранилищ). Основа требований к системам контроля уровня в резервуарах, обвалованию, отступам, удалению инфраструктуры. 3) Phillips 66 (США, 1989). Взрыв на установке полиэтилена. 23 погибших. Причины — ошибочное открытие клапана при работе с высокими концентрациями этилена. 4) Esso Longford (Австралия, 1998). Газоперерабатывающий завод. 2 погибших. Перерыв подачи газа в Викторию. Хладноразрушение оборудования после внепроектной остановки. 5) Petroleos Mexicanos San Juan Ixhuatepec (Мексика, 1984). Взрыв пропановой установки. 500-650 погибших. Основа концепции категорирования зон риска LPG-установок. 6) Skikda LNG (Алжир, 2004). Взрыв и пожар на сжижении природного газа. 27 погибших. 7) Tesoro Anacortes (США, 2010). Взрыв на установке гидроочистки. 7 погибших. Причины — высокотемпературный водородный охрупчивание (HTHA) с трещинами в теплообменнике. 8) Pasadena (США, 1989). Phillips Petroleum. Взрыв высокого давления полиэтилена. 23 погибших. Российские. 1) Куйбышевский НПЗ (1989). Авария на установке риформинга. Утечка с последующим возгоранием. 2) Лукойл-Волгоградский (2002). Взрыв на установке. 3) Туапсинский НПЗ. Несколько инцидентов. 4) Ачинский НПЗ. Авария на резервуарном парке с пожаром. 5) Антипинский НПЗ — серия инцидентов после санации. 6) Орский НПЗ — пожары в разные годы. 7) Газпром Заполярный ГКМ (2003). Взрыв на УКПГ. 8) Транснефть НПС — серия аварийных утечек с разливом нефти. 9) Газпром-Аммиак Свободный (1980-е и 1990-е). Утечки. 10) Башкирские НПЗ — серия инцидентов. Применение к подготовке. Понимание системных причин. Связь требований ФНП с конкретными известными авариями. Профилактика. На курсе разбираются ключевые аварии с детальным анализом причин и применённой ПЛАС, разбором правоприменительной практики после расследования.

Российская нефтепереработка — одна из самых высокооплачиваемых отраслей промышленности. В крупнейших нефтеперерабатывающих центрах (Омск, Москва, Нижнекамск, Нижний Новгород, Самара, Куйбышев, Сызрань, Новокуйбышевск, Кириши Ленинградская, Туапсе, Ачинск, Ангарск, Комсомольск-на-Амуре, Уфа, Волгоград, Пермь, Ухта, Рязань) инженер-технолог НПЗ в первый год получает 135–245 тысяч рублей, главный технолог цеха или установки — 235–425 тысяч, начальник установки АВТ / риформинга / FCC — 325–525 тысяч, главный механик и главный энергетик НПЗ — 295–485 тысяч, главный инженер НПЗ — 475–825 тысяч, главный специалист по промышленной безопасности НПЗ — 345–575 тысяч, эксперт ЭПБ по нефтепереработке (аттестованный) — 295–575 тысяч, директор НПЗ или технический директор по ПБ — 625 тысяч – 1,175 млн в месяц. Северные надбавки (Кириши, Ухта, Ачинск, Ангарск, Комсомольск-на-Амуре) — повышают на 15-50% к окладам. Дальневосточные надбавки. Премии. На крупных нефтяных компаниях — годовые премии до 100-200% оклада за достижение целей. Опционы на акции для топ-менеджмента (хотя в 2022-2024 ограниченно из-за санкций на отдельных лиц). Расширенный соцпакет (ДМС всей семьи, корпоративный транспорт, оплачиваемые путёвки, поддержка детей, корпоративные пенсии). Кампусы для сотрудников. Корпоративные позиции. Лукойл — крупнейший работодатель в нефтепереработке. Главные инженеры НПЗ — 600-900 тысяч в Москве и крупных центрах. Директора НПЗ — 1-2 млн с пакетом. Роснефть — крупнейший по совокупным мощностям после консолидации Башнефти 2014 и других активов. Газпром нефть — лидер по качеству ESG-показателей и инновациям. Татнефть-ТАНЕКО — после консолидации ТАИФ 2022. Сургутнефтегаз. Газоперерабатывающие комбинаты (Газпром переработка) — Сосногорский, Сургутский ЗСК, Оренбургский, Астраханский, Амурский. Эксперты ЭПБ по нефтепереработке с категорией I и опытом крупных НПЗ — премиальная ниша. Гонорары за заключения 100-500 тысяч за одно. Государство. Ростехнадзор. Стандартные оклады инспекторов. Сложно сравнивать с корпоративным сегментом по зарплате. Зарубежные стажировки до 2022 года были стандартом (Shell Global Solutions, BP Castrol, UOP). После санкций — переориентация на Китай (Sinopec, China Petroleum), Малайзию (Petronas), Индию (Reliance). Преподавание. РГУ нефти и газа им. Губкина (Москва) — главный профильный ВУЗ. УГНТУ (Уфа). ТюмГНГУ (Тюмень). Самарский ГТУ. СПбГИ (горный) с нефтяным направлением. Сибирский федеральный (Красноярск). КНИТУ-КХТИ (Казань) с нефтехимическим направлением. Карьерный рост. Молодой инженер с высшим нефтегазовым образованием — 5-7 лет до главного технолога. 10-15 лет — до главного инженера НПЗ. Параллельно — экспертная карьера в ЭПБ. Программа подготовки даёт документ для аттестации в Ростехнадзоре по Б.1.3 и работы на руководящих и специальных должностях нефтеперерабатывающих заводов и связанных объектов.