ДИСТАНЦИОННАЯ ПОДГОТОВКА

Аттестация по области Б.2.1 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.2.1 промышленной безопасности

Подготовка к аттестации в Ростехнадзоре по области Б.2.1 «Общие требования промышленной безопасности на объектах нефтегазодобычи, бурения и геологоразведки» — базовая аттестация для руководителей и специалистов вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК) — Роснефть, Лукойл, Газпром, Сургутнефтегаз, Татнефть, Башнефть, ННК (Транснефть — для трубопроводов отдельный путь), сервисных компаний бурения и геологоразведки, операторов малых нефтегазовых проектов. Для главных инженеров месторождений, начальников ЦДНГ (центрального добывающего нефти и газа), супервайзеров бурения, главных геологов, специалистов по промышленной безопасности. По итогам подготовки и сдачи экзамена вы получаете протокол аттестации с занесением в реестр ЕПТ Ростехнадзора со сроком действия 5 лет.

Подготовка

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

Результат

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

Формат

Дистанционно через онлайн-платформу. Доступ 24/7.

Для кого

Главные инженеры, начальники ЦДНГ, супервайзеры бурения, главные геологи — Роснефть, Лукойл, Газпром, Сургутнефтегаз, Татнефть.

Зачем нужна аттестация Б.2.1

Область Б.2.1 — базовый раздел для всей нефтегазовой отрасли. Российский нефтегазовый комплекс — один из крупнейших в мире. Добыча нефти — около 530 млн тонн в год. Добыча газа — около 700 млрд м³. Около 200 тысяч нефтегазовых скважин действующих. Главные регионы — Западная Сибирь (ХМАО, ЯНАО) — основной нефтегазовый кластер с 60-70% добычи; Восточная Сибирь и Дальний Восток (Иркутская обл., Якутия, Сахалин) — развитие новых проектов (Восточная Сибирь — ВСТО, Сила Сибири); Урало-Поволжье (Татарстан, Башкортостан, Самарская, Пермь, Оренбург) — исторические месторождения с ростом обводнённости; Тимано-Печора (Республика Коми, Архангельская); Каспийский (Астраханская, Северный Каспий); Северо-Запад (Калининград); шельфы (Арктический, Сахалинский, Каспийский).

Аттестация Б.2.1 обязательна по 116-ФЗ для руководителей и специалистов нефтегазовых ОПО. Предварительные условия — А.1. Регулирование. ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Тематика экзамена — классификация ОПО нефтегаза (скважины, ДНС — дожимные насосные станции, КНС — кустовые насосные станции, УПН — установки подготовки нефти, УКПГ — установки комплексной подготовки газа, ГРС — газораспределительные станции, факельные системы), общие требования к конструкции и эксплуатации, безопасность работы с сероводородсодержащими газами и нефтью (особо опасные категории), ПЛАС, обязанности персонала, надзор Ростехнадзора, разрешительные процедуры.

Что вы получите. Теоретическую подготовку по программе области Б.2.1 — общие ФНП нефтегаза, классификация ОПО, безопасность сероводорода, ПЛАС, обязанности персонала. Разбор актуальных тестовых вопросов экзамена. Сопровождение. Результат — протокол ЕПТ Ростехнадзора. Срок 5 лет.

Где требуется аттестация Б.2.1

Роснефть и её дочерние — Юганскнефтегаз (Нефтеюганск), Самотлорнефтегаз (Нижневартовск), Ванкорнефть (Красноярский край), Верхнечонскнефтегаз (Иркутская обл.), Восток Ойл, Тюменнефтегаз и другие. Около 200 млн тонн нефти/год.
Лукойл — ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь (Когалым), ЛУКОЙЛ-Коми (Усинск), Лукойл-Пермь, Лукойл-Нижневолжск, Лукойл-Калининград, Лукойл Каспий. Около 80 млн тонн/год.
Газпром — Газпромнефть (Омск), Газпром добыча Ямбург, Газпром добыча Уренгой, Газпром добыча Надым, Газпром добыча Ноябрьск, дочерние общества в Сибири, на Сахалине, на Ямале. Около 400 млрд м³ газа в год + 90 млн тонн нефти и конденсата.
Сургутнефтегаз — Сургут. Около 55 млн тонн нефти/год.
Татнефть — Альметьевск. Около 27 млн тонн нефти/год.
Башнефть (Роснефть после консолидации) — Уфа. Около 19 млн тонн нефти/год.
ННК (Независимая нефтегазовая компания) — Сахалин, Хабаровский край. Около 4 млн тонн/год.
НОВАТЭК — Ямал-СПГ (Сабетта), Арктик-СПГ-2 (готовится). Газ и конденсат.
ЕССК (Евразия), Иркутская нефтяная компания (ИНК) — Иркутская область.
Газпром нефть — Ямал, Ноябрьск, Муравленко, Оренбург.
Малые операторы — Русснефть, региональные нефтегазовые компании.
Сервисные компании бурения — Eurasia Drilling Company (EDC), Газпром бурение, Лукойл-Бурение, Сибнефтьсервис, КРС (капитальный ремонт скважин), ГРМ (геологоразведочные).
Геофизические и геологоразведочные — Газпромгеофизика, Татнефтегеофизика, региональные сейсморазведочные.
Транспортные компании нефти и газа — Транснефть (магистральные нефтепроводы), Газпром (магистральные газопроводы).
Морские проекты — Сахалин-1, Сахалин-2 (после смены контроля), Сахалин-3, Приразломная (Газпром нефть, Арктика), Каспийские.

Что входит в программу подготовки

Классификация ОПО нефтегаза

Главные типы ОПО нефтегазодобычи. 1) Скважины — главные ОПО добычи. Добывающие, нагнетательные (для поддержания пластового давления), наблюдательные, газовые, газоконденсатные. Глубины от 1 до 7 км. Параметры устья — давление 5-50 МПа, температура до 100°C, дебит от 1 до 1000 м³/сут. Особые скважины — сероводородные (с высоким содержанием H₂S — Астраханское, Оренбургское, Карачаганакское месторождения), высокого давления. 2) Кустовые площадки — объединённые группы скважин (5-30) на одной площадке. Стандарт Западной Сибири. Куст обустроен ГЗУ (групповая замерная установка), КНС, эстакадой трубопроводов. 3) Дожимные насосные станции (ДНС) — повышают давление нефти для транспортирования к центральным сборным пунктам. 4) Кустовые насосные станции (КНС) — нагнетание воды в пласт для поддержания пластового давления (ППД). 5) Установки подготовки нефти (УПН, УПСВ) — разделение продукции на нефть, газ, воду. Обезвоживание и обессоливание нефти. 6) Установки комплексной подготовки газа (УКПГ) — осушка газа от воды (гликолевая или адсорбционная), отбензинивание (НТС — низкотемпературная сепарация), очистка от кислых газов (если нужно). 7) Газораспределительные станции (ГРС) — редуцирование, одоризация (для потребительского газа). 8) Факельные системы — сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) и аварийных сбросов. Тренд — минимизация факельного сжигания (программы утилизации ПНГ до 95% по стандартам РФ). 9) Резервуарные парки — РВС для нефти, мазута, дизтоплива. Обвалования. Пожаротушение. 10) Эстакады погрузки/слива железнодорожных цистерн и автоцистерн. 11) Внутрипромысловые трубопроводы — нефтепроводы, газопроводы, водоводы. Тысячи километров на одном крупном месторождении. Классы опасности ОПО нефтегаза. I (наивысший) — крупные комплексы с большими количествами сероводорода (Астрахань, Оренбург), морские платформы (Приразломная, Сахалин). II — крупные месторождения, ДНС, УПН, УКПГ. III — средние месторождения, отдельные ОПО. IV — малые объекты. От класса зависит уровень требований к ПБ и аттестации. На курсе разбирается.

Сероводород на нефтегазовых ОПО

Сероводород (H₂S) — одна из главных опасностей нефтегазовой отрасли. Содержится в нефти и газе ряда месторождений (Астраханское до 28% H₂S, Оренбургское до 5%, Карачаганакское). Также в нефти Западной Сибири (отдельные месторождения, доли процента). При разработке месторождений с H₂S — особо строгие требования. Свойства. Бесцветный газ с характерным запахом тухлых яиц при малых концентрациях. ВАЖНО — при высоких концентрациях (100+ ppm) обоняние парализуется — человек не ощущает запах. Опасная иллюзия безопасности. Плотность по воздуху 1,19 — тяжелее воздуха, скапливается у пола, в ямах, котлованах. Хорошо растворим в воде и нефти. Горючий — НКПР 4,3%, ВКПР 46%. Токсичность. ПДКрз 10 мг/м³ (около 7 ppm). Опасный уровень 100 ppm. Смертельный 600+ ppm в течение нескольких минут. 1000+ ppm — мгновенно. Механизм — подавление дыхательного центра, ингибирование цитохромоксидазы. Меры безопасности на H₂S-объектах. 1) Газоанализаторы H₂S непрерывного действия в рабочих зонах. Многоуровневая сигнализация (предупредительная 10 ppm, аварийная 20 ppm, эвакуационная 100 ppm). 2) Газоанализаторы у каждого работника — портативные с сигнализацией. Обязательное ношение на объектах с H₂S. 3) Применение специальных СИЗ — воздушные изолирующие противогазы (АИП, шланговые) для газоопасных работ. Запрет фильтрующих (не защищают). 4) Газоспасатели обязательны при работах в зонах H₂S. Готовность к спасению. 5) Применение коррозионно-стойких сталей. H₂S вызывает сероводородное растрескивание сталей (SSC — sulfide stress cracking). Применение специальных марок (15Х5М, нержавеющие, никелевые сплавы). 6) Системы аварийного отключения скважин с H₂S при потере контроля. 7) Утилизация H₂S на УКПГ — процесс Клауса (превращение в серу элементарную). Стандарт. 8) Газоспасательные службы — собственные на ОПО с H₂S. Аттестация работников Б.2.1 с дополнительной подготовкой по сероводороду. 9) Учения по ПЛАС регулярные с имитацией утечек H₂S. 10) Запрет одиночной работы в зонах H₂S. Минимум парная. Аварии. Серия инцидентов на месторождениях с H₂S в РФ и мире. Известные катастрофы — Чжунь (Китай, 2003) — утечка H₂S, 243 погибших. Денвер City (США, 1975) — 9 погибших. Серия инцидентов на Астраханском, Оренбургском в советский период. Уроки. Ужесточение требований. На курсе разбирается.

Эксплуатация скважин и добывающих объектов

Эксплуатация добывающих скважин. Способы. 1) Фонтанный — использование природного давления пласта. Для новых высоконапорных скважин. Снижение давления со временем — переход на механизированную добычу. 2) ШГН (штанговый глубинный насос) — классический способ для малых дебитов (1-30 м³/сут). Привод — станок-качалка на поверхности. Возвратно-поступательное движение колонны штанг. Стандарт Татарстана, Башкортостана, Урало-Поволжья. 3) ЭЦН (электроцентробежный насос) — стандарт средних и высоких дебитов (50-1000 м³/сут). Многоступенчатый центробежный насос с погружным электродвигателем (ПЭД). Стандарт Западной Сибири. 4) Винтовой насос (PCP — Progressive Cavity Pump) — для вязких нефтей с газом или песком. 5) Газлифт — подача газа высокого давления в затрубное пространство для снижения плотности столба жидкости в НКТ. Параметры. Давление устья 1-15 МПа. Температура добываемой продукции 30-100 °C в зависимости от глубины. Дебит — от 1 до 1000 м³ жидкости в сутки. Обводнённость — от 0% для новых до 95% для старых месторождений. Газовый фактор (ГФ) — объём газа на тонну нефти. Эксплуатация ППД (поддержание пластового давления). Закачка воды (пластовой или речной) через нагнетательные скважины для вытеснения нефти. Стандарт после первой стадии разработки. Закачка газа (для газового заводнения). Капитальный ремонт скважин (КРС). Замена насосов, штанг, НКТ. Очистка скважин. Стандартная периодичность — раз в 1-2 года. Подземный ремонт скважин (ПРС). Гидроразрыв пласта (ГРП). Создание трещин в пласте через нагнетание под высоким давлением жидкости разрыва с песком (пропант). Увеличение продуктивности. Особо для баженовской свиты, ачимовской толщи — традиционно низкопроницаемых. Кислотные обработки. Удаление кольматации призабойной зоны кислотой (HCl, HF). Безопасность добывающих ОПО. 1) Системы безопасности скважин — подземные клапаны-отсекатели (для аварийного перекрытия), фонтанная арматура с многократным резервированием. 2) Зонирование вокруг скважин по взрывоопасности (Ex). Электрооборудование во взрывозащищённом исполнении. 3) Системы детекции утечек. Газоанализаторы углеводородов, H₂S. 4) Противофонтанная безопасность. Жёсткие требования. Группы безопасности скважин по давлению и H₂S. 5) Аттестация работников Б.2.1, Б.2.2 (бурение), Б.2.3 (добыча). На курсе разбирается.

ПЛАС, аварии, ответственность

План локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) — обязательный документ для всех ОПО нефтегазодобычи. Структура. Описание возможных аварийных ситуаций по вероятности и тяжести. Зоны поражения. Действия персонала. План эвакуации. План восстановления. Координация с экстренными службами. Возможные аварии нефтегаза. 1) Открытое нефтегазовое фонтанирование (ОФ). Потеря контроля над скважиной с выбросом нефти/газа в атмосферу. Главная катастрофа отрасли. При воспламенении — катастрофический пожар с высокими температурами и большими потерями. 2) Утечки сероводорода. Особенно опасны на Астраханском, Оренбургском, Карачаганакском (Казахстан). 3) Разгерметизация резервуаров и трубопроводов. Утечки нефти. Загрязнение окружающей среды. Возможные пожары. 4) Взрывы парогазовых смесей. 5) Природные катастрофы (землетрясения, ураганы, паводки) с повреждением ОПО. 6) Террористические угрозы. Известные катастрофы нефтегаза. 1) Deepwater Horizon (Мексиканский залив, 2010, BP). Открытое фонтанирование на буровой платформе. 11 погибших. Разлив 4,9 млн баррелей нефти. Катастрофа века для отрасли. 2) Piper Alpha (Северное море, 1988). Пожар на платформе. 167 погибших. Главная катастрофа морской нефтегазовой отрасли. 3) Серия аварий на советских и российских месторождениях. Утечки, пожары, открытые фонтаны в разные годы. Реконструкции и ужесточение требований. 4) Авария на Кенкияк (Казахстан) — открытое фонтанирование, пожар. 5) Серия инцидентов в Западной Сибири — разгерметизации трубопроводов, утечки. Уроки. 1) Современные системы безопасности скважин — подземные клапаны-отсекатели обязательны. 2) Резервирование противовыбросового оборудования (BOP). 3) Жёсткие требования к буровым подрядчикам. 4) Регулярные учения по ПЛАС. 5) Координация с МЧС и администрациями. 6) Государственный контроль Ростехнадзора. Регулярные проверки. Ответственность. КоАП ст. 9.1 — штрафы. УК ст. 217 — уголовная при тяжёлых последствиях. УК ст. 254 — загрязнение природной среды. 225-ФЗ — обязательное страхование. На курсе разбирается.

Зарплаты в нефтегазовой отрасли

Должность	Доход в месяц, руб.
Инженер-технолог месторождения	135 000 – 245 000
Главный технолог ЦДНГ	265 000 – 445 000
Начальник цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ)	325 000 – 545 000
Главный механик / главный энергетик месторождения	285 000 – 485 000
Главный инженер месторождения	485 000 – 825 000
Главный специалист по ПБ	345 000 – 585 000
Эксперт ЭПБ по нефтегазу	285 000 – 585 000
Технический директор ВИНК	725 000 – 1 350 000

Что вы освоите после подготовки

Классификация ОПО нефтегаза — скважины, ДНС, КНС, УПН, УКПГ, факелы, резервуары, эстакады, трубопроводы.
Безопасность H₂S — Астрахань, Оренбург, Карачаганак. ПДКрз 10 мг/м³, опасный 100 ppm, смертельный 600+ ppm.
Способы добычи — фонтанный, ШГН, ЭЦН, винтовой, газлифт. Параметры скважин.
ППД — поддержание пластового давления через нагнетание воды/газа. КНС, нагнетательные скважины.
КРС, ПРС, ГРП, кислотные обработки — технологии увеличения продуктивности.
Сбор и подготовка нефти — УПН, обезвоживание, обессоливание. Газ — УКПГ, осушка.
Сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) — требования утилизации до 95%. Программы.
Противофонтанная безопасность — подземные клапаны-отсекатели, фонтанная арматура.
ПЛАС, известные катастрофы — Deepwater Horizon, Piper Alpha, Чжунь, российские учебные кейсы.
Ответственность за нарушения — КоАП ст. 9.1, УК ст. 217, 254 (загрязнение среды). 225-ФЗ страхование.

Документ по итогам

По итогам подготовки и успешной сдачи экзамена вы получаете протокол аттестации с занесением в реестр Единой системы аттестации (ЕПТ) Ростехнадзора. Протокол подтверждает аттестацию по области Б.2.1 промышленной безопасности — «Общие требования к ОПО нефтегазодобычи» — и действует 5 лет. Предварительное условие — А.1. На основании протокола вы вправе занимать должности руководителя или специалиста на ОПО Роснефти, Лукойла, Газпрома, Сургутнефтегаза, Татнефти, Башнефти, ННК, НОВАТЭКа, ИНК, сервисных компаний.

Нефтегазовая отрасль — основа российской экономики. От Западной Сибири до Сахалина и Арктики. От профессионализма специалистов с аттестацией Б.2.1 зависит безопасность отрасли с историческими катастрофами (Deepwater Horizon, Piper Alpha) как учебными кейсами.

методическая практика подготовки к аттестации

Нормативная база

116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
Постановление Правительства РФ № 2168 от 13.12.2020.
ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
ФНП «Правила безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе».
ТР ТС 010, ТР ТС 012, ТР ТС 032.
Приказ Минздрава РФ № 29н от 28.01.2021.
225-ФЗ, КоАП ст. 9.1, УК ст. 217, 254.

Совет от методистов. Б.2.1 — базовый раздел для всей нефтегазовой отрасли. На тестировании Б.2.1 особое внимание уделите классификации ОПО, безопасности сероводорода (ПДКрз 10 мг/м³), способам добычи (фонтан, ЭЦН, ШГН, газлифт), катастрофам (Deepwater Horizon 2010, Piper Alpha 1988). Б.2.1 обязателен для всех руководителей и специалистов нефтегазовой отрасли. Дополнительно — Б.2.2 (бурение), Б.2.3 (добыча), Б.2.7 (морские шельфы), Б.7 (газоснабжение для объектов с газораспределением).

Учебный план

Программа «Аттестация по области Б.2.1 промышленной безопасности»

Программа охватывает компетенции для аттестации по области Б.2.1:

Нормативная база

ФЗ-116 (ОПО)
ФНП области Б.2.1
ПП РФ № 1357 (аттестация)
Приказы Ростехнадзора
ФНП по видам работ

Категорирование объектов

I-IV категории опасности
Особенности ОПО эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности (общие требования)
Регистрация в реестре
Декларация ПБ
Страхование

Безопасная эксплуатация

Особенности оборудования эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности (общие требования)
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

Российская нефтегазовая отрасль активно развивается несмотря на санкции 2022 года. Главные стратегические проекты. 1) Восток Ойл (Роснефть, Красноярский край, Таймыр). Крупнейший проект российской нефтегазовой отрасли. Запасы около 6 млрд тонн нефти. Запуск с 2024 года. Полная мощность к 2030 — около 100 млн тонн нефти/год. Стратегия — Северный морской путь как экспортный маршрут. Партнёры — Vitol, индийские, китайские. 2) Ямал-СПГ (НОВАТЭК, Сабетта). Действующий с 2017 года. Мощность 16,5 млн тонн СПГ/год. Главный российский СПГ-комплекс. 3) Арктик-СПГ-2 (НОВАТЭК, Утренеее, ЯНАО). Строится. Запуск 1-й очереди 2024. Полная мощность 19,8 млн тонн СПГ/год. Сложности после санкций — потеря технологий Linde, переориентация. 4) Сила Сибири (Газпром). Газопровод от Чаяндинского и Ковыктинского месторождений в Китай. С 2019 года. Около 38 млрд м³/год к 2025. Стратегический газовый коридор в Азию. 5) Сила Сибири-2 (планируется). Газопровод через Монголию или прямой в Китай. Перспективы — 50 млрд м³/год. После переговоров. 6) Сахалин-1 (после смены контроля в 2022 — российские партнёры). Ранее с ExxonMobil. Добыча и СПГ. 7) Сахалин-2 (после смены контроля — российские партнёры). Ранее с Shell. Добыча газа, СПГ-завод Пригородное. 8) Сахалин-3 (Газпром). Развитие. 9) Приразломная (Газпром нефть). Морская нефтедобывающая платформа в Арктике (Печорское море). Добыча около 3,5 млн тонн нефти/год. 10) Иркутская нефтегазовая компания (ИНК). Усть-Кут, Иркутская область. Газохимический комплекс с этиленом и полиэтиленом. Запуск этапами 2024-2028. 11) Амурский газохимический комплекс (СИБУР+Газпром). В Свободном. Этилен, полиэтилен. Запуск 2027-2028. 12) Развитие Каспийского шельфа (Лукойл) — месторождения им. Корчагина, им. Филановского, Ракушечное и другие. Стабильная добыча. 13) Развитие Восточно-Сибирских и Якутских месторождений — Чаяндинское, Ковыктинское, Среднеботуобинское, Талаканское, Юрубчено-Тохомское. Сила Сибири инфраструктура. 14) ВСТО (Восточная Сибирь-Тихий Океан) — нефтепровод. Действующий. Экспорт в Китай и через Козьмино в Японию, Корею. 15) Развитие Каспийского региона — Лукойл-Каспий, Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). После санкций 2022 — переориентация экспортных потоков. Главные потребители российской нефти — Индия (около 40% экспорта), Китай (35%), Турция, Бразилия, ОАЭ. Газовый экспорт — Китай (главное направление), Турция, Венгрия, через ЕС остаточные. Перспективы. Стратегия развития нефтегазовой отрасли до 2050 года. Декарбонизация. CCS — улавливание CO₂ на крупных объектах (пилотные на Кенкияк). Развитие СПГ как стратегический приоритет. На курсе разбирается.

ВИНК (вертикально интегрированные нефтяные компании) — стандартная модель российской нефтегазовой отрасли. Объединение в одной структуре всех этапов от добычи до продажи готовой продукции. Главные российские ВИНК. Роснефть (крупнейшая, контролируется государством через Роснефтегаз), Лукойл (частная), Газпром нефть (дочерняя Газпрома), Сургутнефтегаз (частная закрытая), Татнефть (контролируется правительством Татарстана), Башнефть (Роснефть после консолидации). Зачем интеграция. 1) Снижение зависимости от рыночных колебаний цен на промежуточные продукты. Внутренние цены между подразделениями. 2) Гарантированный сбыт. Свои нефтепродукты в своих АЗС. 3) Оптимизация налогов и трансфертного ценообразования. 4) Стратегическое планирование развития. 5) Безопасность поставок. Структура ВИНК. 1) Добывающие подразделения. Дочерние общества по регионам и месторождениям. Юганскнефтегаз (Роснефть, Нефтеюганск), ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь (Когалым), Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз (Ноябрьск). 2) Геологоразведочные подразделения. Разведка новых месторождений. 3) Транспортные. Внутрипромысловые трубопроводы. Внешние через Транснефть (магистральные нефтепроводы) и Газпром (газопроводы). 4) Перерабатывающие подразделения. НПЗ, нефтехимические комплексы. 5) Сбытовые подразделения. Сети АЗС. Лукойл — около 5 тысяч АЗС в РФ и за рубежом. Роснефть, Газпром нефть, Татнефть, Башнефть, Сургутнефтегаз — собственные сети. 6) Сервисные подразделения. Бурение, КРС, геофизика. Часто в дочерних структурах или с независимыми подрядчиками. 7) Энергетические подразделения. Электроснабжение объектов. Газовые ТЭС. 8) Социальные. Спорт, искусство, медицина, благотворительность. Лукойл-Спорт, Роснефть-Спорт, Газпром-Спорт. Безопасность ВИНК. Корпоративные системы управления безопасностью (HSE — Health, Safety, Environment). Стандарты выше нормативных. Аудит. Регулярные проверки. Аттестация работников Б.2.1, Б.2.2, Б.2.3, Б.7, Б.8, Г.1 в зависимости от позиций. Корпоративные программы обучения. Карьерный рост. Молодой специалист — путь от инженера на месторождении до главного инженера региона или комплекса за 10-15 лет. На уровне холдинга — позиции технического директора, операционного директора. Зарплаты. Высокие по российским меркам. На крупных месторождениях — 100-300 тысяч для рядовых инженеров, 500 тысяч — 1 млн для руководителей. Северные коэффициенты дают +50-100% в Якутии, ЯНАО, ХМАО. После санкций 2022. Корпоративные изменения. Уход западных партнёров (BP из Роснефти, Shell из Сахалин-2). Замещение российскими структурами. Сохранение производства и развитие. Российские ВИНК — глобально конкурентоспособные. На курсе разбирается.

Западная Сибирь (главным образом ХМАО — Ханты-Мансийский АО и ЯНАО — Ямало-Ненецкий АО) — крупнейший нефтегазовый регион РФ. Около 60-70% российской добычи нефти и большая часть газа. Климат и условия работы. Резко континентальный климат. Зимние температуры до -50°C. Полярная ночь зимой. Сильные ветры. Болотистая тундра летом. Вечная мерзлота под значительной частью территории. Сложности транспорта — основные дороги зимники (зимние дороги по льду рек). Период работы. Летний период (июнь-сентябрь) — основные строительные работы. Зимний период — добыча, эксплуатация в основном режиме. Сезонность отдельных операций. Главные месторождения Западной Сибири. 1) Самотлор (Нижневартовск, Роснефть-Самотлорнефтегаз). Крупнейшее на постсоветском пространстве. Около 25 млрд тонн начальных извлекаемых запасов. Эксплуатация с 1970 года. Глубокая стадия истощения, но продолжает быть значительной частью российской добычи. Применение третичных методов добычи. 2) Приобское (ХМАО, Газпром нефть). Крупное. 3) Приразломное (ХМАО, Роснефть). Крупное. 4) Уренгойское газоконденсатное (ЯНАО, Газпром). Крупнейшее газовое в мире. Около 16 трлн м³ запасов. 5) Ямбургское (ЯНАО, Газпром). Крупное газовое. 6) Бованенковское (Ямал, Газпром). Стратегическое газовое для экспорта (Сила Сибири, СПГ). 7) Ванкорское (Красноярский край, Роснефть). Современное. Стратегический проект. 8) Юрубчено-Тохомское (Красноярский край, Роснефть). 9) Верхнечонское (Иркутская обл., Роснефть). 10) Чаяндинское (Якутия, Газпром). Для Силы Сибири. 11) Ковыктинское (Иркутская обл., Газпром). Для Силы Сибири. 12) Северо-Колпаковское (Сахалин). 13) Кашаганское (Каспийский, ENI+Лукойл+CNPC+ExxonMobil — особо сложное). Города-нефтяники. Сургут (Сургутнефтегаз — 300 тысяч населения), Нижневартовск (Роснефть, население 280 тысяч), Когалым (Лукойл, 70 тысяч), Нефтеюганск (Роснефть, 130 тысяч), Ноябрьск (Газпром нефть, 110 тысяч), Новый Уренгой (Газпром, 110 тысяч), Надым (Газпром, 45 тысяч), Тарко-Сале (Газпром, 22 тысячи). Особенности эксплуатации. 1) Высокая обводнённость. Многие месторождения Западной Сибири — обводнённость 80-95%. Это нормальная стадия зрелого месторождения. Меры — ЭЦН с системами разделения, нагнетательные скважины. 2) Сероводород. На отдельных месторождениях. Меры Б.2.1. 3) Низкие температуры. Спецтехника с обогревом. Спецодежда. Защита трубопроводов от замерзания (изоляция, обогрев). 4) Промерзание грунта. Защита трубопроводов от пучения. 5) Болотистые условия. Особенности обустройства. Гати для проездов. 6) Удалённость от центров. Логистика — большая стоимость. Воздушный транспорт для критичных грузов и работников. Жизнь и работа. Вахтовый метод стандарт. 14/14, 28/28, 30/30 дней (работа/отдых). Перевозка работников из родных городов авиатранспортом. Корпоративные гостиницы (общежития) на промыслах. Усиленное питание. Спортивные комплексы. Льготы — северный коэффициент (от 30% в южной части до 100% в северной). Северная надбавка за стаж (от 10% до 100%). Льготная пенсия. Карьерный рост. Молодые специалисты часто начинают на удалённых месторождениях из-за высоких зарплат. Через 10-15 лет — переход в центральные офисы или на руководящие должности. На курсе разбирается.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — газовая фаза, выделяющаяся при добыче нефти на ОПО. Стратегический ресурс, ранее массово сжигавшийся в факелах. Состав. Метан (CH₄) — 30-90% в зависимости от месторождения. Этан, пропан, бутаны — 5-30%. Тяжёлые компоненты (C₅+ конденсат) — 1-15%. Углекислый газ (CO₂) — 1-5%. Азот (N₂) — 0,5-3%. Сероводород (H₂S) — от 0 до 5% (особо в Астраханской области). Гелий (для отдельных месторождений Восточной Сибири — стратегический). Газовый фактор (ГФ). Объём ПНГ на тонну нефти. От 5 м³/т (низкогазированные нефти) до 1000 м³/т (для отдельных газонефтяных смесей). Стандартный 50-200 м³/т для большинства российских месторождений. Главные источники. Все нефтедобывающие месторождения. Особенно велик ПНГ Западной Сибири, Восточной Сибири, Тимано-Печорской провинции. Российский объём ПНГ — около 90-100 млрд м³/год. Историческая проблема. До 2010-х значительная часть ПНГ сжигалась в факелах — экологическая катастрофа и потеря ценного сырья. Россия — мировой лидер по сжиганию ПНГ. Утилизация на уровне 50-60% в 1990-2000-е. Программа утилизации ПНГ. Постановление Правительства РФ 2009 с целевым показателем — утилизация ПНГ не менее 95% к 2014. Штрафы за неисполнение. Программа реализована. Текущая утилизация около 85-90%. Полное достижение 95% — сложно (особенно для удалённых малых месторождений). Главные направления утилизации ПНГ. 1) Подача в магистральные газопроводы (после подготовки на УКПГ — осушка, очистка от H₂S, отбензинивание). Стандарт для крупных месторождений с близкой газотранспортной инфраструктурой. 2) Использование на собственные нужды месторождения — газовые турбины ТЭС для электричества, газовые котельные для тепла, газлифт скважин. 3) Производство ШФЛУ (широкой фракции лёгких углеводородов) — пропан-бутан, лёгкий бензин. Дальнейшая переработка на ГПЗ (газоперерабатывающих заводах) с производством этана, пропана, бутанов для нефтехимии. 4) Производство СПГ — для удалённых месторождений с возможностью морского экспорта. Ямал-СПГ, Арктик-СПГ-2. 5) GTL (Gas-to-Liquids) — производство синтетических жидких топлив из газа. Перспективно. Пилотные проекты. 6) Производство метанола из ПНГ. Перспективно. 7) Закачка в пласт для поддержания пластового давления (газовое заводнение). 8) Реинжекция в исчерпанные пласты для хранения. Лидеры производителей оборудования утилизации ПНГ. Газовые турбины — Solar Turbines (США, исторически), Siemens (Германия), Уральский турбинный, российские разработки. Компрессоры — Atlas Copco, Sulzer, российские «Уралкомпрессор», «Промкомпрессор». ГПЗ — Газпром, СИБУР, Лукойл. Сложности достижения 95%. Удалённые малые месторождения. Старые скважины с малым ПНГ. Сезонные изменения газоотдачи. Меры — стимулирование инвестиций, региональные программы. На курсе разбирается.

Шельфовые нефтегазовые проекты — наиболее сложная и капиталоёмкая часть отрасли. Высокие риски, высокие затраты, высокие потенциалы. Российские шельфовые проекты. 1) Приразломная (Газпром нефть). Стационарная ледостойкая нефтедобывающая платформа в Печорском море (Арктика). Действует с 2013. Добыча около 3,5 млн тонн нефти/год. Стратегический проект российского шельфа. Платформа спроектирована для арктических условий — давление льда, низкие температуры. 2) Сахалин-1 (после смены контроля в 2022). Группа месторождений у северо-восточного побережья Сахалина. Платформы Орлан, Беркут, Чайво. Морская добыча нефти и газа. До 2022 — операторство ExxonMobil. После — российские структуры. 3) Сахалин-2 (после смены контроля). Платформы Моликпак, Лунская-А, Пильтун-Астохская-Б. СПГ-завод в Пригородном. До 2022 — Shell-Газпром. После — российские. 4) Сахалин-3 (Газпром). Развитие. Перспективы. 5) Каспийские проекты Лукойла — им. Корчагина, им. Филановского, Ракушечное. Стационарные платформы. 6) Прирaзломнинская, Долгинская, Ленинградская месторождения арктического шельфа (Газпром, Роснефть) — перспективы. 7) Арктический шельф (Газпром, Роснефть) — стратегические запасы. Развитие после 2030. Сложности шельфовых проектов. 1) Высокие капитальные затраты. Морские платформы — миллиарды USD. 2) Сложная логистика. Доставка оборудования и работников. 3) Жёсткие условия Арктики — лёд, шторма, низкие температуры, полярная ночь. 4) Удалённость от берега — сложность ремонта и реагирования на аварии. 5) Экологические риски. Утечки нефти в море — катастрофические для биоразнообразия (Deepwater Horizon — пример). 6) Технологические риски. Сложное буровое оборудование. Управление с платформ. 7) Сейсмические условия (Сахалин). Землетрясения. 8) Зависимость от импортного оборудования. После санкций 2022 — серьёзная проблема. Меры безопасности. 1) Стационарные платформы с многократным резервированием систем безопасности. 2) Подземные клапаны-отсекатели (subsurface safety valves) — обязательные. 3) Противовыбросовое оборудование (BOP) с многократным резервированием. 4) Системы аварийного отключения. 5) Системы пожаротушения. 6) Спасательные средства — танкеры-спасатели поблизости, спасательные плоты. 7) Регулярные учения — имитация эвакуации, открытого фонтана, пожара. 8) Аттестация работников Б.2.1, Б.2.2, специальная по шельфу. 9) Координация с МЧС, аварийно-спасательными службами. 10) Страхование особо высокого уровня. Уроки катастроф. Deepwater Horizon (Мексиканский залив, 2010) — 11 погибших, 4,9 млн баррелей нефти разлиты. Piper Alpha (Северное море, 1988) — 167 погибших. Полное переосмысление подходов к безопасности шельфовых проектов. Регулирование российского шельфа. ФНП «Правила безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе». Лицензирование — Минприроды. Контроль — Ростехнадзор, Росприроднадзор. Перспективы. Освоение Арктики — стратегический приоритет до 2050. Развитие технологий ледостойких платформ. Локализация после санкций 2022. Партнёрство с китайскими и индийскими компаниями. На курсе разбирается.

Российский нефтегазовый комплекс — один из самых высокооплачиваемых секторов экономики. На крупных месторождениях ВИНКов (Роснефть — Юганскнефтегаз Нефтеюганск, Самотлорнефтегаз Нижневартовск, Ванкорнефть Красноярск, Верхнечонскнефтегаз Иркутск, Восток Ойл Таймыр; Лукойл — Когалым, Усинск, Пермь, Нижневолжск, Калининград, Каспий; Газпром — Уренгой, Ямбург, Бованенково, Чаянда; Газпром нефть — Ноябрьск, Муравленко; Сургутнефтегаз — Сургут; Татнефть — Альметьевск; Башнефть — Уфа; ИНК — Иркутск; НОВАТЭК — Сабетта) инженер-технолог месторождения в первый год получает 135–245 тысяч рублей, главный технолог ЦДНГ — 265–445 тысяч, начальник цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) — 325–545 тысяч, главный механик и главный энергетик месторождения — 285–485 тысяч, главный инженер месторождения — 485–825 тысяч, главный специалист по промышленной безопасности — 345–585 тысяч, эксперт ЭПБ по нефтегазу (аттестованный) — 285–585 тысяч, технический директор ВИНК — 725 тысяч – 1,35 млн в месяц. На удалённых северных месторождениях (ЯНАО, ХМАО, Якутия, Красноярский край Таймыр, Восток Ойл, Бованенково, Чаянда) — северный коэффициент даёт +50-100%. Главные инженеры — 700 тысяч – 1,5 млн. На вахтовых работах — особо высокие оклады для оперативных позиций (мастера буровых установок, главные инженеры буровых, операторы скважин) — 200-400 тысяч + северные. На шельфовых проектах (Приразломная, Сахалин-1, Сахалин-2, Каспий) — премиум-уровни. Главные инженеры платформ — 1-2 млн с пакетом. На программе СПГ (Ямал-СПГ, Арктик-СПГ-2 — НОВАТЭК) — стратегические проекты с премиальными зарплатами. Корпоративные. Роснефть — крупнейшая ВИНК с государственным контролем. Главные инженеры месторождений — 700 тысяч – 1,2 млн. Технические директора холдинга — 2-5 млн с акциями. Лукойл — частная. Главные инженеры — 600 тысяч – 1 млн. Технические директора — 2-4 млн. Газпром — крупнейший газовик. Главные инженеры дочерних — 600-900 тысяч. Технические директора — 1,5-3 млн. Сургутнефтегаз — закрытая частная. Стандартные. Татнефть — частично контролируется Татарстаном. Стандартные. НОВАТЭК — частный СПГ-лидер. Стратегические проекты — премиум. Главные инженеры — 700-900 тысяч. Сервисные компании. Schlumberger (после ухода в 2022 — российские), Baker Hughes, Halliburton (тоже ушли) — стандартные международные позиции исторически. Замещены российскими и китайскими. Газпром бурение, Лукойл-Бурение, EDC — стандартные. Государство. Ростехнадзор — отдел нефтегаза. Стандартные. Эксперты ЭПБ — премиум-ниша. Гонорары 300-700 тысяч за заключение. Преподавание. РГУ нефти и газа им. Губкина — главный ВУЗ. УГНТУ. Тюменский индустриальный университет. КНИТУ-КХТИ. Самарский ГТУ. Карьерный рост. Молодой инженер — 5-7 лет до главного технолога ЦДНГ. 10-15 лет — до главного инженера месторождения. На шельфе — ускоренная карьера. Перспективы. С развитием стратегических проектов (Восток Ойл, Сила Сибири-2, Арктик-СПГ-2, Сахалин-3, Каспийский шельф) — устойчивый высокий спрос. Программа подготовки даёт документ для аттестации в Ростехнадзоре по Б.2.1 и работы на руководящих и специальных должностях нефтегазовых ОПО.